美國 美國

證券交易委員會

華盛頓，哥倫比亞特區20549

表格 20-F

(標記 一)

或

截至2020年12月31日的財政年度

或

[] 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節提交的過渡報告

或

[]根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節規定的空殼公司報告

需要該空殼公司報告的事件日期 ：不適用

對於 ，從_到_的過渡期

委託 文檔號：001-39164

印度尼西亞 能源有限公司

(註冊人在其章程中明確規定的名稱)

不適用

(將註冊人姓名翻譯成英文)

開曼羣島

(公司或組織的管轄權 )

Gedung(Br)Graha Anugerah

JL. Raya Pasar Minggu 17A號

Kelurahan，Kecamatan Pancoran

雅加達 塞拉坦12780-印度尼西亞

(主要執行辦公室地址 )

詹姆斯·J·Huang

首席投資官

電話： +62 21 576 8888

電子郵件： james.ang@Indo-energy.com

(公司聯繫人姓名、電話、電子郵件和/或傳真號碼和地址)

根據該法第12(B)條登記或將登記的證券：

根據該法第12(G)條登記或將登記的證券：無

根據該法第15(D)條負有報告義務的證券：無

顯示 截至年報所述期間結束時發行人所屬各類資本或普通股的流通股數量：截至2020年12月31日，註冊人發行和發行的普通股數量為7,407,955股，每股面值0.00267美元。

如果註冊人是證券法規則405中定義的知名經驗豐富的發行人，請用複選標記表示 。[] 是[]不是

如果此報告是年度報告或過渡報告，請勾選標記以確定註冊人是否不需要根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節提交報告。[]是[]不是

注 -勾選上述複選框不會解除根據《1934年證券交易法》第13或15(D)節要求提交報告的任何註冊人在這些條款下的義務。

用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短時間內)提交了1934年《證券交易法》第13條或第15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。[]是[] 否

用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則(本章232.405節)規則405要求提交的每個交互數據文件。[]是[]不是

用複選標記表示註冊者是大型加速文件服務器、加速文件服務器、非加速文件服務器還是新興的成長型公司。見《交易法》第12b-2條規則中“大型加速申請者”、“加速申請者”和“新興成長型公司”的定義。

如果 一家根據美國公認會計原則編制財務報表的新興成長型公司，用勾號表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據交易法第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則† 。[]

† 新的或修訂的財務會計準則是指財務會計準則委員會在2012年4月5日之後發佈的對其會計準則編纂的任何更新。

用複選標記表示註冊人在編制本文件所包含的財務報表時使用了哪種會計基礎：

如果在回答上一個問題時勾選了“其他”，請用勾號表示登記人選擇遵循的財務報表項目 。

[] 第17項[]項目18

如果這是年度報告，請用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如《交易所規則》第12b-2條所述)。

[] 是[]不是

在根據法院確認的計劃進行證券分配之後，用複選標記表示註冊人是否已提交了根據《1934年證券交易法》第12、13或15(D)節要求提交的所有文件和報告。

[] 是[]不是

目錄表

有關前瞻性陳述的警示性 聲明

本年度報告包含根據1995年《私人證券訴訟改革法》的安全港條款作出的某些前瞻性陳述。前瞻性陳述包括但不限於有關我們或我們的 管理層對未來的期望、希望、信念、意圖或戰略的陳述，以及除歷史事實以外的其他陳述。此外，任何提及未來事件或情況的預測、預測或其他描述，包括任何基本假設的陳述，均為前瞻性陳述。“預期”、“相信”、“繼續”、“可能”、“估計”、“預期”、“打算”、“可能”、“預測”、“計劃”、“可能”、“潛在”、“預測”、 “項目”、“應該”、“將”以及類似的表述可以識別前瞻性陳述，但沒有這些詞語並不意味着陳述不具有前瞻性。

本年度報告中的 前瞻性陳述基於各種假設，其中許多假設又基於進一步的 假設，包括但不限於管理層對歷史運營趨勢、我們的 記錄中包含的數據以及第三方提供的其他數據的檢查。儘管我們認為這些假設在作出時是合理的，但 由於這些假設本身就會受到難以或不可能預測且超出我們控制範圍的重大不確定性和意外事件的影響，因此我們不能向您保證我們將實現或實現這些預期、信念或 預測。因此，我們告誡您不要依賴任何前瞻性陳述。

其中許多 基於我們對超出我們控制或預測能力的因素的假設， 受到重大風險和不確定因素的影響，這些風險和不確定性在“第3項.關鍵信息-D.風險因素”中有更全面的描述。 這些因素中的任何因素或這些因素的組合都可能對我們未來的運營結果和前瞻性表述的最終準確性產生重大影響。我們未來財務業績的波動可能會對我們 普通股的價值產生負面影響。除了這些重要因素外，我們認為可能導致實際結果與前瞻性陳述中討論的結果大不相同的重要因素包括：

如果 一個或多個前述風險或不確定性成為現實，如果我們的任何假設被證明是不正確的，或者我們無法解決任何前述因素，我們的實際結果可能在重大和不利方面與這些前瞻性陳述中預測的 大相徑庭。因此，不能保證我們預期的實際結果或發展將會實現，或者即使實質上實現了，也不能保證它們會對我們產生預期的後果或影響。 鑑於這些不確定性，告誡潛在投資者不要過度依賴此類前瞻性陳述。

我們 不承擔更新或修改任何前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、未來事件 還是其他原因，除非適用法律可能要求。如果更新了一個或多個前瞻性陳述，則不應推斷將對這些或其他前瞻性陳述進行額外更新。

風險 因素摘要

以下是與我們公司相關的風險、不確定性和其他因素的摘要。由於以下僅為摘要，因此鼓勵您 仔細考慮“第1A項”中列出的所有風險因素。風險因素“和本報告中包含的所有其他信息，包括財務報表。

第 部分I

除文意另有所指外，如本年度報告所用，“本公司”、 及“本公司”均指印度尼西亞能源有限公司及其任何或所有附屬公司。提及我們的“管理層”或我們的“管理團隊”是指我們的高級管理人員和董事。除非另有説明，本年度報告20-F表(本“年度報告”)中的所有行業和市場數據均以美元表示。除非另有説明， 本年度報告中與本公司相關的所有財務和其他數據均以美元表示。本年度報告中提及的“$” 或“US”均指美元。

請 有關石油和天然氣相關術語以及本年度報告中使用的其他定義術語和大寫術語的列表，請參閲《術語表》。

第 項1.董事、高級管理人員和顧問的身份

不適用 。

第 項2.優惠統計和預期時間表

不適用 。

第 項3.關鍵信息

下表彙總了我們的財務數據。以下是截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度運營報表數據以及截至2020年12月31日和2019年12月31日的資產負債表數據，這些數據來自本年度報告中其他部分包括的經審計財務報表。以下截至2017年12月31日的經營報表數據和截至2018年12月31日和2017年12月31日的資產負債表數據來自我們截至2018年12月31日和2017年12月31日的經審計財務報表，本年度報告中未包括這些數據。我們的歷史結果並不一定代表未來可能取得的結果。以下表格中的數字均以美元為單位 ，但股票編號除外。

運營數據報表 ：

資產負債表數據：

不適用 。

不適用 。

投資我們的普通股涉及很高的風險。在決定是否投資我們的普通股之前，您應仔細考慮以下描述的風險以及本報告中的其他信息，包括我們的綜合財務報表和相關附註以及本年報中的所有其他披露 。發生下列任何事件或事態發展都可能對我們的業務、財務狀況、經營業績和增長前景產生重大不利影響。 在這種情況下，我們普通股的市場價格可能會下跌，您可能會損失全部或部分投資。其他 我們目前不知道或我們目前認為不重要的風險和不確定性也可能損害我們的業務、財務狀況、運營結果和增長前景。

與我們的業務相關的風險

我們缺乏資產和地域多元化增加了在我們的投資風險，如果我們不多元化，我們的財務狀況和運營業績可能會惡化 。

我們的業務重點是印尼有限地區的石油和天然氣勘探，以及在我們的許可證區內發現的任何重要儲量的開採。因此，我們在業務性質和地理範圍方面都缺乏多樣性。如果我們的業務更加多元化，我們很可能會受到影響我們行業或我們運營的地區的因素的影響更大。如果我們不能使我們的業務多樣化，我們的財務狀況和業務結果可能會惡化。

石油和天然氣價格下跌 已經並可能繼續對我們的運營業績和財務狀況產生不利影響。

我們的收入、現金流、盈利能力和未來增長率在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格。 我們以有吸引力的條款借入資金和獲得額外資本的能力也在很大程度上取決於石油和天然氣的價格 。從歷史和最近來看，全球石油和天然氣價格和市場一直不穩定，未來可能會繼續波動。

石油和天然氣的價格 會受到較大波動的影響，以應對石油和天然氣供需的相對較小的變化、市場的不確定性以及我們無法控制的各種額外因素。這些因素包括國際政治狀況、國內外石油和天然氣供應情況、消費者需求水平和影響此類需求的因素、天氣狀況、國內外政府法規、替代燃料的價格和可獲得性以及整體經濟狀況。此外，各種因素，包括國內外對生產和運輸的監管效果、 總體經濟狀況、其他生產商鑽探導致的供應變化以及需求變化，可能會對我們銷售石油和天然氣產品的能力產生不利影響。石油或天然氣價格的任何大幅下跌都將對我們的收入、運營收入、現金流和借款能力產生不利影響，並可能需要降低我們石油和天然氣資產的賬面價值 和我們計劃的資本支出水平。這種風險在2020年得到了證明，全球新型冠狀病毒大流行導致石油價格出現非常顯著的波動，在大流行持續以及全球經濟仍不確定的情況下，我們可能會繼續受到石油和天然氣價格相關風險的影響。

在與政府達成的任何天然氣銷售安排中，我們未來可能加入的任何安排都存在固有的信用風險。

印尼的天然氣供應合同是在SKK Migas、天然氣買家和賣家之間逐個油田談判的。天然氣供應合同中常見的 條款是一種按需付費的安排，買方需要支付與某些預先商定的天然氣數量相對應的價格 並取消這些數量，或者支付相應的價格，而無論是否購買。在某些情況下，例如印度尼西亞或全球的工業或經濟危機，買方可能不願意或無法支付這些款項，這可能會引發合同的重新談判，併成為各方之間法律糾紛的主題 。當我們建立天然氣生產並與政府簽訂相關合同時， 此合同條款可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響，因為它會減少我們的淨利潤或增加我們未來的總負債，或者兩者兼而有之。

我們 面臨來自政府的信用風險，以及印尼國家石油公司有能力及時支付我們公司的運營成本和利潤分享 拆分。

我們目前的現金流入依賴於與印尼國家石油公司的“成本回收”和利潤分享安排，這意味着 所有運營成本(勘探、開發、開採、生產、運輸、營銷、廢棄和場地修復過程中產生的支出和債務)由我們公司墊付，然後由印尼國家石油公司償還，外加運營利潤的一部分 。印尼國家石油公司的任何延遲付款都可能對我們的運營產生不利影響，並推遲資本投資的時間表 ，否則可能會對我們的業務、前景、財務狀況和運營結果產生不利影響。

鑽探油井和天然氣井是一項高風險活動。

我們的增長在很大程度上依賴於我們鑽探計劃的成功。鑽探天然氣和石油涉及許多風險，包括不會遇到具有商業價值的天然氣或油氣藏的風險。鑽井、完成 和操作油井的成本巨大且不確定，鑽井作業可能會因我們無法控制的各種因素而減少、推遲或取消，包括：

我們未來的鑽探活動可能不會成功，如果不成功，這種失敗將對我們未來的運營結果和財務狀況產生不利影響。我們的總體鑽探成功率或特定地理區域內活動的鑽探成功率可能會下降。我們可能無法在預期的 時間範圍內租賃或挖掘已確定或預算的潛在客户，或者根本無法。我們可能無法租賃或鑽探特定的潛在客户，因為在某些情況下，我們在尋求潛在客户或地點的期權或租賃權之前，會先確定潛在客户或鑽探地點。同樣，我們的鑽探計劃可能與我們的資本預算 不同。關於任何預定或預算油井的鑽探的最終決定將取決於許多因素，包括：

這些 項目可能不會成功開發，如果鑽井，可能不會遇到商業生產的天然氣或石油的儲集層。

較低的石油和/或天然氣價格也可能會減少我們可以經濟地生產的石油和/或天然氣的數量。

持續 石油和/或天然氣價格的大幅下跌可能會使我們的勘探、開發和開採項目的很大一部分從經濟角度來看是不可行的，這可能導致我們不得不大幅下調我們的 估計已探明儲量。因此，石油和/或天然氣價格的持續或大幅下跌，如我們自2014年中以來經歷的 ，並在新冠肺炎大流行期間加劇，對我們未來的業務、財務狀況、運營業績、流動性和融資能力造成、已經並可能在未來造成重大不利影響 。此外，如果我們經歷了石油和天然氣價格的持續大幅下跌，導致我們的石油和天然氣資產的預期未來現金流低於我們的資產的賬面淨值，我們可能需要減記我們的石油和天然氣資產的價值。任何此類資產減值都可能對我們的運營業績產生重大不利影響，進而影響我們普通股的交易價格。

新冠肺炎的爆發和能源市場的波動可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。

新冠肺炎的爆發和2020年3月的大流行在全球造成了重大破壞。 世界各地的政府當局、個人和公司為防止新冠肺炎傳播而採取的行動限制了旅行、商業運營以及包括美國和印度尼西亞在內的全球 個人活動和麪對面互動的整體水平。此外，大流行的影響，包括石油和天然氣需求的減少，加上石油輸出國組織(“歐佩克”)成員國在2020年3月宣佈降價和增產後大宗商品價格大幅下降，導致全球經濟普遍大幅收縮，特別是石油和天然氣勘探行業。雖然歐佩克及其盟友此後已經宣佈了減產協議 ，但這種情況，加上新冠肺炎的影響， 繼續導致石油和天然氣行業大幅下滑，導致截至2020年12月31日的年度收入和成本回收權利低於2019年。

新冠肺炎疫情已導致我們修改業務做法，包括限制員工差旅，要求員工 遠程工作，取消親自參加會議、活動和會議，我們可能會根據政府當局的要求或我們認為最符合員工、客户和業務合作伙伴利益的 採取進一步行動。目前還不能確定這些措施是否足以緩解新冠肺炎帶來的風險，或者是否能讓政府當局滿意。如果我們的多名員工同時感染新冠肺炎，我們的運營可能會受到不利影響。

新冠肺炎疫情持續擾亂資本市場，尤其是能源行業，可能會 對我們的融資能力產生負面影響。過去，我們通過發行股權證券為業務融資。 然而，我們無法預測新冠肺炎引發的宏觀經濟混亂何時會消退，或者經濟何時會恢復到新冠肺炎之前的水平(如果有的話)。這種宏觀經濟中斷可能會擾亂我們籌集額外資本為我們未來的運營提供資金的能力，這可能會對我們的業務、財務狀況和前景產生實質性的不利影響， 並最終可能導致我們的業務失敗。

新冠肺炎最終對我們的業務、運營結果和財務狀況的影響程度將取決於未來的 發展，這些發展是不確定和無法預測的，包括但不限於新冠肺炎或新冠肺炎的變體的持續時間和傳播、其嚴重性、遏制新冠肺炎或治療其影響的措施(如接種疫苗)、以及恢復正常經濟和運營條件的速度和程度。即使在新冠肺炎消退之後，我們也可能繼續經歷其全球經濟影響對我們的業務造成的 實質性不利影響，包括已經發生或未來可能發生的任何衰退，以及對石油和天然氣價格的持久影響。

我們 可能無法為增加儲量和產量所需的資本支出提供資金。

我們 必須進行資本支出，以開發現有儲量並發現新的儲量。從歷史上看，我們主要通過關聯方和非關聯方融資為我們的資本支出提供資金，我們預計未來將繼續利用這些資源(以及來自潛在股權和債務融資的資金以及任何未來的正現金流)。然而， 我們不能向您保證，我們未來將有足夠的資本資源為我們所有計劃的資本支出提供資金。 情況尤其如此，因為我們籌集的資金少於我們在2019年12月首次公開募股時的預期，這可能需要我們修改我們的鑽探和其他運營計劃。

此外，石油和天然氣價格的波動、我們鑽探計劃的時機和鑽探結果將影響我們的運營現金流。 較低的價格和/或產量也可能會減少收入和現金流，從而減少可用於滿足我們資本需求的財務資源 ，包括減少可用於追求我們的鑽探機會的金額。如果我們的運營現金流沒有因為資本支出而增加，我們的運營現金流將需要更大比例的運營現金流來償還債務和運營費用，我們的資本支出必然會減少。

戰略 決定，包括將資本和其他資源分配給戰略機會，是具有挑戰性的，我們未能在戰略機會中適當地分配資本和資源，可能會對我們的財務狀況 產生不利影響，並降低我們的增長率。

我們未來的增長前景取決於我們為業務確定最佳戰略的能力。在制定我們的業務計劃時，我們已經並將繼續考慮將資本和其他資源分配到我們業務的各個方面，包括油井開發(主要是鑽井)、儲量收購、勘探活動、公司項目和其他替代方案。我們也有並將繼續考慮我們可能的資金來源。我們為當前業務計劃提供資金的能力取決於我們的可用資金。由於我們在2019年12月的首次公開募股中籌集的資金少於預期，我們 面臨着與這些資金分配相關的挑戰，這要求我們修改我們的業務計劃，而這 可能會對我們為計劃提供充分資金的能力帶來挑戰。

此外，儘管我們在制定業務計劃時做出了決定，我們仍會定期注意到以前未確定的業務機會，包括可能的收購和處置。如果我們未能確定最佳的業務戰略，或未能優化我們的資本投資和籌資機會以及其他資源的使用來推進我們的業務戰略，我們的財務狀況和增長率可能會受到不利影響。此外，經濟或其他情況可能與我們的業務計劃設想的情況不同，我們未能認識到或響應這些 變化可能會限制我們實現目標的能力。

我們對未來鑽探活動的預期將在幾年內實現，使其容易受到不確定性的影響， 可能會實質性地改變此類活動的發生或時間。

我們 已經確定了鑽探地點和未來鑽探機會的前景，包括開發和勘探鑽探活動 。這些鑽探地點和前景是我們未來鑽探計劃的重要組成部分。我們鑽探和開發這些地點的能力取決於許多因素，包括資金的可用性、監管部門的批准、與第三方的協議談判 、商品價格、成本、設備、服務、資源和人員的可獲得性和可用性 以及鑽探結果。不能保證我們將在這些地點鑽探，也不能保證我們將能夠從這些地點或任何其他潛在的鑽探地點生產石油。我們在規劃和執行鑽探計劃時所依據的法律或法規的變化可能會對我們成功完成這些計劃的能力產生不利影響。

我們估計的石油儲量是基於可能被證明是不準確的假設。

石油工程是對無法精確測量的石油和天然氣儲量進行估計的主觀過程，其他工程師的估計可能與本文中的估計大不相同。在估計已探明石油的數量時，存在許多固有的假設和不確定性，包括預測未來的產量、開發支出的時間和數量以及石油和天然氣的價格，其中許多都超出了我們的控制範圍。估計日期之後的鑽井、測試和生產結果可能需要進行修改。因此，儲量估計往往與最終回收的石油和天然氣數量 有很大不同，如果該等回收數量大幅低於初始儲量 估計，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。

我們 可能找不到與我們的勘探活動相關的任何具有商業價值的油氣藏。

我們的業務前景目前取決於從我們的Kruh區塊中提取資產，以及在我們的 Citarum區塊中找到足夠的儲量。鑽探涉及許多風險，包括我們鑽探的新油井將無法生產或我們 無法收回全部或任何部分資本投資的風險。開採石油和天然氣可能無利可圖。在鑽井、運營和其他成本之後不能產生足夠的淨收入的油井是無利可圖的。根據其性質，對未開發儲量的估計不那麼確定。開採此類儲量將需要鉅額資本支出 以及成功的鑽井和完井作業。此外，通過對鄰近物業進行其他操作，我們的物業可能會受到生產排水的影響。如果我們生產的石油和天然氣數量減少，我們的運營現金流可能會減少 。

我們 可能無法通過獲得額外生產我們勘探區塊的權利來擴大運營。

我們的關鍵業務戰略之一是擴大我們的資產組合，其中可能包括生產我們的勘探區塊。我們目前已經確定了一個這樣的潛在區塊-Rangkas地區，我們的目標將是確保在Rangkas和印度尼西亞其他地區開展活動的權利 ，然而，由於競爭性招標過程和圍繞政府合同的不確定性，我們可能無法獲得在任何其他地區進行勘探或生產活動的權利。 尤其是，我們在通過印尼 政府的招標過程收購新石油區塊方面面臨來自其他石油和天然氣公司的競爭。我們這些招標的競爭對手包括印尼國家石油公司(PerTamina)(它可以自己投標區塊)和其他久負盛名的大型國際石油和天然氣公司。這類公司 擁有更多的資本資源，在競標特許權時能夠提供更有吸引力的條款。如果我們 無法獲得更多區塊的權利，我們將沒有額外的收入和利潤機會，並繼續 受到與我們目前缺乏資產多元化相關的風險的影響，所有這些都會損害我們的運營結果。

我們 可能跟不上我們行業的技術發展。

石油和天然氣行業的特點是快速和重大的技術進步以及採用新技術的新產品和新服務的推出。隨着其他人使用或開發新技術，我們可能會處於競爭劣勢，而競爭壓力可能會迫使我們以高昂的成本實施這些新技術。此外，其他石油和天然氣公司 可能擁有更大的財力、技術和人力資源，使他們能夠享受技術優勢，並可能在 未來允許他們在我們之前實施新技術。我們可能無法應對這些競爭壓力並 及時或以可接受的成本實施新技術。如果我們現在或未來使用的一種或多種技術過時，或者如果我們無法使用最先進的商業可用技術，我們的業務、財務狀況和運營結果可能會受到實質性的不利影響。

我們 可能不遵守我們建議的鑽探計劃。

雖然我們已經在內部批准了Kruh區塊的開發計劃，並公開表示了我們對Kruh區塊新鑽探活動的意向 ，但我們最終決定是否以及何時鑽探任何計劃或預算的油井(無論是否在Kruh區塊 )將取決於許多因素，包括：

儘管我們已確定或預算了多個鑽井地點，但我們可能無法在預期的 時間範圍內或根本無法鑽探這些地點。此外，由於未來的不確定性，我們的鑽探計劃可能與我們的預期不同。

季節性 天氣條件和其他因素可能會對我們進行鑽探活動的能力產生不利影響。

我們的運營可能會受到天氣狀況的不利影響。惡劣天氣條件限制並可能暫時停止在此類條件下運行的能力。這些限制以及由此導致的短缺或高成本可能會延遲或暫時停止我們的石油和天然氣運營，並大幅增加我們的運營和資本成本，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響 。

鑽機、設備、供應、人員和油田服務缺乏可用性或成本高昂，可能會對我們在預算範圍內及時執行開採和開發計劃的能力造成不利影響。

我們的行業是週期性的，經常出現鑽機、設備、供應、油田服務或合格人員短缺的情況。在此期間，鑽機、設備和供應的成本和交付時間大大增加。 此外，隨着現役鑽機數量的增加，對合格鑽機人員的需求和工資率也會上升。 在活動增加的時間和地區，對油田服務的需求也可能會上升，這些服務的成本可能會增加，而這些服務的質量可能會受到影響。如果鑽井平臺、設備、供應、油田服務或合格人員的供應不足或成本過高，在我們的任何業務領域都特別嚴重， 我們可能會受到實質性的不利影響。延遲還可能對我們的運營結果產生不利影響，包括 新油井投產的時間。

由於各種我們無法控制的因素，我們的鑽井作業可能會被削減、推遲或取消。

我們的 鑽井作業存在許多風險，包括：

尤其是關於2020年初的新型冠狀病毒爆發，此次疫情在全球範圍內的全面影響目前是未知和不可預測的，可能對(I)印尼對我們的石油和天然氣的需求、(Ii)我們為鑽井作業配備人員的能力以及(Iii)我們的供應鏈產生重大不利影響。

這些事件中的任何一項都可能對我們進行運營或造成重大損失的能力造成不利影響，包括人身傷害 或生命損失、財產、自然資源和設備的損壞或破壞、污染或其他環境污染、油井損失、監管處罰、暫停運營、律師費以及在起訴或訴訟辯護中產生的其他費用。

我們 不為所有潛在的運營風險投保。我們可能會因與石油和天然氣業務相關的未投保或投保不足的風險索賠而蒙受重大損失，並承擔重大責任。

我們 不保一切險。我們的石油和天然氣開採和生產活動受到與石油和天然氣的鑽探、生產和運輸相關的危險和風險的影響，任何這些風險都可能導致重大損失，原因如下：

我們 有承保典型行業風險的一般保險，每個事件的保險限額為35,000,000美元，每個區塊的保險限額為100,000,000美元。但是，我們不知道任何事故造成的損失的程度，並且存在這樣的風險：我們的保險可能不足以覆蓋所有適用的損失，如果損失被覆蓋的話。因未投保和投保不足事件或超出現有保險覆蓋範圍而產生的損失和負債 可能對我們的業務、財務狀況或經營結果產生重大不利影響。

我們對地震數據的使用受到解釋的影響，可能無法準確識別石油和天然氣的存在。

即使在正確使用和解釋的情況下，地震數據和可視化技術也只是用來協助地球科學家識別地下構造和最終的碳氫化合物指示物的工具，並不能使解釋人員知道這些構造中是否確實存在碳氫化合物。此外，與傳統的鑽井策略相比，使用地震和其他先進技術需要更多的鑽井前支出，我們可能會因這些支出而蒙受損失。由於與我們使用地震數據相關的這些 不確定性，我們的一些鑽探活動可能不會成功或在經濟上不可行， 我們的整體鑽探成功率或特定地區活動的鑽探成功率可能會下降，這可能會對我們產生重大不利影響。

我們 在與土地所有者和我們的 保護區所在的當地社區談判時遇到困難，可能會遇到延誤或增加的成本。

訪問我們運營的站點需要與土地所有者和當地社區簽訂協議(例如，包括評估、通行權和訪問授權) 。如果我們無法與土地所有者談判達成協議，我們可能不得不向法院 申請進入我們的作業地點，這可能會延誤我們在這些地點的作業進度。 不能保證與土地所有者和當地社區的糾紛不會延誤我們的運營，也不能保證我們未來與這些土地所有者和當地社區達成的任何協議都不會要求我們產生額外的成本，從而對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。當地社區也可能抗議或採取行動， 限制或導致他們選出的政府限制我們進入我們的運營地點，這可能會對我們在這些地點的運營產生實質性的不利 影響。

不利的信貸和市場狀況可能會對印尼經濟產生負面影響，並可能對我們獲得資金的能力、我們的總體業務和經營結果產生負面影響。

全球金融危機和全球金融體系中的相關動盪已經並可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生負面影響。特別是，如果主權債務危機或全球流行病加劇了國際信貸市場的中斷，對印尼經濟(我們的石油和天然氣產品由政府在印尼銷售)造成不利影響， 我們的業務可能會受到影響，並可能在我們需要融資的時候對我們進入信貸或資本市場的能力產生不利影響，這可能會影響我們對不斷變化的經濟和商業狀況做出反應的靈活性。上述任何 因素或這些因素的組合，或我們目前未知的類似因素，可能會對我們的流動資金、經營業績和財務狀況產生不利影響。

我們產品的適銷性在很大程度上取決於石油和天然氣收集系統、管道、存儲和加工設施的可用性、接近性和能力。

我們產品的適銷性在一定程度上取決於加工和儲存。此類收集系統和管道上的運輸空間有時是有限的，有時是不可用的，原因是此類設施正在進行維修或改進 ，或者此類空間被其他有優先運輸協議的公司使用。我們的交通選擇也可能受到印尼法律、石油和天然氣生產和運輸的監管、總體經濟狀況 以及供需變化的影響。這些因素和市場的可獲得性是我們無法控制的。如果我們獲得這些運輸和存儲選項的途徑發生重大變化，對我們的財務影響可能是巨大的，並對我們生產和銷售石油和天然氣的能力產生不利影響。

針對石油和天然氣行業使用的系統和基礎設施的網絡攻擊 可能會對我們的運營產生不利影響。

我們的業務越來越依賴數字技術來進行某些勘探、開發和生產活動 。我們依靠數字技術來估計石油儲量，處理和記錄財務和運營數據，分析地震和鑽井信息，並與我們的員工和第三方合作伙伴進行溝通。未經授權 訪問我們的地震數據、儲量信息或其他專有信息可能會導致我們的勘探或生產操作中的數據損壞、通信中斷或其他操作中斷。此外，計算機技術 控制着印尼幾乎所有的石油和天然氣分配系統，這些系統是將我們的產品運往市場所必需的。 針對石油和天然氣分銷系統的網絡攻擊可能會破壞關鍵的分銷和儲存資產或環境， 延遲或阻止向市場交付產品，並使準確計算產量和結算交易變得困難或不可能。

雖然我們沒有經歷過重大的網絡攻擊，但我們未來可能會遭受此類攻擊。此外，隨着網絡攻擊的持續發展 ，我們可能需要花費大量額外資源來繼續修改或增強我們的保護措施 或調查和補救網絡攻擊的任何漏洞。

我們 依賴我們可能無法控制的獨立專家和技術或運營服務提供商。

我們 使用獨立承包商為我們提供某些技術援助和服務。我們依賴鑽機和鑽井設備的所有者和操作員，以及現場服務提供商來鑽探和開發我們的生產前景。我們 還依賴其他第三方的服務來探索和/或分析我們的潛在客户，以確定以經濟高效的方式開發潛在客户的方法。我們對這些服務提供商的活動和業務實踐的控制有限，我們無法與他們保持令人滿意的商業關係，或他們未能提供優質服務， 可能會對我們的業務、運營結果和財務狀況產生重大不利影響。

石油和天然氣的市場狀況，特別是石油和天然氣價格的波動，可能會對我們的收入、現金流、盈利能力和增長產生不利影響。

我們的收入、現金流、盈利能力和未來增長率在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格。價格 還會影響可用於資本支出的現金流數量以及我們借錢或籌集額外資本的能力。較低的價格也可能使我們提高甚至維持目前的石油和天然氣產量水平不划算。

石油和天然氣的價格 受石油和天然氣供需相對較小的變化、市場不確定性和各種我們無法控制的其他因素的影響而出現大幅波動，包括：

對已探明儲量和未來淨收入的估計從本質上講是不準確的。

根據美國證券交易委員會要求估算石油儲量的過程很複雜，涉及評估可用地質、地球物理、工程和經濟數據的決策和假設。因此，這些估計是不準確的。實際 未來產量、石油和天然氣價格、收入、税收、資本支出、運營費用和可採石油儲量很可能與估計的不同。任何重大差異都可能對我們儲量的估計數量和現值產生重大影響。此外，我們可能會調整對已探明儲量的估計，以反映生產歷史、勘探和開發結果、當前石油和天然氣價格以及其他因素，其中許多因素是我們無法控制的。

除非我們更換我們的石油儲備，否則隨着時間的推移，我們的儲量和產量將會下降。我們的業務有賴於我們繼續成功地識別生產油田和前景，以及我們未來鑽探所確定的地點可能無法生產出商業數量的石油或天然氣 。

石油資產的產量隨着儲量的枯竭而下降，下降的速度取決於儲集層的特徵。因此，隨着這些儲量的生產，我們目前已探明的儲量將會下降。我們未來的石油儲量和產量，以及我們的現金流和收入，高度依賴於我們能否有效地開發我們目前的儲量，並在經濟上 找到或獲得額外的可採儲量。雖然我們過去在確定和開發可商業開採的礦藏和鑽探地點方面取得了成功，但我們可能無法在未來複制這種成功。我們可能找不到任何更具商業開發價值的礦藏或成功鑽探、完成或生產更多石油儲量，而我們已鑽探並計劃在我們的區塊或特許權區域內鑽探的油井可能不會發現或生產更多石油或天然氣，或者 可能不會發現或生產更多商業上可行的石油或天然氣，使我們能夠繼續盈利。 如果我們無法取代目前和未來的生產，我們的儲量價值將會下降，我們的業務、財務狀況和運營結果將受到重大不利影響。

我們的業務需要大量的資本投資和維護費用，我們可能無法以令人滿意的條款進行融資 或根本無法融資。

石油和天然氣行業是資本密集型行業，我們預計將在我們的業務和運營中投入大量資本支出，用於石油儲量的勘探和生產。我們未來資本支出的實際金額和時間可能與我們的估計大不相同，原因包括大宗商品價格、實際鑽探結果、鑽井平臺和其他設備和服務的可用性 以及監管、技術和競爭發展。為應對大宗商品價格上漲，我們可能會增加實際資本支出。我們可能需要籌集更多資金來支持我們的業務，我們打算通過運營產生的現金和未來潛在的融資安排為我們未來的資本支出提供資金。然而，我們的融資需求可能需要我們通過發行債務或股權證券或出售資產來大幅改變或增加我們的資本 。我們還面臨融資安排(包括銀行貸款或公開或私募債務或股權證券)可能無法在需要時以優惠條款提供給我們的風險 ，這可能會對我們的公司運營能力產生不利影響。

如果我們的資本要求與當前計劃有很大差異，我們可能需要進一步融資。此外，我們未來可能會產生嚴重的財務負債，這可能涉及對其他融資和經營活動的限制。 這些變化可能會導致我們的業務成本增加，限制我們尋求收購機會的能力，減少用於鑽井的現金流，並使我們處於競爭劣勢。運營現金流的大幅減少或信貸的可獲得性可能會對我們實現計劃增長和經營業績的能力產生重大不利影響。

我們對我們市場的估計是基於我們的研究，但可能被證明是不正確的。

這份 年度報告包含我們從私人出版物獲得的某些數據和信息。這些出版物中的統計數據 還包括基於若干假設的預測。我們的行業可能不會以市場數據預測的速度增長，或者根本不會。如果這一市場未能以預期的速度增長，可能會對我們的業務和我們普通股的市場價格產生重大和不利的影響。此外，石油和天然氣行業快速變化的性質導致與我們市場的增長前景或未來狀況有關的任何預測或估計都存在重大不確定性 。此外，如果市場數據背後的任何一個或多個假設後來被發現是不正確的，實際結果可能與基於這些假設的預測 不同。您不應過度依賴這些或其他前瞻性陳述。請參閲“有關前瞻性陳述的告誡説明”。

與我們石油和天然氣業務監管相關的風險

我們 受制於石油和天然氣行業常見的複雜法律，特別是在印度尼西亞，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大 不利影響。

石油和天然氣行業受到世界各國政府的廣泛監管和幹預，包括在授予勘探和生產利益、實施具體的勘探和鑽探義務、分配和限制生產、價格控制、所需的資產剝離和外匯控制，以及開發和國有化、徵用或取消合同權等事項上的廣泛的印度尼西亞法規。

我們 過去一直被要求，將來也可能被要求支付鉅額支出以遵守政府 法律和法規，包括以下事項：

根據這些法律法規，我們可能對人身傷害、財產損失、環境破壞和其他類型的損害承擔責任。不遵守這些法律法規也可能導致我們的業務暫停或終止 ，並受到行政、民事和刑事處罰。此外，這些法律法規可能會改變 ，從而大幅增加我們的成本。任何此類責任、義務、處罰、停職、終止或監管變更都可能對我們的業務、財務狀況或運營結果產生重大不利影響。

此外，持有我們的石油和天然氣權益的協議的條款和條件通常反映了與政府當局的談判，可能會有很大差異。這些協議採取特殊合同、特許權、許可證、 協會或其他類型協議的形式。與這些特殊合同、特許權、許可證、協會或其他類型的協議有關的任何暫停、終止或監管變更都可能對我們的業務、財務狀況或運營結果產生重大不利影響。

我們的Citarum區塊PSC在某些情況下需要或可能要求我們放棄部分主題合同區， 這可能會減少我們可供探索的區域。

根據我們與SKK Migas簽訂的Citarum區塊生產分享合同，在某些情況下，我們需要或可能需要將部分合同區交還給政府，該等部分須經我們與政府商定。此類情況包括我們無法完成我們在PSC 中為Citarum商定的工作計劃。如果我們放棄或被要求放棄Citarum的一部分，我們可能會剩下更少的區域可供勘探 ，從而減少我們可以利用的潛在資源。有關詳細信息，請參閲“業務-我們的資產-Citarum 區塊”。我們可能須在日後與政府簽訂的合約中，同意類似的條款。

印度尼西亞法律法規的解釋和適用涉及不確定性。

與更成熟的法律制度中的案件相比，印度尼西亞的法院對司法結果的確定性可能較低，或者司法程序可能更漫長。當裁決不明確時，企業可能會因為簡單的問題而捲入漫長的司法程序 。此外，法律起草的質量不佳和解決問題或爭端的法律程序中的過度拖延也可能使這些問題更加嚴重。印度尼西亞法律制度的這些特點可能使我們 面臨幾種風險，包括：可能更難獲得有效的法律補救；政府具有較高的自由裁量權；缺乏關於解釋相關法律或條例的司法或行政指導；各種法律、條例、法令、命令和決議之間和內部的不一致和衝突；或司法機構和法院在此類事項上相對缺乏經驗或缺乏可預測性。

在印度尼西亞的執法可能取決於相關地方當局的解釋，並受其解釋的制約。這樣的當局 可能會採用不同於當地律師給我們的建議的解釋，甚至不同於地方當局自己以前給出的建議的解釋。地方自治問題在印度尼西亞極具爭議性，這進一步增加了相關法律和法規要求的解釋和適用的不確定性。此外，關於法院將如何解釋此類法律以及如何將此類法律適用於其特許權、加入運營、許可證、許可證申請或其他安排， 沒有或沒有相關判例法提供指導。即使存在這樣的判例法，它也缺乏美國法律體系中具有約束力的先例 價值。

例如，2012年11月13日，印度尼西亞共和國憲法法院(印度尼西亞共和國馬赫卡馬·孔斯蒂圖西或MK)發佈第36/PUU-X/2012號決定(或MK第36/2012號決定)。在其中，MK宣佈2001年《石油和天然氣法》中的幾項條款無效和解散巴丹·佩拉克薩納·米尼亞克丹·加斯·布米(或BP Migas)未能按照其對《印度尼西亞共和國憲法》第33條的解釋直接管理石油和天然氣資源。作為對MK第36/2012號決定的迴應，政府創建了SKK Migas，並根據2013年關於實施天然氣和天然氣上游業務活動管理的第9號總統條例授權其接管BP Migas的職能。 然而，儘管這些安排迄今尚未受到挑戰，但未來對當前安排的挑戰以及印尼法律的總體變化可能需要我們修改我們的運營和開發計劃，並可能對我們的運營結果產生不利影響。

政府和政府機構加強監管可能會增加合規成本，並對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響 。

我們在印度尼西亞的業務運營受到眾多政府機構發佈的不斷擴大的法律、規則和法規體系的約束。SKK Migas和印尼能源和礦產資源部(簡稱MEMR)的角色不斷變化，加上印尼的政治變化，使得其他政府機構，如貿易部、林業部、環境部和印尼銀行，在監管印尼石油和天然氣行業方面發揮了更大的作用。此外，印尼税務當局最近啟動了額外的税務審計，並實施了增加石油和天然氣行業税收 的措施。

繼續擴大政府機構的作用可能會導致採用新的法律、法規和做法，我們將被要求遵守這些法律、法規和做法。此類立法、法規和做法可能會更加嚴格，並可能導致未來法律和法規合規支出的金額和時間與目前的水平有很大差異。它們 還可能需要更改我們的運營和發展計劃，這可能會對我們的運營結果產生不利影響。

2001年《石油和天然氣法》的解釋和適用以及預期頒佈的新《石油和天然氣法》存在不確定性 ，可能會對我們的業務、財務狀況和經營業績產生不利影響。

在印度尼西亞，與石油和天然氣活動相關的法律和法規的複雜性因法律和監管框架的不確定性而變得更加複雜。印度尼西亞2001年石油和天然氣法(或石油和天然氣法)於2001年11月23日生效。該法規定了管理石油和天然氣活動的一般原則的法定機構，並在一系列政府條例、總統令和部長令中得到進一步發展和實施。《石油和天然氣法》的規定一般很寬泛，幾乎沒有解釋性指導的來源。此外，石油天然氣法實施條例並不是全部出臺，部分是最近才制定的。在沒有明確的應用實例的情況下，這些法規將如何影響我們和我們的運營尚不確定 而圍繞《石油和天然氣法》及其實施條例的不確定性增加了在印度尼西亞開展石油和天然氣活動的風險，並可能導致成本增加。

政府還可能通過與石油和天然氣勘探、開發和生產有關的新法律和/或政策，這些法律和/或政策不同於現有政策，並對在印尼開展業務的成本產生不利影響。特別重要的是，預計政府將在未來頒佈一部新的石油和天然氣法。這部新法律的形式、時間和內容仍不確定；現行石油和天然氣法的幾項修正案草案已提交眾議院 ，並被列入2017年國家立法計劃(國家立法機構計劃)。因此，印尼現行的石油和天然氣法律有可能被大幅修改，或者未來可能會頒佈新的印尼石油和天然氣法律。印尼石油和天然氣法律的任何可能修訂範圍仍不確定。 如果當前法律和監管框架的任何變化對我們的業務和地位不利，並且在一定程度上損害我們的業務和地位， 我們的業務、發展計劃、財務狀況和運營結果可能會受到不利影響。

我們 和我們的運營受到眾多環境、健康和安全法律法規的約束，這可能會導致重大責任和成本。

我們 和我們的運營受各種國際、國內和國外的當地環境、健康和安全法律和法規的約束，其中包括污染物向地面、空氣或水的排放和排放；受管制材料的產生、 儲存、處理、使用、運輸和處置；以及人類健康和安全。我們的業務也受到石油和天然氣行業固有的某些環境風險的影響，這些風險可能會意外出現，並對我們的業務、財務狀況和運營結果造成重大不利影響。違反環境法，以及對自然資源的影響和未經授權使用此類資源，可能會導致環境行政調查 和/或導致我們的特許權和合同終止。其他潛在後果包括罰款和/或刑事環境行動

我們的運營需要從政府部門獲得環境許可，包括我們油井的鑽探許可。我們可能在任何時候都不能完全遵守這些許可證以及環境、健康和安全法律以及我們必須遵守的法規。如果我們違反或未能遵守這些要求，我們可能會受到監管機構的罰款或其他 制裁，包括吊銷我們的許可證或暫停或終止我們的業務。 如果我們未能及時或根本(例如由於合作伙伴、社區或環境利益團體的反對、政府延誤或任何其他原因)獲得、維護或續簽許可證，或者如果我們因適用法律和法規的變化而面臨額外要求，我們的業務可能會受到不利影響、阻礙或終止，這可能對我們的業務產生實質性的不利影響。財務狀況或經營結果。

例如，經2020年第11號創造就業法(或綜合法)及其實施條例修訂的2009年第32號環境保護和管理法(或環境法)及其實施條例，2021年關於環境保護和管理的第22號政府條例(或GR 22/2021)，要求從事石油和天然氣經營的實體具有其環境影響評估報告(Mengenai Dampak Lingkungan或Amdal)，以及環境管理工作計劃(Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup，或英國)或環境監測工作計劃(Upaya Pemantauan 靈昆幹截肢或UPL)，批准。根據環境法，如果我們未能履行相關AMDAL或UKL或UPL中包含的義務，我們的環境許可證可能被吊銷 ，這反過來可能導致我們的業務許可證被吊銷 。

作為我們過去、現在和未來某些發現和前景的所有者、股東或運營商，我們可能需要 對我們的行動和不作為以及我們的區塊合作伙伴、第三方承包商、前身或其他運營商的部分或全部環境、健康和安全成本和責任承擔責任。如果我們沒有解決這些成本和債務，或者如果我們沒有以其他方式履行我們的義務，我們的運營可能會被暫停、終止或受到其他不利影響 。我們還與第三方簽訂了合同，並打算繼續聘請第三方提供與我們的 運營相關的服務。我們可能會與環境、健康和安全記錄不令人滿意的第三方簽訂合同，或者我們的承包商可能不願意或無法承擔與其行為和不作為相關的任何損失。因此，我們可能要對承包商的行為或不作為產生的所有成本和責任負責，這可能會對我們的運營結果和財務狀況產生重大不利影響。

可能會發生受管制物質的釋放，而且可能會很嚴重。根據適用於我們在印度尼西亞的某些環境法律和法規，我們可能要對我們過去和現在的設施以及我們使用或代表我們使用的任何第三方廢物處置場的任何污染相關的所有費用負責。廢物處理、排放和其他運營做法造成的污染可能需要我們以高昂的成本修復污染或翻新設施。對於人類接觸此類物質或因向環境、財產或自然資源釋放有害物質或影響瀕危物種或敏感環境區域而造成的其他損害，我們也可能 承擔責任。環境法律法規還要求封堵油井和廢棄場地，並在相關監管機構滿意的情況下進行開墾。我們目前需要，未來可能 需要在我們運營的每個國家/地區的某些區塊插入和放棄站點，這可能會導致巨大的 成本。

正如在其他領域一樣，印度尼西亞環境法的解釋和適用存在一定程度的不確定性。此類變化 解釋和應用現有法律法規，或頒佈新的、更嚴格的要求， 可能會對我們的業務、發展計劃、財務狀況和運營結果產生不利影響。

我們 可能無法獲得或維持在印度尼西亞林區進行鑽探和地震活動的特別許可。

我們建議的一些鑽探地點位於林區內。為了在印尼境內的林區進行鑽探和地震活動，我們需要從印尼林業部獲得《林區借用使用許可證》(Izin Pincam Pakai Kawasan，簡稱IPPKH)。《林區借用使用許可證》是指企業 使用非林業活動的林區。自1990年以來，印度尼西亞政府在有關保護自然資源、天然原始林和生態系統的幾項法律法規中規定了此類要求。2014年，印尼政府進一步明確，將優先向地熱、石油和天然氣生產活動發放林區借用使用許可證。

申請借入使用許可證必須同時滿足行政和技術要求。勘探、生產活動借用許可證的最長有效期不超過勘探、生產活動許可證的有效期 。但是，對於生產期間的後續勘探， 借款使用許可證的最長期限為兩年，並且不能延期。在2018年前，林區借用林地許可證的申請和流程很複雜，因為申請者需要在林業部不同的 辦事處以及政府機構和地方行政管理部門之間處理不同的要求，往往無法確定處理時間和成本。

隨着國家林業部於2018年公佈了《網上單件提交(OSS)》辦理制度，辦理許可的時間由原來的180個工作日改為34個工作日。然而，這一新制度尚未全面實施，還需要大量的文件和其他許可(包括地方省長的建議和環境許可) 以及工作計劃和地圖，才能向林業部提交林區借用使用許可證。向我們發放林區借用使用許可證的任何延誤，或我們因任何原因無法發放此類許可證，都將導致我們在受影響地區進行鑽探和地震活動的能力出現延誤，進而可能對我們的業務計劃和運營結果產生不利影響。

氣候變化和氣候變化立法和監管舉措可能會導致運營成本增加，對我們生產的石油和天然氣的需求減少 。

氣候變化、可能與其影響相關的成本以及對温室氣體(或温室氣體)排放的監管有可能 在許多方面影響我們的業務，包括增加提供我們產品和服務的成本、減少對我們產品和服務的需求和消費(由於成本和天氣模式的變化)，以及我們所在地區的經濟健康狀況，所有這些都可能產生金融風險。此外，與温室氣體排放和氣候變化相關的立法和監管迴應可能會增加我們的運營成本。

此外， 專家認為氣候變化帶來了潛在的物理風險，包括海平面上升和天氣條件的變化，如降水變化和極端天氣事件的增加。此外，全球變暖導致的冬季變暖也可能減少對天然氣的需求。如果這種不利的天氣狀況因全球氣候變化或其他原因而加劇，我們的運營可能會受到比以往更大程度的不利影響，包括增加的延誤和成本。然而，極端天氣事件變化的不確定性(如頻率、持續時間和嚴重程度的增加)以及發生任何變化的較長時間段，使得對這些潛在的氣候變化物理風險給我們的運營造成的未來財務風險的任何估計都不可靠。此外，在我們、我們的客户和我們產品的最終用户運營的地區，對温室氣體的監管 以及氣候變化的實際影響可能會 對我們的運營和對我們產品的需求產生不利影響。

勞工 印尼的法律法規和勞工騷亂可能會對我們的運營結果產生實質性的不利影響。

促進工會形成的法律和法規，加上疲軟的經濟狀況，已經並可能導致印尼的勞工騷亂和激進主義。2000年，政府頒佈了關於工會的2000年第21號法律(或《工會法》)。《工會法》允許僱員在不受僱主、政府、政黨或任何其他黨派幹預的情況下組建工會。2003年3月25日，總裁·梅加瓦蒂頒佈了關於就業的2003年第13號法律(或勞動法)，除其他外，增加了僱員在終止僱傭時支付給僱員的遣散費、養卹金、醫療保險、服務和補償 。勞動法要求進一步執行可能對印尼勞資關係產生實質性影響的法規。勞動法要求擁有50名或50名以上員工的公司建立有僱主和僱員參與的兩方論壇。勞動法還要求工會必須有公司一半以上員工的參與才能談判集體勞動協議，並制定了 更允許舉行罷工的程序。頒佈後，幾個工會敦促印度尼西亞憲法法院宣佈《勞動法》的某些條款違憲，並命令政府撤銷這些條款。印度尼西亞憲法法院宣佈勞動法有效，但某些條款除外，包括僱主有權解僱犯下嚴重錯誤的員工，以及對煽動或參加非法勞工罷工的員工進行刑事制裁。

印尼的勞工騷亂和激進主義可能會擾亂我們的運營、我們的供應商或承包商，並可能影響印尼公司的總體財務狀況 。

在印尼做生意的相關風險

由於印尼國內市場是我們收入的主要來源，印尼或其他國家的經濟增長率因史無前例的、具有挑戰性的全球市場而下滑，無論是由於新冠肺炎疫情還是其他任何原因造成的經濟狀況，都將對我們的運營結果造成不利影響。

我們業務的業績和增長必然取決於印尼整體經濟的健康狀況。印尼經濟增長率的任何下滑，無論是由於政治不穩定或地區衝突、全球健康危機、世界其他地方的經濟放緩或其他原因，都可能對我們生產的商品的需求產生實質性的不利影響。 印尼經濟在很大程度上也是由農業部門的表現推動的，而農業部門的表現取決於 季風季的影響，這一點很難預測。過去，經濟放緩損害了製造業，包括從事石油和天然氣開採的公司。根據國際貨幣基金組織的數據，2020年間，印尼國內生產總值出現數年來的首次下降，降幅為2.1%，印尼經濟未來的任何放緩都可能對我們生產的大宗商品的需求產生實質性的不利影響，從而對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。

此外，印尼證券市場和印尼經濟還受到其他國家的經濟和市場狀況的影響。儘管每個國家的經濟狀況不同，但投資者對一個國家的事態發展的反應可能會對包括印度尼西亞在內的其他國家的公司的證券產生不利影響。投資者對其他新興市場或發達市場的金融系統失去信心 可能會導致印尼金融市場的波動，並間接造成印尼整體經濟的波動。任何全球金融不穩定也可能對印尼經濟產生負面影響，包括印尼匯率和利率的變動。印尼經濟的任何放緩，或未來全球大宗商品價格的波動，都可能對我們在印尼的業務增長產生不利影響。

印尼經濟和金融市場也受到全球經濟、金融和市場狀況的重大影響。 任何金融動盪，特別是美國、英國、歐洲或中國的金融動盪，都可能對印尼經濟產生負面影響。儘管每個國家的經濟狀況不同，但投資者對一個國家的任何重大事態發展的反應可能會對其他國家的金融和市場狀況產生不利影響。投資者對金融系統失去信心，特別是在其他新興市場，可能會導致印尼金融市場的波動性增加。

最近頒佈的《總結法》對印度尼西亞創造就業機會的效果和影響尚不清楚，需要進行持續的審查。

印尼政府於2020年11月2日頒佈了《綜合法》，旨在吸引投資、創造新的就業機會、刺激經濟，其中包括簡化許可流程、協調各種法律法規，以及更快地做出決策，以便中央政府應對全球或其他變化或挑戰。總體法修訂了75多部法律(包括石油和天然氣法的部分內容)，截至2021年4月，中央政府已發佈至少50項實施條例，使總體法成為印尼歷史上最全面的監管改革之一。《綜合法》引入了許多新概念，包括在為企業發放許可證時進行新的基於風險的評估(即低、中、高風險)，取消了各行業的外資持股限制，簡化了環境評估要求和許可程序，並提供了更靈活的人力法規。鑑於《綜合法》帶來的廣泛變化 ，各種法規和政策變化對我們在印尼的業務和運營的全面影響目前尚不清楚，我們正在進行審查。因此，我們面臨遵守《綜合法》可能會帶來挑戰的風險，可能會分散我們管理層的注意力，還可能要求我們改變運營，進而影響我們的運營結果。

印尼當前的政治和社會事件可能會對我們的業務產生不利影響.

自1998年以來，印度尼西亞經歷了民主變革的過程，導致的政治和社會事件突出了印度尼西亞不斷變化的政治格局的不可預測性。1999年，印度尼西亞舉行了第一次議會代表自由選舉。2004年、2009年和2014年，印度尼西亞舉行選舉，選舉總裁、總裁副議長和議會代表。印度尼西亞也有許多政黨，沒有一個政黨佔絕對多數。 由於這些因素，印尼不時經歷政治不穩定，以及普遍的社會和內亂。例如，自2000年以來，數以千計的印尼人蔘加了雅加達和印尼其他城市的示威活動，支持和反對前總統阿卜杜拉赫曼·瓦希德、梅加瓦蒂·蘇加瓦蒂、蘇西洛·班邦·尤多約諾和現任總統總裁·佐科·維多多，並針對具體問題，包括削減燃料補貼、國有資產私有化、反腐敗措施、權力下放和省級自治，以及美國領導的在阿富汗和伊拉克的軍事行動。儘管這些示威活動總體上是和平的，但也有一些演變成暴力事件。

印度尼西亞於2019年5月舉行大選，印尼選舉委員會於2019年5月22日宣佈總裁佐科·維多多贏得選舉。隨後，他於2019年10月20日宣誓就職。總裁佐科維多多的反對黨候選人普拉博沃·蘇比安託曾向印尼憲法法院提起訴訟，對選舉結果提出質疑，但他被總裁任命為內閣成員，擔任國防部。印尼政治局勢的這種不確定性可能會對我們的業務產生不利影響。

此外，自2015年1月1日起，實行每升1000印尼盾的固定柴油補貼，取消汽油補貼 。雖然實施沒有導致任何重大暴力或政治不穩定，但宣佈和實施也恰逢原油價格自2014年以來大幅下降的時期。為了穩定汽油和柴油的零售價格，能源和礦產資源部於2月28日發佈了第62/2020號部長令，取消了之前一項法令為非補貼汽油和柴油設定的價格下限，為儘可能低的降價提供了靈活性。新法令仍然將此類燃料的價格上限與新加坡的價格掛鈎。政府每月審查和調整燃料價格，並在下個月執行調整後的燃料價格。不能保證未來原油和燃料價格的上漲不會導致政治和社會不穩定。

此外，分離主義運動以及宗教和種族羣體之間的衝突也在印度尼西亞部分地區造成了社會和內亂，例如過去的亞齊和目前的巴布亞，這些分離主義運動的支持者與印度尼西亞軍方之間發生了衝突，包括分離主義叛軍在巴布亞的持續活動，導致了暴力事件。也存在種族間衝突，例如在加裏曼丹，以及在馬魯古和波索等宗教間衝突。

此外，勞工問題也在印尼脱穎而出。2003年，政府頒佈了一項新的勞動法，為員工提供了更大的保護。偶爾減少這些保護的努力引發了公眾抗議的高潮，因為工人們對他們認為不利的政策做出了迴應。

因此，不能保證未來不會發生更大範圍的社會、政治和內亂，也不能保證任何此類動亂不會直接或間接對我們的業務、財務狀況、經營業績和前景產生重大和不利影響。

印尼政治、經濟和安全狀況的惡化可能會對我們的運營和財務業績產生不利影響。

涉及印尼的任何重大敵對行動、當前地區安全局勢的大幅下降或印度尼西亞與其目前貿易夥伴之間的貿易中斷或減少都可能對我們的業務 以及我們的財務業績產生實質性的不利影響。

東南亞地區曠日持久和(或)廣泛的地區衝突除其他外可能產生以下結果：

敵對行為造成的財產損失和/或業務計劃中斷可能會對我們的收益和現金流產生重大負面影響。此外，我們可能沒有足夠的保險來支付這些風險造成的任何財產損失或其他索賠 。

印尼境內的恐怖活動可能會破壞印尼的穩定，這將對我們的業務、財務狀況和運營結果以及我們證券的市場價格產生不利影響。

印度尼西亞發生了多起恐怖事件，包括2005年5月中蘇拉威西爆炸事件、2002年10月和2005年10月巴釐島爆炸事件以及2009年7月雅加達萬豪和麗思卡爾頓酒店爆炸事件，造成人員傷亡。2016年1月14日，雅加達主幹道Jalan Thamrin發生多起協同爆炸和槍擊事件，造成多人傷亡。

儘管政府近年來成功打擊了一些恐怖活動，並逮捕了幾名涉嫌參與這些事件的人，但恐怖事件可能會繼續發生，如果嚴重或廣泛，可能會對印尼經濟的投資和信心以及表現產生重大不利影響，也可能對我們的業務、財務狀況、運營和前景以及我們證券的市場價格產生重大不利影響。

全球、地區或印尼經濟活動的負面變化可能會對我們的業務產生不利影響。

印尼、地區和全球經濟的變化 會影響我們的業績。過去影響印尼經濟的兩個重大事件是1997年的亞洲經濟危機和2008年開始的全球經濟危機。印度尼西亞1997年危機的特點除其他外包括貨幣貶值、實際國內生產總值大幅下降、高利率、社會動盪和異常的政治事態發展。雖然由美國次貸危機引發的全球經濟危機對印尼經濟的影響沒有像1997年那麼嚴重，但仍然給印尼經濟帶來了壓力。全球金融市場也經歷了波動，原因包括對美國貨幣和利率政策的預期，對歐元區債務危機的擔憂，以及對中國經濟健康狀況的擔憂。歐元區各國政府財政支持計劃結果的不確定性和對主權財政的普遍擔憂仍在持續。如果危機持續下去，我們不能保證它不會對印尼的經濟增長產生實質性的不利影響，從而影響我們的業務。

截至本年度報告日期仍在展開和不確定的另外一個重大事件是始於2020年初的新型冠狀病毒 疫情和相關疾病新冠肺炎，該疾病於2020年3月11日被世界衞生組織宣佈為大流行。印尼政府官員呼籲與社會保持距離和隔離，並考慮在受影響地區實施封鎖，試圖將病毒的傳播降至最低。目前實施的限制，無論是政府強制實施的還是當地實施的，或者如果印尼繼續存在其他與新冠肺炎相關的情況，印尼不利的經濟形勢可能會對我們的業務和運營造成很大影響。

印尼不利的經濟狀況可能導致商業活動減少，消費者可用於支出的可支配收入減少 ，消費者購買力下降，這可能會減少對通信服務的需求，包括我們的服務，這反過來將對我們的業務、財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。不能保證 未來不會再次發生經濟不穩定，或者如果發生不穩定，也不能保證不會對我們的業務表現產生影響。

印度尼西亞盧比幣值的波動可能會對我們產生實質性的不利影響。

雖然我們的功能貨幣是美元，但印尼盾的貶值和波動可能會影響我們的業務 。印尼盾的大幅貶值可能會造成購買進口商品和服務的困難，而進口商品和服務對我們的運營至關重要。正如1998年亞洲金融危機期間所顯示的那樣，進口商品變得稀缺，因為供應商往往選擇保留庫存，以應對印尼盧比的進一步惡化。

此外，儘管印尼盾總體上是可自由兑換和轉讓的，但印尼銀行也不時幹預貨幣兑換市場，以推動其政策，要麼出售印尼盾 ，要麼用其外匯儲備購買印尼盾。我們不能保證印尼銀行目前的浮動匯率政策不會改變，也不能保證政府會採取額外的行動來穩定、維持或增加印尼盾的價值，也不能保證這些行動中的任何一項，如果採取，都會成功。修改目前的浮動匯率政策可能會導致國內利率大幅上升、流動性短缺、資本或外匯管制，或跨國貸款人扣留額外的財政援助。這可能導致 經濟活動減少、經濟衰退或貸款違約，因此，我們在為資本支出提供資金和實施業務戰略方面也可能面臨困難。上述任何後果都可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和前景產生重大不利影響。

下調政府或印尼公司的信用評級可能會對我們的業務產生不利影響。

截至本年度報告發布之日，印尼主權外幣長期債務被穆迪評級為“Baa2” ，被標準普爾評為“負面”，被惠譽評級評為“BBB”。印尼的短期外幣債務被標準普爾評為A-2級，惠譽評級為F2級。

我們 不能保證穆迪、標準普爾或惠譽評級不會改變或下調印尼的信用評級 。任何此類降級都可能對印尼金融市場的流動性、政府和包括我們在內的印尼公司籌集額外融資的能力，以及可獲得此類額外融資的利率和其他商業條款產生不利影響。我們的浮動利率盧比計價債務的利率也可能會上升。此類事件可能會對我們的業務、財務狀況、運營結果、前景和/或我們證券的市場價格產生重大不利影響。

印度尼西亞 容易受到我們無法控制的自然災害和事件的影響，這可能會對我們的業務和經營業績產生不利影響。

印度尼西亞的許多地區，包括我們經營業務的地區，都容易發生自然災害，如洪水、雷擊、氣旋或熱帶風暴、地震、火山噴發、乾旱、停電和其他我們無法控制的事件。印度尼西亞羣島是世界上火山活動最活躍的地區之一，因為它位於三個主要巖石圈板塊的匯合區。它受到重大地震活動的影響，可能導致破壞性地震、海嘯或潮汐 波。在11月至4月的雨季期間，山洪暴發和更大範圍的洪災也經常發生。城市，尤其是雅加達，經常遭受嚴重的局部洪災，可能導致重大破壞，偶爾還會造成人員傷亡。在雨季，農村地區經常發生山體滑坡。自然災害不時造成大量人員死亡、受影響或流離失所，並損壞我們的設備。我們不能向您保證，未來的自然災害，如新型冠狀病毒的傳播，不會對我們、印度尼西亞或其經濟產生重大影響。印尼任何人口較多的城市和金融中心發生重大地震、 其他地質擾動或與天氣有關的自然災害都可能嚴重擾亂印尼經濟，打擊投資者信心，從而對我們的業務、財務狀況、運營結果和前景產生重大不利影響。

我們 可能會受到印尼地方政府和中央政府之間權力平衡的不確定性的影響。

印度尼西亞議會於1999年通過了關於財政分權的1999年第25號法律和關於區域自治的1999年第22號法律，並由2007年第38號政府條例進一步實施。1999年第22號法律已被經2005年第8號法律和2008年第12號法律修正的2004年第32號法律關於區域自治的規定撤銷，並由之取代。2004年第32號法律及其修正案被撤銷，由2014年關於區域自治的第23號法律取代，該法律經2014年第2號法律、2015年第2號法律和2015年第9號法律修訂。關於中央和地方政府間財政平衡的1999年第25號法律已被廢除，取而代之的是2004年第33號法律。目前，地方和中央政府之間的平衡以及續簽許可證和審批的程序以及監測環境法規的遵守情況存在不確定性 。此外，一些地方當局試圖徵收附加税或獲得其他捐款。不能保證地方政府和中央政府之間將 有效地建立平衡，也不能保證我們的業務、財務狀況、經營結果和前景不會受到雙重合規義務的不利影響，以及關於徵税或頒佈影響我們業務的其他法規的法律權限的進一步不確定性 。

如果 未能遵守美國1977年《反海外腐敗法》(或FCPA)，可能會被處以罰款、刑事處罰，並對我們的業務產生不利的 影響。

我們在印度尼西亞開展業務，這是一個眾所周知的腐敗挑戰的司法管轄區。因此，我們、我們的關聯實體或我們或他們各自的高級管理人員、董事、員工和代理人可能會採取被確定為違反此類反腐敗法律的行動，包括《反海外腐敗法》。任何此類違規行為都可能導致鉅額 罰款、制裁、民事和/或刑事處罰、業務縮減，並可能對我們的業務、運營結果或財務狀況產生不利影響。此外，實際或據稱的違規行為可能會損害我們的聲譽和開展業務的能力 。此外，檢測、調查和解決實際或被指控的違規行為的成本很高，可能會耗費我們管理層的大量時間和精力。

與我們的公司結構相關的風險

我們 是一家控股公司，將依靠子公司支付的股息來滿足我們的現金需求。對我們子公司向我們支付股息的能力的任何限制，或向我們支付股息的任何税務影響，都可能限制我們向母公司支付費用或向我們普通股持有人支付股息的能力。

我們 是一家控股公司，我們幾乎所有的業務都通過我們的運營子公司進行，這些子公司是在印度尼西亞成立的有限責任公司 。我們將依靠子公司支付的股息來滿足我們的現金需求，包括向股東支付股息和其他現金分配、償還我們可能產生的任何債務以及支付運營費用所需的資金 。如果印尼未來適用的法律、規則和法規限制或禁止我們的印尼子公司向我們派息，我們為控股公司債務提供資金或支付普通股股息的能力可能會受到重大不利影響。我們還可能在未來達成債務安排，限制我們從運營子公司獲得股息或分配或向我們普通股持有人支付股息的能力。印度尼西亞或開曼羣島的税收法律、規則和法規也可能限制我們未來從我們的運營子公司獲得股息或分配或向我們普通股持有人支付股息的能力。

我們 可能在開曼羣島被徵税，這將對我們的經營業績產生負面影響。

我們 已收到開曼羣島財政部長的承諾，根據開曼羣島税收優惠法案(修訂)第6條，在2018年11月2日(該承諾的日期)之後20年內，開曼羣島頒佈的任何對利潤、收入、收益或增值徵税的法律均不適用於我們或我們的業務，此外，不對利潤、收入、收益或增值 或屬於遺產税或遺產税性質的應支付(I)本公司的股票、債券或其他債務，或(Ii)以扣繳全部或部分《税收減讓法》(修訂版)第6(3)條所界定的任何相關 付款的方式支付。如果我們以其他方式成為開曼羣島的徵税對象，我們的財務狀況和經營結果可能會受到實質性的不利影響。 請參閲“税收-開曼羣島税收”。

您 在保護您的利益方面可能面臨困難，並且您通過美國聯邦法院保護您的權利的能力可能 有限，因為我們的公司是根據開曼羣島的法律註冊的。

我們 是開曼羣島豁免的有限責任公司，我們幾乎所有的資產都將位於美國以外 。此外，我們的大多數董事和管理人員都是美國以外司法管轄區的國民或居民 ，他們的全部或大部分資產都位於美國境外。因此，投資者 可能很難在美國境內向我們或我們的董事或高管送達法律程序，或執行在美國法院獲得的針對我們或我們的董事或高管的判決。

此外，我們註冊辦公室收到的寄給我們的郵件將原封不動地轉發到我們的 董事提供的轉發地址。我們的董事將只接收、打開或直接處理以他們個人為收件人的郵件(而不是僅以我們為收件人的郵件)。我們、我們的董事、官員、顧問或服務提供商(包括在開曼羣島提供註冊辦公室服務的組織)對郵件到達此轉發地址的任何延遲(無論是什麼原因)不承擔任何責任。

本公司的公司事務受本公司經修訂及重述的組織章程大綱及細則、《公司法(經修訂)》 (或不時予以補充或修訂)及開曼羣島普通法管轄。根據開曼羣島法律，股東 對董事採取行動的權利、少數股東的行動以及董事對我們的受託責任在很大程度上受開曼羣島普通法的管轄。開曼羣島的普通法部分源於開曼羣島的司法判例以及英國普通法，即開曼羣島法院具有説服力，但在技術上對開曼羣島法院沒有約束力的裁決。我們股東的權利和我們董事在開曼羣島法律下的受託責任並不像美國某些司法管轄區的法規或司法先例那樣明確。特別是，與美國相比，開曼羣島的證券法律體系不太發達，而某些州，如特拉華州，擁有更全面的公司法體系和司法解釋。因此，對投資者的保護可能比對在美國組織的公司(特別是特拉華州)的投資者的保護要少得多。此外，開曼羣島公司可能沒有資格在美國聯邦法院提起股東派生訴訟。

開曼羣島法院也不太可能：

開曼羣島沒有法定承認在美國獲得的判決，儘管開曼羣島的法院在某些情況下會承認和執行有管轄權的外國法院的非刑事判決，而不對案情進行重審。如果同時在其他地方提起訴訟，開曼羣島大法院可以中止訴訟。

與美國的許多司法管轄區一樣，開曼羣島法律允許開曼羣島公司之間以及開曼羣島公司和非開曼羣島公司之間的合併和合並，任何此類公司可能是 合併目的尚存的實體，或者是合併目的的合併公司。就此等目的而言，(A)“合併”是指將兩間或以上的組成公司合併，並將其業務、財產及債務歸屬於其中一間公司，作為尚存的公司；及(B)“合併”指將兩間或以上的組成公司合併為一間合併公司，並將該等公司的業務、財產及債務歸屬合併後的公司。為了實施這種合併或合併，每個組成公司的董事必須批准一份合併或合併的書面計劃，在大多數情況下，該計劃必須由每個組成公司的股東的特別決議和該組成公司的公司章程中規定的其他授權(如果有)授權。開曼羣島母公司與其一個或多個開曼羣島子公司之間的合併不需要股東決議的授權。為此，子公司是指在其股東大會上至少90%的投票權由母公司持有的公司。除非開曼羣島的法院放棄這一要求，否則必須徵得對組成公司的固定或浮動擔保權益的每個持有人的同意。合併或合併計劃必須 連同關於合併或尚存公司的償付能力的聲明、每個組成公司的資產和負債清單以及承諾將向每個組成公司的成員和債權人提供合併或合併證書的副本並在開曼羣島公報上公佈。持不同意見的股東有權獲得其股份的公允價值(如果雙方未達成一致，將由開曼羣島法院確定)。受某些例外情況的限制。符合這些法定程序的合併或合併不需要法院批准 。

此外，還有促進公司重組和合並的法律規定，條件是該安排必須獲得將與之達成安排的每一類股東和債權人的多數批准，並且 還必須代表每一類股東或債權人(視情況而定)的四分之三的價值，這些股東或債權人 親自或由受委代表出席為此目的召開的會議並在會上投票。會議的召開和隨後的安排必須得到開曼羣島大法院的批准。雖然持不同意見的股東 有權向法院表達不應批准交易的觀點，但如果法院確定以下情況，則預計法院將批准該安排：

如果安排和重組獲得批准，持不同意見的股東將沒有可與評估權相媲美的權利，否則通常可供持不同意見的美國公司股東使用，從而有權獲得現金支付 ，以換取司法確定的股票價值。

此外，還有進一步的法律規定，當收購要約提出並得到受影響股份價值90.0%的持有人批准時(在要約提出後四個月內)，要約人可在該期限屆滿後兩個月內要求剩餘股份的持有人按要約條款轉讓該等股份。可以向開曼羣島大法院提出異議，但除非有欺詐、惡意、串通或不公平對待股東的證據，否則不太可能成功。

由於上述原因，與作為美國公司的公眾股東相比，公眾股東在面對管理層、董事會成員或控股股東採取的行動時，可能更難保護自己的利益。

我們的憲章文件或開曼羣島法律的條款 可能會推遲或阻止對我們公司的收購，即使收購可能 對我們的股東有利，可能會使您更難更換管理層，並可能對我們普通股的市場價格產生不利影響 。

我們修訂和重述的組織章程大綱和章程細則中的條款 可能會阻止、推遲或阻止合併、收購或股東可能認為有利的其他控制權變更，包括股東可能因其股票而獲得溢價的交易。此外，這些規定可能會使更換或撤換董事會變得更加困難，從而挫敗或阻止我們的股東試圖更換或撤換我們目前的管理層。此類規定可能會降低投資者未來可能願意為我們的普通股支付的價格，這可能會降低我們普通股的市場價格 。這些規定包括：

我們 可能被歸類為被動型外國投資公司，這可能會給持有我們普通股的美國人帶來不利的美國聯邦所得税後果 。

對於美國聯邦所得税而言， 外國公司將被視為“被動外國投資公司”(或PFIC)，條件是：(1)在任何課税年度，其總收入的至少75%由某些類型的“被動收入”構成，或(2)該公司為生產或持有這些類型的“被動收入”而持有的資產平均價值的至少50%。就這些測試而言，“被動收入”包括股息、利息和出售或交換投資財產的收益，以及租金和特許權使用費以外的租金和特許權使用費，這些收入是從與積極開展貿易或企業有關的無關各方獲得的。對於PFIC獲得的收入、他們從PFIC獲得的分配，以及他們從出售或以其他方式處置他們在PFIC的股份所獲得的收益，PFIC的美國股東 必須遵守不利的美國聯邦所得税制度。

基於我們目前和預期的運營方式，我們不認為我們應該在2020納税年度成為PFIC ，我們也不希望在任何未來納税年度成為PFIC。然而，不能保證美國國税局(或國税局)或法院會接受這一立場，而且存在國税局或法院可能 確定我們是PFIC的風險。此外，不能保證如果我們的業務性質和範圍發生變化，我們將不會在未來的任何納税年度構成PFIC 。

如果美國國税局發現我們在任何課税年度都是或曾經是PFIC，我們的美國股東將面臨不利的美國聯邦所得税後果和某些信息報告要求。根據PFIC規則，除非這些股東根據修訂後的1986年《美國國税法》(或該準則)作出選擇(該選擇本身可能對該等股東產生不利後果)，否則該等股東有責任按當時的 現行普通收入所得税税率，外加超額分派的利息以及處置其持有我們普通股的任何收益，繳納美國聯邦所得税，就像超額分派或收益已在股東持有我們普通股的 持有期按比例確認一樣。

香港國家安全法律法規的未來發展可能會影響我們的香港控股子公司。

2020年5月28日，全國人民代表大會通過了關於在香港實施新《國家安全法》的議案，並授權全國人民代表大會常務委員會着手製定在香港實施的立法細則(《決定》)。儘管截至本年度報告日期，新法律的細節仍然很少，但這一決定可能會引發外國政府的制裁或其他形式的懲罰，這可能會給香港帶來經濟和其他困難，包括我們在香港註冊的控股子公司WJ Energy。由於該決定是新的，而且截至本年度報告日期，新法律的細節無法獲得 ，因此很難預測新法律將在任何情況下對WJ Energy產生什麼影響(包括但不限於，WJ Energy向我們公司支付股息或分配股息的能力)，因為這種影響將取決於 高度不確定且無法預測的未來發展。

與我們普通股相關的風險

我們普通股的活躍、流動和有序的交易市場在美國可能無法維持，這可能會限制您 出售我們普通股的能力。

儘管我們的普通股在紐約證券交易所美國交易所上市，但我們普通股在美國的活躍公開市場可能無法持續。如果活躍的市場無法持續，您可能會在出售普通股時遇到困難。此外，我們公開上市的 股票的價格出現了大幅下跌，這帶來了您對我們普通 股票的投資虧損的風險。

我們的 普通股票價格在未來可能會波動，因此，您可能會損失很大一部分或全部投資。

由於以下幾個因素，紐約證券交易所美國交易所普通股的市場價格一直在波動，未來可能會波動。 包括：

此外，股票市場經常經歷重大的價格和成交量波動，已經並將繼續影響許多公司的股權證券的市場價格。這些波動通常與這些公司的經營業績無關或不成比例。這些廣泛的市場和行業波動，以及一般的經濟、政治和市場狀況，如經濟衰退或利率變化，可能會導致普通股的市場價格下跌。

我們的審計師對我們2020年12月31日財務報表的意見包括一段解釋，説明我們是否有能力繼續作為一家持續經營的企業。

截至2020年12月31日和2019年12月31日止年度，我們的淨虧損分別為6,951,698美元和1,673,735美元，經營活動中使用的現金淨額分別為5,186,048美元和439,794美元。截至2020年12月31日，我們的淨流動資產為9,413,594美元，然而，考慮到我們未來12個月的資本支出計劃水平，預計將出現資本赤字。 這些情況令人對我們作為持續經營企業繼續經營的能力產生很大懷疑，我們的審計師關於我們2020年12月31日財務報表的報告包括一段解釋，説明我們作為持續經營企業繼續經營的能力存在重大懷疑 。如果需要額外的融資來緩解我們的資本赤字，我們 無法預測這種額外的融資是以股權、債務還是其他形式，而且我們可能無法 及時、按可接受的條件或根本無法從任何來源獲得所需的額外資本。如果 無法獲得融資來源，或者如果我們未能成功提高毛利率和減少 運營虧損，我們可能無法執行當前的擴張計劃、償還債務或應對 競爭壓力，其中任何一項都將對我們的業務、前景、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。如果我們不能繼續作為一個有生存能力的實體，我們的股東可能會失去他們在我們公司的部分或全部投資。

我們 可能無法維持我們的普通股在紐約證券交易所美國交易所上市，這可能會對我們的流動性以及我們普通股的交易量和市場價格造成不利影響，並降低您的投資價值。

我們的 普通股目前在紐約證券交易所美國交易所交易。為了維持我們在紐約證券交易所的美國上市，我們必須維持一定的股價、財務和股票分配目標，包括維持最低的 股東權益和最低的公眾股東數量。除這些客觀標準外，紐約證券交易所美國證券交易所還可以在以下情況下將任何發行人的證券摘牌：(I)如果其認為發行人的財務狀況和/或經營業績似乎不令人滿意；(Ii)如果證券的公開分發範圍或總市值似乎已變得如此之小，以至於不適宜繼續在紐約證券交易所美國證券交易所上市；(Iii)如果發行人出售或處置主要運營資產或不再是一家運營公司；(Iv)如果發行人未能遵守紐約證券交易所美國證券交易所的上市要求；(V)如果發行人的證券以紐約證券交易所美國人認為的“低價”出售，而發行人在接到紐約證券交易所美國人的通知後未能通過股票反向拆分來糾正這一點；或(Vi)如果發生任何其他事件或存在任何情況，使其認為不宜繼續在紐約證券交易所上市。如果紐約證券交易所 美國證券交易所將我們的普通股退市，投資者可能面臨實質性的不利後果，包括但不限於，我們的證券缺乏交易市場，流動性減少，分析師對我們證券的覆蓋面減少，以及我們無法獲得額外的融資來為我們的運營提供資金。

我們 需要大量資金來實現我們的業務計劃。

我們正在進行的工作計劃成本高昂，我們將需要大量額外資金才能完全實現我們的業務計劃。 這一點尤其正確，因為我們籌集的資金少於我們在2019年12月首次公開募股時的預期。

我們 沒有任何融資承諾，也不能保證我們能夠在需要時籌集資金。此外， 我們不能向您保證我們的實際現金需求不會超過我們的估計。即使我們在勘探業務中發現成功，我們也將需要額外的資金將我們的權益投入商業運營，並支付運營費用，直到我們實現正現金流。如果我們產生任何重大的意外費用，還可能需要額外的資金。

在當前的資本和信貸市場條件下，我們可能無法按可接受的條款獲得額外的股本或債務融資。即使融資可用，也可能無法以對我們有利的條款或金額滿足我們的要求。

如果 我們無法獲得額外的融資，我們可能無法實施我們的業務計劃和增長戰略，無法對不斷變化的業務或經濟狀況做出反應，也無法承受不利的經營結果。如果我們無法在需要時籌集更多資金 ，我們計劃的生產和勘探活動可能不得不縮減甚至停止，我們未來創造收入的能力將受到負面影響。

額外的 融資可能會導致您對我們的資產和潛在收益的相對興趣被顯著稀釋。即使我們取得了成功，我們也可能無法產生足夠的收入來抵消我們運營計劃和管理費用的成本。

由我們的董事長控制的實體擁有我們的大部分普通股和投票權。

馬迪克控股有限公司是一家由我們的董事長Wirawan Jusuf控制的實體，截至本報告日期，該公司擁有並行使約70.50%的普通股的投票權和投資控制權。此外，於本報告日期，由本公司首席投資官詹姆斯·J·Huang的成年妹妹控制的實體HFO Investment Group擁有並行使投票權和投資控制權，持有本公司約8.72%的普通股。由於股權集中，投資者可能無法 影響涉及我們公司的事項，包括：

此外，這種投票權的集中可能會延遲、阻止或阻止控制權變更或其他業務合併，否則可能對我們的股東有利。這種顯著的股權集中也可能對我們普通股的交易價格產生不利影響，因為投資者可能會認為持有由公司內部人士控制的公司的股票存在不利因素。這種所有權的集中還可能給Jusuf博士造成利益衝突，而這種衝突可能不會以所有股東都同意的方式解決。

我們 發現截至2020年12月31日的財務報告的內部控制存在重大缺陷。如果我們不能糾正這一弱點，或以其他方式發展和維護有效的財務報告內部控制制度 ，我們可能無法準確報告我們的財務結果或防止欺詐。

我們 已發現“重大缺陷”和其他控制缺陷，包括我們對截至2020年12月31日的年度的財務報告的內部控制存在重大缺陷。根據美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)制定的標準，“重大缺陷”是指財務報告的內部控制存在缺陷、缺陷或缺陷的組合，因此有可能無法及時防止或發現年度或中期財務報表的重大錯報。

在對我們截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度的綜合財務報表進行審計時，我們發現了重大的 截至該日期的財務報告內部控制薄弱環節，原因是我們缺乏足夠的財務報告和會計人員，他們對美國公認會計準則和美國證券交易委員會報告要求有適當的瞭解 以正確解決複雜的美國公認會計原則會計問題，並編制和審查我們的合併財務報表和相關的 披露，以滿足美國公認會計準則和美國證券交易委員會財務報告要求。我們已經實施並將繼續實施一系列措施，以解決已查明的實質性弱點。由於補救措施在我們於2019年12月首次公開招股以來的有限時間內尚未完全實施，我們的管理層得出結論，截至2020年12月31日，一個重大弱點 尚未得到補救。請參閲“項目。15控制和程序--財務報告的內部控制。由於重大缺陷，我們的管理層得出結論，截至2020年12月31日，我們的 披露控制和程序未能有效地確保我們在本年度報告中要求披露的信息被記錄、處理、彙總並報告給他們進行評估，並且所需披露是在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內進行的。我們不能向您保證我們將能夠繼續實施有效的內部控制系統，或者我們不會在未來發現重大弱點或重大缺陷。

首次公開募股完成後，我們受到2002年《薩班斯-奧克斯利法案》的約束。薩班斯-奧克斯利法案(Sarbanes-Oxley)第404節或第404節要求我們在以本報告開始的Form 20-F年度報告中包括管理層關於我們財務報告內部控制有效性的報告。此外，一旦我們不再是JOBS法案中定義的“新興成長型公司”，我們的獨立註冊會計師事務所必須 證明並報告我們對財務報告的內部控制的有效性。我們的管理層可能會得出結論，我們對財務報告的內部控制 無效。此外，即使我們的管理層得出結論認為我們對財務報告的內部控制是有效的 ，我們的獨立註冊會計師事務所在進行了自己的獨立測試後，可能會出具一份報告，表明它對我們的內部控制或我們的控制被記錄、設計、操作或審查的水平不滿意。此外，在我們成為一家上市公司後，我們的報告義務可能會在可預見的未來給我們的管理層、 運營和財務資源以及系統帶來巨大壓力。我們可能無法及時完成評估、測試和任何所需的補救措施。

在記錄和測試我們的內部控制程序的過程中，為了滿足第404節的要求，我們 可能會發現財務報告內部控制的其他弱點和不足。此外，如果我們未能保持我們對財務報告的內部控制的充分性，因為這些標準會不時進行修改、補充或修訂 ，我們可能無法持續地得出結論，我們根據第404條對財務報告進行了有效的內部控制。如果我們未能實現並維持有效的內部控制環境，我們的財務報表可能會出現重大的錯報，無法履行我們的報告義務，這可能會導致投資者對我們報告的財務信息失去信心。這反過來可能會限制我們進入資本市場的機會，損害我們 運營的結果，並導致我們普通股的交易價格下降。此外，對財務報告的無效內部控制可能會增加我們面臨的欺詐或濫用公司資產的風險，並可能使我們面臨從我們上市的證券交易所退市、監管調查和民事或刑事制裁。我們還可能被要求 重述前幾個時期的財務報表，這將進一步損害我們的聲譽，並可能對我們的股價 產生不利影響。

作為外國私人發行人，我們受不同於美國國內發行人的美國證券法和紐約證券交易所美國治理標準的約束。這可能會對我們普通股的持有人提供較少的保護，您可能無法收到您習慣於接收的公司和公司信息和披露，或您習慣於以您習慣接收的方式收到的信息和披露。

由於我們是美國證券法意義上的“外國私人發行人”，我們將被要求披露的信息的管理規則與根據《交易法》管理美國公司的規則有很大不同。外國私人發行人的定期披露要求 比美國國內發行人的要求更有限，因此，與美國上市公司定期發佈的信息相比，有關我們的公開信息可能更少。例如，我們不需要 在重大事件發生後四天內提交Form 10-Q季度報告或Form 8-K當前報告，而我們的季度報告(如果我們提供)或當前報告可能包含的信息少於或不同於美國備案文件所要求的信息。此外，作為外國私人發行人，我們不受交易所法案第14條下的委託代理規則的約束，我們發佈的委託聲明不受美國證券交易委員會的審查。我們不受《交易法》第 16節有關內部人士出售普通股的規定的約束，這意味着您在這方面的數據將少於受《交易法》約束的美國公司的股東。因此，您可能無法獲得您在做出投資決策時所習慣使用的所有數據。此外，我們的高級管理人員、董事和主要股東在購買和出售我們的普通股時，可以豁免 交易所法案第16節的報告和“短期”利潤回收條款及其規則 。

此外， 作為外國私人發行人，我們可以豁免遵守適用於美國發行人的紐約證券交易所美國證券交易所的某些公司治理要求，包括我們的董事會多數由獨立董事組成的要求。 例如，我們遵守開曼羣島法律對我們股東會議的要求，這與紐約證券交易所美國證券交易所的要求不同。由於適用於我們的公司治理標準與適用於美國國內發行人的公司治理標準不同，您可能無法獲得與沒有此類豁免的公司的股東 根據美國法律和紐約證券交易所美國規則提供的相同保護。

我們的現有股東在公開市場上出售大量我們的普通股可能會導致我們的股價 下跌。

在公開市場上出售大量我們的普通股，或認為這些出售可能會發生，可能會壓低我們普通股的市場價格，並可能削弱我們通過出售額外股本證券籌集資金的能力。 我們無法預測出售可能對我們普通股的現行市場價格產生的影響。我們現有股東擁有的所有普通股 均受與我們首次公開募股承銷商的鎖定協議的約束，該協議限制股東在普通股發行結束之日起至少六個月內轉讓我們的普通股。禁售期屆滿後，我們幾乎所有的已發行普通股都將有資格無限制地出售。此外，截至禁售期屆滿時，因行使期權及認股權證而發行或可發行的普通股，屆時將有資格出售。這些股東出售普通股 可能對我們普通股的交易價格產生重大不利影響。

有資格在未來出售的股票 可能會壓低我們的股價。

截至本年度報告日期，我們有7,407,955股已發行普通股，其中6,770,455股由我們的關聯公司持有 和。此外，637,500股普通股受制於根據與我們的管理團隊簽訂的某些股票期權協議授予的已發行期權。根據證券法頒佈的第144條，關聯公司持有的所有普通股都是受限制或受控制的證券。根據規則144或證券法下的其他豁免或根據註冊説明書出售普通股可能對普通股價格產生重大不利影響，並可能削弱我們通過出售股權證券籌集額外資本的能力。

我們 可能會以比普通股更大的權利發行優先股。

我們修訂的公司章程授權我們的董事會發行一個或多個系列的優先股，並設定優先股的條款 ，而無需尋求股東的進一步批准。任何已發行的優先股在股息、清算權和投票權方面都可能超過我們的普通股。

如果 證券或行業分析師不發佈或停止發佈有關我們的研究報告，如果他們對我們的普通股提出不利的建議 ，或者如果我們的經營業績不符合他們的預期，我們的普通股價格可能會 下跌。

我們普通股的交易市場將受到行業或證券分析師可能 發佈關於我們、我們的業務、我們的市場或我們的競爭對手的研究和報告的影響。證券和行業分析師目前發表了關於我們的有限研究 。如果證券或行業分析師對我們公司的報道有限或沒有報道，我們普通股的市場價格和交易量可能會受到負面影響。此外，如果報道我們的任何分析師下調了我們的普通股評級，對我們的競爭對手提出了更有利的相對推薦，或者如果我們的經營業績或前景沒有達到他們的預期 ，我們普通股的市場價格可能會下跌。如果任何可能報道我們的分析師 停止報道或未能定期發佈有關我們的報告，我們可能會失去在金融市場的可見度，這反過來可能會導致我們的股價或交易量下降。

作為《就業法案》下的 一家“新興成長型公司”，我們被允許推遲遵守一些旨在保護投資者的法律法規的截止日期，並減少我們在提交給美國證券交易委員會的報告中提供的信息量，這可能會削弱投資者對我們公司的信心，並對我們的普通股 的市場價格產生不利影響。

在 中，只要我們仍是《就業法案》中定義的“新興成長型公司”，我們就打算利用適用於非“新興成長型公司”的上市公司的各種要求的某些 豁免 ，包括：

我們 打算利用這些豁免，直到我們不再是一家“新興成長型公司”。我們將一直是一家新興成長型公司，直到(1)財政年度的最後一天(A)在我們首次公開募股(IPO)完成五週年後的最後一天，(B)我們的年總收入至少為10.7億美元，或(C)我們 被視為大型加速申報公司，這意味着截至前一年6月30日，非關聯公司持有的我們普通股的市值超過7億美元。以及(2)我們在前三年期間發行了超過10億美元的不可轉換債務的日期。

由於目前為我們的普通股支付現金股息的可能性很小，投資者必須只關注我們的普通股在市場上的升值 ，以實現投資收益。

我們 不知道何時或是否會分紅。我們目前打算保留未來的收益(如果有)，以資助我們業務的擴展 。我們未來的股息政策由我們的董事會自行決定，並將取決於各種因素，包括我們的業務、財務狀況、經營結果、資本要求和投資機會。因此，投資者必須只關注我們的普通股在市場上的升值，以實現他們的投資收益。這種升值 可能不會發生。

第 項4.公司信息

概述 公司的歷史和發展

印尼能源有限公司是一家專注於印尼的石油和天然氣勘探和生產公司。除了卓越的運營， 我們相信我們已經為道德、安全和企業社會責任實踐設定了最高標準，以確保我們 為社會增值。在具有豐富石油和天然氣經驗的專業管理團隊的帶領下，我們尋求發揮我們的專業知識，以確保可持續發展的盈利和綜合能源勘探和生產業務模式 。

我們的任務是高效地管理印尼的有利可圖的能源資源。我們的願景是成為印尼石油和天然氣行業的領先公司，在儘可能減少環境和社會影響的情況下最大限度地回收碳氫化合物。

我們 於2018年4月24日根據開曼羣島的法律註冊為一家獲豁免的有限責任公司，是WJ Energy Group Limited(或WJ Energy)的控股公司，而WJ Energy Group Limited(或WJ Energy)又擁有我們在印尼的控股和運營子公司。

印尼油氣產業及經濟信息

印度尼西亞是東南亞最大的經濟體(位於印度洋和太平洋之間，與馬來西亞、新加坡、東帝汶和巴布亞新幾內亞接壤)。根據世界銀行的數據，自克服20世紀90年代末的亞洲金融危機以來，印尼取得了令人印象深刻的經濟增長，過去10年的年均GDP增長率超過5%。根據美國中央情報局的《世界概況》，今天，印度尼西亞是世界第16大經濟體、20國集團成員和世界第四人口大國，人口超過2.62億。根據印尼商品與衍生品交易所和世界概況的數據，印尼在其他大宗商品市場也佔有重要地位，如動力煤、銅、黃金和錫，印尼是世界第二大錫生產國和最大的錫出口國，在農業方面也是大米、棕櫚油、咖啡、藥用植物、香料和橡膠的生產國。

印尼的石油和天然氣行業是世界上歷史最悠久的行業之一。印度尼西亞自1885年在北蘇門答臘島首次發現石油以來，已在石油和天然氣領域活躍了130多年。大型國際能源公司在20世紀中葉開始了重要的勘探和開發業務。根據上游石油和天然氣業務特別工作組 活動(SKK Migas-Satuan Kerja Khuus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas布米)2019年年度報告和英國石油公司《2020年世界能源統計回顧》，印尼截至2019年底已探明石油儲量為25億桶，根據其公開備案文件，雪佛龍在印尼非常活躍已有50多年。雪佛龍在此期間生產了非常大量的石油--120億桶，其中數十億桶是在蘇門答臘島(我們Kruh區塊的位置，如下所述)生產的。

下面的地圖顯示了國際大公司在印尼開展業務的區域：

資料來源：印尼能源有限公司

印尼很早就進入能源行業，幫助該國成為全球先驅，制定了法律、商業和金融框架，以支持一個非常穩定、不斷增長的行業，鼓勵了數千億美元的投資。印尼能源行業是全球行業的典範，是生產分享合同範本的創始人，該合同在世界各地仍被用作首選合同形式；這是我們運營Citarum區塊的合同形式，如下所述。

印度尼西亞的石油和天然氣部門受2001年關於石油和天然氣的第22號法律(2001年11月22日)(或《石油和天然氣法》)管轄。政府在整個印度尼西亞領土上保留採礦權，政府控制着國家採礦局。石油和天然氣部門 由上游(即勘探和生產)和下游活動(即煉油和加工)組成， 分別進行監管和組織。上游部門由SKK Migas管理和監督。私營公司通過SKK Migas與政府簽訂合作合同，獲得勘探和開採石油和天然氣資源的權利，合作合同主要基於產量分享計劃，從而充當SKK Migas的承包商。一個實體只能持有一個PSC，PSC的有效期通常為30年，通常包括6年加4年的勘探和20年的開採。

然而，印尼和全球的石油和天然氣行業在過去四年裏經歷了顯著的波動。 全球地緣政治和經濟考量在推動油價敏感性方面發揮了重要作用。從2014年年中的峯值(每桶105.72美元)，我們生產的這類原油的印尼原油價格暴跌了75%以上，2016年初為每桶25.83美元。自2016年以來，政治和經濟因素迫使全球原油供需達到平衡，截至2019年12月31日的一年，國際原油價格指數再次上升，達到61.89美元的平均水平。 據福布斯報道，2020年第一季度，新冠肺炎疫情對全球油價影響較大。由於沙特阿拉伯在3月初增加了石油產量並降低了價格，儘管病毒爆發後需求不足，但基準油價暴跌了25%。截至2020年12月31日止年度的平均價格為每桶37.58美元，較截至2019年12月31日止年度下跌39.28%(儘管於2021年上半年，平均價格有所上升)。

缺乏新的儲量發現和儲量枯竭的問題仍然存在，導致印尼石油和天然氣部門對國家收入的貢獻下降。根據《普華永道2020指南》，2019年在石油和天然氣行業的投資約為121億美元，這是自2016年以來的最高水平，原因是石油和天然氣價格的上漲引發了一些投資興趣。 在天然氣儲量方面，正如英國石油公司《2019年世界能源統計評論》(或英國石油公司2019年報告)所述，印度尼西亞排名第13位^這是在世界上和世界上^發送在亞太地區，跟隨中國。

據DGOG介紹，2020年，印尼上游活動已實現投資104.7億美元。SKK Migas年度報告記錄，截至2019年底，印度尼西亞共有199個PSC，其中92個處於生產階段，其餘107個處於勘探階段。SKK Migas還報告稱，2019年總投資 為122億美元。大約75%的石油上游活動集中在印度尼西亞西部，我們的區塊就位於那裏。SKK MICAS還記錄稱，到2027年，上游行業有42個主要項目。總投資額為四百三十三億美元。根據2020年普華永道的報告，2020年上半年對上游石油和天然氣的投資僅達到56億美元，而MoEMR全年的目標是145億美元。同時，與MoEMR不同的是，SKK Migas預測，石油和天然氣上游投資在2020年將僅達到116億美元，而此前的預測為138.3億美元，因為 新冠肺炎疫情迫使石油和天然氣公司削減資本支出。為了促進油氣投資和產量，印尼政府於2018年3月將PSC制度從成本回收改為總拆分，並進一步取消了18項規定和23項認證、推薦和許可要求，以減少認證重複，縮短官僚作風，簡化監管制度。總拆分計劃根據總產量將石油和天然氣產量分配給締約方，而在成本回收方面，石油和天然氣產量在扣除生產成本後由政府和承包商分攤。由於需求上升導致產量不足，政府仍熱衷於吸引更多外國投資進入國內石油和天然氣行業。

根據英國石油公司2019年的報告，2018年印尼的石油日消費量達到178萬桶，其中43%由國內生產滿足。MEMR明確指出，2018年印尼出口石油7,440萬桶，進口1.13億桶石油。SKK Migas記錄顯示，泰國和美國是印尼2018年石油和凝析油出口最多的兩個國家，分別為1,365萬桶和1,103萬桶。

此外，我們認為，印尼不斷增長的經濟，再加上政府打算降低對煤炭作為工業、發電和交通能源供應來源的依賴，將導致印尼國內對天然氣的需求在未來上升。如果不想抑制印尼的經濟增長，印尼的電力基礎設施需要大量投資。根據普華永道2017年的報告，截至2016年底，發電量約為59.6千兆瓦，難以滿足印尼日益增長的中產階級人口及其製造業對電力的需求。印尼國家能源委員會總祕書處在其2019年印尼能源展望中報告稱，2018年印尼發電廠的裝機容量達到64.5千兆瓦，比2017年增加了3%。印尼國家能源委員會祕書處報告稱，印尼的天然氣需求預計將從2015年的1.67 TCF上升到2025年的2.45 TCF，其中大部分需求來自爪哇和巴釐島，特別是發電站和化肥廠。

根據印尼技術評估和應用機構發佈的2018年印尼能源展望報告，從2016年到2050年，印尼GDP平均每年增長5%以上，加上人口 每年增長0.71%，印尼能源總需求預計將以平均每年5.3%的速度增長。同期，天然氣需求預計年均增長6.3%，工業部門能源需求年均增長6.1%，到2050年電力總需求預計增長740%。此外，發電用天然氣需求預計將繼續增長，平均每年增長4.9%，而交通能源需求預計將以平均每年4.6%的速度增長。

在天然氣分配方面，印尼仍然缺乏廣泛的天然氣管道網絡，因為由於印度尼西亞羣島國家的特殊領土構成，主要天然氣儲量位於遠離需求中心的地方。印度尼西亞的天然氣管道網絡是根據商業項目開發的；因此，它們由許多支離破碎的系統組成。 開發的天然氣網絡大多位於消費者中心附近。2017年天然氣輸配管道年增長率僅為4.7%，管道長度較2016年增加483.57公里。2017年天然氣輸送管道基礎設施總量為10,670.55公里，根據政府計劃，到2030年，印尼預計將增加總計6989公里的天然氣管道網絡 。

在Citarum區塊所在的西爪哇，天然氣總需求預計將從2020年的2521 mm scfd 大幅增加到2035年的3032 mm scfd巴西國家石油公司，印尼石油、礦業和能源新聞機構。這將需要在2020年額外供應603 mm scfd的天然氣，在2028年增加1,836 mm scfd的天然氣供應(包括進口)。與煤炭相比，天然氣的碳排放相對較低，而且價格適中，至少在未來十年內，天然氣可能仍將是一種受歡迎的燃料，特別是考慮到印尼豐富的天然氣儲量。此外，隨着印尼經濟和人口的增長，印尼的能源需求預計將增加。

我們的 機會

從2014年開始，我們的管理團隊通過收購中型生產和勘探區塊，發現了印尼石油和天然氣行業的重大機遇。總而言之，我們的目標是確定具有最高潛力的資產，以實現石油和天然氣業務的盈利。如下文進一步描述的那樣，我們相信我們的兩項流動資產--Kruh和Citarum --正是這些類型的資產。

我們 認為這些中型區塊的存在主要有兩個原因：(I)像我們這樣的小型公司普遍缺乏對該行業的投資；(Ii)大型石油和天然氣勘探公司忽視了這些區塊；其中許多 在印尼境內運營。

我們目標行業缺乏投資的根本原因是該行業資本要求高，進入門檻高，包括高啟動成本、高固定運營成本、技術、專業知識和嚴格的政府法規。 我們已經並將繼續尋求通過謹慎部署投資者資本以及我們生產業務的現金來克服這一問題。

此外，我們瞄準的中型區塊被較大的競爭對手忽視，因為他們的資產選擇在儲備規模和上行潛力方面受到更高的門檻標準，以證明其人力資源和資本的部署是合理的 。這意味着一家非常小的公司無法運營這些區塊，新的投資者不太可能進入該行業，主要生產商正在爭奪更大的資產。

這種 情景為我們的公司創造了機會：可獲得被忽視的資產，包括生產和勘探項目 ，這些項目在印尼具有未開發的潛在資源，這為我們在未來幾年創造經濟利潤和擴大業務創造了潛力 。

一個重要的事實是，自我們2014年開始運營以來，由於油價波動，自然資源行業經歷了戲劇性的變化 。最近低油價帶來的挑戰使我們有資格通過推動我們的業務最大限度地利用我們組織內的可用資源來降低成本和提高運營生產率來高效運營。

資產 投資組合管理

我們的 資產組合目標是在中型生產區塊和具有重要潛在資源的勘探區塊之間建立最佳組合。我們相信，這種多元化技術的實施為我們公司提供了 投資於具有巨大上行潛力的勘探資產的能力，同時也通過現金流產生 資產來保護我們的投資。

我們將生產區塊視為在短期內產生現金流或有潛力產生正現金流的石油和天然氣資產。勘探區塊是指需要發現才能證明資源的石油和天然氣區塊， 一旦這些資源被探明，這樣的項目可以產生多重資本回報。

我們的投資組合管理方法要求我們收購具有不同合同結構和成熟階段業務的資產。另一個關鍵因素是，我們相信，我們的資產組合提供的多元化使我們有能力更好地應對行業帶來的挑戰，例如宏觀經濟因素的不確定性、大宗商品價格波動以及石油和天然氣行業的整體未來狀況 。

我們 相信，這一戰略還允許我們通過持有由目標產量水平支持的生產、開發和勘探許可證組合來維持可持續的石油和天然氣生產業務(所謂的“上游”業務)。 我們相信，從長遠來看，這應使我們能夠在減少風險的同時產生超額投資回報。

我們的 資產

我們 目前通過我們在印尼的運營子公司持有兩項石油和天然氣資產：一個生產區塊(Kruh區塊)和一個勘探區塊(Citarum區塊)。我們還確定了潛在的第三個勘探區塊(Rangkas地區)。

Kruh 區塊

我們 於2014年獲得Kruh區塊的權利，並於2014年11月通過我們的印尼子公司PT Green World Nusantara(或GWN)開始運營。Kruh區塊根據與印尼國有石油和天然氣公司印尼國家石油公司簽訂的技術援助合同(或TAC)運營至2020年5月，Kruh區塊的運營權將作為聯合運營夥伴關係(KSO)從2020年5月持續至2030年5月。這個區塊佔地258平方公里(63753英畝)，位於南蘇門答臘島巴利彭多波西北16英里處。2020年，該區塊的月平均產油量約為6,044桶。 在該區塊已探明和潛在含油的八個構造中，三個構造(北Kruh、Kruh和West Kruh油田)的已探明和未開發原油總儲量合計為439萬桶(淨原油探明儲量為263萬桶)，截至2020年12月31日的可能未開發原油總儲量為215萬桶，確定於2030年5月合同到期日。可能儲量是指那些比已探明儲量更不確定要開採的額外儲量，但與已探明儲量一起，很有可能無法開採。已探明的未開發儲量包括直接抵消開發間隔區域的位置，而可能儲量是直接抵消已探明儲量區域的位置，以及數據控制或對現有數據的解釋不太確定的位置。應至少有50%的概率使實際開採量等於或超過已探明儲量加可能儲量估計值。 可能儲量估計值比已探明儲量估計值更具不確定性，並且由於不確定性而未對風險進行調整。 因此，已探明儲量和可能儲量估計值可能彼此不具有可比性，不應進行算術求和。

對Kruh區塊已探明儲量的估計是由我們公司的代表(由工程、地質和地球物理工作人員組成的團隊)根據聯邦法規代碼第17章《石油和天然氣報告的現代化》中包含的美國證券交易委員會的定義和披露指南編制的，《聯邦登記冊》於2009年1月14日發佈了最終規則。我們已探明的石油儲量沒有經過獨立石油工程師的評估或審查。

下圖顯示了Kruh區塊及其生產油田：

我們收購Kruh Block的兩個主要目標是用產生現金的資產啟動我們的運營，以及讓我們的法人 獲得參與政府投標和直接投標所需的經驗。

我們 根據我們的戰略基於某些標準選擇Kruh：(I)選擇已探明碳氫化合物的地區；(Ii)找到未過度開發的當前生產結構；以及(Iii)運營位於印度尼西亞西部的資產。

根據Kruh TAC，我們的子公司GWN是一家承包商，擁有在Kruh地區運營的權利，並在該區塊內石油礦藏的開發 中擁有經濟利益，直至2020年5月。合同基於“成本回收”制度，即所有運營成本(勘探、開發、開採、生產、運輸、營銷、廢棄和場地恢復方面的支出和債務)由國家石油公司墊付，然後由印尼國家石油公司償還給國家石油公司。根據Kruh TAC，Kruh區塊生產的所有石油都交付給印尼國家石油公司，隨後，國家石油公司每月通過出售該區塊生產的原油的收益收回運營成本，但上限為每月收益的65%。作為利潤分享的一部分，GWN還有權在每月收回成本還款後獲得出售原油的剩餘收益的額外26.7857%。加上我們的份額分割，我們的淨收入約為總產量乘以國際比較方案的74%。我們每月向印尼國家石油公司提交一份權利計算報表(ECS)，説明我們根據各自月份的石油開採、國際比較、成本回收和利潤分享有權獲得的金額。 與我們收購(我們指的是我們進入TAC)Kruh區塊有關的收購 成本約為1,500萬美元，從以前的承包商那裏轉入我們的財務報表。成本回收計劃在下文“--印度尼西亞石油和天然氣行業的法律框架”中進行了説明和説明。由於我們的可收回成本餘額在合同期滿前不會全部收回，因此我們的淨收入不需要繳納任何税。

歷史上，印尼國家石油公司與其承包商之間的合作協議是通過TAC建立的，但在2000年初S進行監管改革和印尼國家石油公司重組後，印尼國家石油公司與其合作伙伴之間的合同關係 改為KSO。

截至2020年5月22日，我們開始根據KSO合同繼續我們在Kruh Block的經營權，該合同的期限至2030年5月。從本質上講，TAC和KSO在性質上非常相似，因為它們的“成本回收”系統，但有一些重要的區別。這兩份合同的主要區別是：(1)在TAC中，所有生產的石油都可以在印尼國家石油公司及其承包商之間分享，而在KSO中，非分享石油(NSO)產量是由印尼國家石油公司及其合作伙伴確定和商定的，因此，具有既定遞減率的基線產量完全屬於印尼國家石油公司，因此，合作伙伴的收入和產量分享部分應僅根據高於NSO基線的產量來確定；(2) 在KSO中，成本回收上限為出售在 區塊生產的石油所得收益的65%(65%)，而在KSO中，成本回收上限為出售Kruh區塊生產的石油所得收益的80% Kruh區塊 在KSO規定的期限內發生的成本加每桶運營成本的80%乘以不可分享石油 (NSO)。此外，根據KSO條款，我們已承諾執行一項為期3年的工作計劃，在Kruh區塊內鑽探更多油井並進行勘探活動，如2D和3D地震。如果我們未能履行我們的義務，包括履行工作計劃承諾，印尼國家石油公司將有權終止我們的KSO合同，我們的銀行擔保將被視為 被沒收。

2021年3月，我們調動鑽機在我們63,000英畝的Kruh區塊連續鑽了3口生產井。預計這3口油井在投產的第一年平均每天可生產173桶石油。我們預計每口井的鑽探和完工費用約為150萬美元。根據我們與印尼政府的合同條款，假設油價為每桶63.50美元，預計每口油井在第一年將產生333萬美元的淨收入，這是每口油井鑽探成本的兩倍多。同樣在2021年3月，我們獲得了必要的許可，允許我們向前推進 ，開始我們之前宣佈的2021年Kruh區塊的鑽探計劃。2021年4月，我們宣佈這3口油井的新鑽探工作已經開始。2021年計劃總共打5口井，2022年計劃打6口井，2023年計劃打7口井，預計在三年內在Kruh區塊總共有18口新井。不能保證這些新油井將產生我們估計的數量的石油，如果真的有的話。

當我們在2014年收購Kruh區塊時，該區塊2014年有7口生產井，每天生產200桶石油，平均每桶生產成本為60.25美元，而90%的生產僅依賴一口井，即Kruh-20。

我們對Kruh區塊的開發計劃是通過鑽探已探明的未開發(PUD)油井來提高產量，我們認為這是一項低風險投資，因為與鑽探未探明儲量的油井相比，這些油井生產商業石油水平的可能性更高。尋找提高產量的方法在成熟油田尤為重要，因為由於這些油田的正常產量遞減率，產量 不可避免地下降。在財務方面，我們的目標是在合同剩餘期限內產生最高的現金流入。

考慮到這一目標，在執行Kruh TAC之後，我們開始通過在80個地點進行被動地震調查 並通過重新啟動一口舊井(Kruh-19)來獲取額外的地質信息來收集數據。經過地震資料重新解釋和 建模，我們啟動了2口井的鑽井活動，即Kruh-21(K-21)井和Kruh-22(K-22)井。

2015年10月，我們開始鑽井K-21，目標深度為3,418英尺，由於滲透率和曲折(衡量油井複雜程度)問題，導致日產量僅為45 BOPD 。

2015年11月，我們開始鑽探K-22，目標深度為4,600英尺，由於發現了與K-21相同的滲透率和曲折問題，導致30BOPD。

在2016年初，我們專注於尋找解決方案來提高K-21和K-22的產量。從2月到5月，我們進行了酸化和加砂壓裂作業，以繞過影響K-21井和K-22井的生產效率挑戰。這導致K-21和K-22的產量都增加了一倍，將這些油井的產量分別提高到95BOPD和 98BOPD。

2016年，油價危機跌入谷底，1月份的ICP值僅為25.83美元。由於價格較低，我們的業務 經過了成本分析程序，以便通過確定各自的直接生產成本來確定我們每個生產井的經濟極限。因此，我們關閉了6口當年產量低於10桶的油井。我們被要求在艱難的油價環境下找到解決方案，以提高我們的運營利潤率，因此我們停止了當時9口油井中的6口。

因此，2016年代表着我們在效率方面整合業務的努力，從而降低了運營成本 ，使我們的公司能夠度過原油價格動盪。所採取的降低成本和提高效率的措施包括： (I)為每口作業井設定經濟上限，並關閉每桶生產成本超過40美元的油井；(Ii) 通過刺激活動增加剩餘油井的產量；(Iii)與服務提供商重新談判合同； (Iv)制定燃料利用計劃，使我們能夠將油井產生的天然氣用作發動機燃料；以及(V)優化 地面設施設備和系統。

2017年5月，我們在Kruh區塊鑽井了我們的第三口開發井(K-23)，成本約為150萬美元，總深度 為3,315英尺，由於K-21和K-22遇到的相同問題、滲透率和曲折性 ，導致產量為30 BOPD。

2017年10月，哈里伯頓公司在K-21和K-23兩口井進行了增砂壓裂作業，以改善油氣流入這些井的情況。建成後，K-23的產量從30BOPD增加到 170 BOPD，K-21的產量從20BOPD增加到 (由於2016年至2017年含水率增加，K-21的產量回落到20BOPD) 增加到95BOPD。這一刺激措施導致每月石油產量增加3,844桶，導致我們的峯值總產量超過每月11,000桶石油或隨後一個月的380桶石油日產量。

K-21在2018年6月完成了一次油井檢修，通過從地層流體攜帶的井眼中填充的砂子材料中清洗油井來恢復生產。2016年和2018年沒有鑽探開發井，到目前為止，我公司沒有鑽探任何探井。

2018年Kruh油田的其他主要活動是油井服務和維持生產所需的工作。這項工作包括清洗油井和更換生產管柱。

2018年12月，我們啟動了應用電刺激採油方法(ESOR)的試點項目， 嘗試增加Kruh油田的石油產量。ESOR工藝的基本功能是通過降低粘度來增加石油的流動性，這反過來又有助於將石油運往生產井。通過在現有油井中產生直流電，電場將油從陽極驅動到陰極，這一過程通常被稱為電動力學。在2019年的試用期內，我們沒有觀察到4口生產井的產量顯著增加。因此，我們在2020年2月終止了試點。

在我們運營期間，我們的總支出至少達到1,500萬美元，其中包括三口油井的鑽井成本。在我們的運營期間，我們能夠從所有三口井中開採石油，這意味着100%的鑽井成功率 。我們還改進了我們的水處理系統，安裝了熱油加熱器以提高水與油分離的速度，因為印尼國家石油公司允許向他們轉移的油中最多含有0.5%的水分，並將我們的發電設施升級為氣體燃料發動機。

自2014年以來，我們的毛產量從2014年初的250桶(毛)增加到2018年的峯值400桶， 我們通過鑽探三口新井和升級生產設施實現了這一目標。我們的產品是我們的主要收入來源 。在每桶原油價格為61.89美元(歷史12個月平均價格按2019年每個月的平均ICP計算)和每月生產7,582桶石油的情況下，我們能夠從Kruh每月產生約470,000美元的毛收入 。我們打算在未來幾年逐步提高該區塊的產量，預計需要 名義上的額外資本支出。

2019年，Kruh區塊的月平均產量約為7,582桶(毛產量)。這與4口生產井相比平均下降了26.9%。然而，兩口主要生產井K-22和K-23井的降幅僅為14.9%。在2014年12月至2019年12月期間，我們從Kruh結構總共生產了497,398桶石油。

於二零二零年，Kruh區塊平均每月產量約6,044桶(毛產量)，略低於二零一九年，因預期下降20.3%。截至2020年12月，我們從Kruh結構總共生產了72,524桶石油。 由於Kruh區塊將於2021年4月開始新的鑽探，預計產量將會增加。

從歷史上看，Kruh區塊29口油井的初始平均毛產量為191桶/日，考慮到每年21%的指數遞減率，在油井投產的第一年，平均毛產量為173桶/日。根據2017年至2019年12月全油田生產歷史的遞減曲線分析，估計了21%的遞減率。根據這一數據，Kruh區塊的一口油井預計第一年的原油總產量平均約為63,112桶 。此外，由於吞吐和維護的成功，K-22井和K-23井的遞減率明顯低於21%。根據上述數據，KSO成本回收條款，並使用平均油價61.89美元(截至2019年12月31日的前12個月平均每月國際比較價格)，平均而言，一口井在第一年將產生324萬美元的淨收入 (前6個月為170萬美元)。

2017年10月，我們正式開始與印尼國家石油公司談判，以通過與印尼國家石油公司的合同，在我們的任期於2020年5月屆滿後，獲得延長Kruh區塊運營權的談判。通過績效考核，我們成功地使 有資格繼續擔任Kruh Block的運營商。2018年10月，印尼國家石油公司已向我們發送了Kruh Block的直接要約邀請函 ，並附上了為期10年的持續經營期合同草案。2019年7月，我們獲得印尼國家石油公司授予的根據延長的KSO再運營Kruh區塊10年的合同。KSO合同於2019年7月26日簽署。因此， 截至2019年12月31日和2018年12月31日的儲量估計和經濟模型假設認為我們擁有Kruh區塊的運營權至2030年5月，因為證據表明，根據定義已探明石油和天然氣儲量的美國證券交易委員會法規S-X§210.4-10(A)(22) ，續期是合理確定的。

截至2020年和2019年12月31日，考慮到Kruh區塊的運營將於2030年5月結束，淨探明儲量分別約佔總儲量的61.13%和43.55%。此淨比率的計算是基於我們的收入權利， 考慮到成本回收餘額估計和整個Kruh區塊運營期間的利潤分享部分 。截至2017年12月31日，隨着Kruh區塊經營權於2020年5月結束，TAC運營的20,258,361美元的未收回支出將一直到TAC結束時仍未收回，因此我們有權獲得銷售所生產原油的收入的74.37%，直至TAC於2020年5月到期(出售所生產的原油所得收益的65%作為成本回收，加上出售原油所得收益的26.7857的利潤分享部分)。這導致當時的淨探明儲量佔總儲量的74.37%。相比之下，截至2018年12月31日，假設Kruh區塊運營權延長至2030年5月，且成本回收餘額於2020年5月重置為零，我們估計，考慮到Kruh區塊運營期內的成本回收餘額估計和利潤分享部分，至2030年5月，我們將有權獲得Kruh區塊整個運營期內生產的原油銷售收入的約42.72%，導致已探明儲量淨額佔總儲量的42.72%。

在確認Kruh區塊延期後，我們的董事會批准了在Kruh區塊鑽探18口已探明未開發儲量(或PUD)油井的開發計劃，時間表如下：

我們 於2021年3月開始在Kruh區塊進行新的鑽探作業，並於2021年4月開始了3口油井的新鑽探。由於新冠肺炎和政府許可程序，我們最初預計的鑽探開始日期被推遲。

對於已探明的已開發(或PDP)儲量，由於更有效的油藏管理，我們在截至2020年12月的年度生產了72,524桶，比我們2020年6月的估計增加了2,687桶，比我們2019年12月的估計減少了135桶。 有效的油田維護確保了我們的實現符合產量預測。

石油總儲量從2019年12月31日的4,619,992桶減少到2020年12月31日的4,393,408桶，這主要是由於我們鑽探計劃的生產和重新安排。截至2020年12月31日，淨儲量估計為2,631,512桶，使用每桶37.58美元的原油價格(歷史12個月平均價格計算為2020年每個月的平均國際比較價格 )。在Kruh KSO合同這樣的“成本回收”系統中，我們公司的生產份額和淨儲量權利 在油價較低時期增加(ICP的淨份額為61.13%，2020年為37.58美元)，而在油價較高的時期 減少(ICP的淨份額為43.55%，2019年為66.12美元)。這意味着，由於在整個合同期內獲得收入的方法，估計的淨探明儲量數量 會受到油價相關波動的影響。因此，淨探明儲量是根據我們公司根據KSO經濟模型產生的收入來估計的。

下表彙總了截至2020年12月31日Kruh區塊的原油探明儲量總額和淨儲量：

我們對已探明儲量的估計是使用現有的地質和油藏數據以及生產動態數據進行的。 內部油藏工程師和印尼國家石油公司每年都會對這些估計進行審查，並根據其他數據進行修訂。 由於預期採收率增加，加密鑽井的結果被視為積極的修訂。其他修訂是由於開發計劃、儲集層性能和政府限制等方面的變化。

我們已探明的石油儲量沒有經過獨立石油工程師的評估或審查。Kruh區塊已探明儲量的估計 是由IEC代表編制的，該團隊由工程、地質和地球物理人員組成，基於《美國證券交易委員會》的定義和披露準則，該準則載於《聯邦法規、石油現代化和天然氣報告》，《聯邦登記冊》2009年1月14日發佈的《最終規則》第17章。

Kruh區塊的總經理和首席運營官已經審核了儲量估算，以確保遵守美國證券交易委員會的指導方針：(1)所用方法的適當性；(2)所依賴數據的充分性和質量；(3)儲量估算過程的深度和徹底性；(4)與所用相關定義相適應的儲量分類；以及(5)估算儲量數量的合理性。“

淨儲量是使用每桶37.58美元的原油價格估算的(歷史12個月平均價格是根據2020年每個月的平均ICP值計算的)。在Kruh區塊運營或將運營的“成本回收”系統(如TAC或KSO)中，我們公司的生產份額和淨儲量在油價較高時期減少，在油價較低時期增加 。這意味着，由於在整個合同期內獲得收入的方法，估計的淨探明儲量數量會受到油價相關波動的影響。因此，淨探明儲量是根據TAC和KSO經濟模型根據我公司產生的收入來估算的。

截至2020年12月31日，Kruh區塊擁有4口採油井(Kruh油田的K-20、K-21、K-22和K-23)，佔地47英畝。在Kruh(6)、北Kruh(7)和West Kruh(5)油田有18個已探明的未開發油田，佔地491英畝。在West Kruh 油田，還有另外9個可能的地點，佔地279英畝。詳情見下表。

下表基於我們的TAC和KSO條款以及截至2020年12月31日的經濟模型，彙總了Kruh區塊已開發和未開發的總面積和淨面積：

Citarum 區塊

Citarum區塊是一個勘探區塊，佔地3924.67平方公里(969,807英畝)。該區塊位於西爪哇的陸上，人口為4,870萬人，距離印尼首都雅加達以南僅16英里，因此距離印度尼西亞的主要天然氣消費區-西爪哇的大雅加達地區-不遠。我們相信，這將顯著緩解印尼的組成和基礎設施帶來的後勤和地理挑戰， 顯著降低我們項目的商業風險。

Citarum區塊位於爪哇盆地西北部的陸上。在地質方面，自20世紀60年代S以來，經過長期的勘探和生產努力，該地區已被證明是一個非常有效的含油氣系統。印度尼西亞蘇門答臘島西北部爪哇省和東南部近海的石油系統打開-文件報告99-50R，2000)，“除了已經確定的100億桶油當量外，西北爪哇省可能還有超過20億桶油當量”。然而，由於缺乏對勘探項目的投資，該地區在過去15年中幾乎沒有增加新的儲量。我們沒有聘請獨立的石油和天然氣儲備工程師來審計和評估美國地質勘探局研究的儲量數據的準確性。 Citarum區塊還與蘇邦、帕西爾賈迪、Jatirarangon和Jatinegara的生產氣田接壤。由印尼國家石油公司運營的西北爪哇盆地150多個油氣田的石油和天然氣總產量為45,000桶/天和4.5億標準立方英尺/天(Mmscfd)。下圖顯示了Citarum區塊與該地區生產的油氣田一起 ，以及該區塊靠近西爪哇天然氣輸送網絡的情況。

資料來源：印尼能源有限公司

我們 從2016年開始收集有關Citarum區塊的數據，當時我們決定通過在我們的投資組合中增加一個勘探區塊來擴大我們的資產基礎。根據我們的戰略，我們必須找到一種具有成本效益的方法來收購具有潛力的區塊，作為最大化公司價值的過程的一部分。憑藉我們專業人員的必要技術知識和監管經驗，我們一致認為，我們獲得勘探區塊的最佳方法 是通過在政府尚未為招標程序預留的“工作區”向政府提交聯合研究建議書 。聯合研究的目標是通過進行地質和地球物理工作，如野外調查、磁力調查和現有地震測線的再處理，確定擬議工作區域內的石油和天然氣潛力。聯合研究完成後，如果政府進一步決定對工作區進行競標，如果其他競標者提出更高的報價，我們將有權在競標過程中更改我們的報價(匹配權)。

因此， 按照我們的計劃，我們的團隊確定了Citarum，這是西爪哇的一個開放的陸上區域，可用於聯合研究。 2016年9月，在我們正式向政府表示有興趣在Citarum開展聯合研究並滿足所有要求後， 我們獲得批准，可以與DGOG和LAPI ITB(萬隆理工學院提供的第三方諮詢服務)一起啟動我們的聯合研究計劃。研究目標是整合野外地質調查、地下填圖、識別地層學和構造地質學、進行盆地分析和含油氣系統評價。作為我們 提案的一部分，我們聘請了一名測量員進行被動地震，作為一種替代方法，以填補由於區塊上某些區域缺乏數據而導致的現有二維地震調查的空白。有111個測點，這項工作在兩個月內完成 ，覆蓋了大約三分之一的區域，如下圖所示。被動地震產生的數據與我們從印度尼西亞國家數據管理公司獲得的現有二維地震數據一起 是聯合研究的基礎。

從2009年到2016年，Citarum區塊一直由泛東方能源公司(或POE)運營，這是一家加拿大石油和天然氣公司，其股票在多倫多證券交易所創業板上市。POE在Citarum區塊進行了各種勘探工作，包括在整個區塊不同位置鑽探4口井：Pasundan-1、Geulis-1、Cataka-1和Jatayu-1。此前，所有4口井都發現了天然氣，Pasundan-1井和Jatayu-1井的天然氣流量都有記錄。PoE在Citarum區塊的總投資為40,630,824美元。

Pasundan-1井在6,000英尺到9,000英尺的深度遇到了天然氣，而泥漿記錄和井壁巖心顯示了石油和天然氣。卡塔卡1井在大約1,000英尺深到2,737英尺的深度有天然氣跡象，當時該井因鑽井問題而被廢棄 該地區的作業經驗不足。Jatayu-1井從大約6000英尺的深度流出高壓氣體，並有強烈的跡象表明在5800英尺到6700英尺的深度內含有天然氣。Geulis-1井的天然氣指示深度從1,000英尺到4,300英尺。由於使用的設備和消耗品與鑽井條件、地層或強氣流不匹配，所有4口井都被暫停和封堵。

此外，如果地層沒有在鑽井過程中受到高泥漿重量的損害，那麼從油井中流出的天然氣指示/流出將更加顯著。為避免之前的操作員在即將到來的鑽井計劃中遇到的鑽井問題而做好適當的準備，應能有效地圈定天然氣發現。

在Citarum鑽探的4口井的結果和關於該區塊的可用數據量是我們選擇Citarum的關鍵因素，因為隨着在整個區塊發現天然氣，該區塊的風險狀況顯著降低。同樣，氣區存在於1000英尺至6000英尺之間的不同深度，這一事實有助於 開發這些天然氣發現的商業潛力。由於這一點，加上之前的運營商發生的鉅額資本支出，他發現了天然氣和從4口鑽井中流出的天然氣。我們相信，這為我們提供了一種獨特的、可繼續勘探的低風險資產。

在該地區，石油和天然氣來自5個地質構造(從老到年輕、Jatibarang、Talangakar、Baturaja、上Ciblakan和Parigi)內的砂巖和碳酸鹽巖儲層。巴圖拉賈、上齊布拉乾和帕裏吉地層中的碳酸鹽堆積物尤其富含天然氣。在Citarum區塊內，在鑽井過程中同時遇到了砂巖和碳酸鹽巖儲層。由於三角洲成因的Talangakar源巖中的第二類乾酪根以生烴(Ciputat、Kepuh、Pasirbungur和Cipunegara)為主，因此Citarum區塊內的前景大多為 含氣。下圖顯示了西北部的爪哇地層：

聯合研究在12個月的時間內(8個月加4個月延長期)完成，研究結果彙總在一份報告中，報告內容包括：區域地質和油氣系統概述、勘探概念、前導和前景、油氣勘探的體積和經濟前景評估。下圖説明瞭完整的關節 研究流程：

2018年2月，Citarum Block通過MEMR的直接報價進行投標。經過招標過程，我們於2018年5月獲得了Citarum區塊的 開採權。Citarum區塊的勘探期為6年，可再延長4年至2028年。

2018年7月，MEMR與我們的兩家全資子公司PT Cogen Nusantara Energi(或CNE)和PT Hutama Wiranusa Energi(或HWE)簽署了關於Citarum的產量分享合同(或PSC)，標誌着我們對Citarum區塊30年的經營期限正式開始。

以下時間線説明瞭Citarum區塊的收購流程：

作為我們進行300公里地震調查承諾的一部分，我們最近向印尼上游油氣商業活動臨時工作組(薩圖克爾賈·庫蘇斯·佩拉克薩納·基賈坦·烏薩哈·胡魯·米尼亞克丹·加斯·布米，或SKK Migas)。一旦獲得批准，我們將與當地一所大學合作，為該地區開展環境基礎評估，並將評估結果作為該地區任何勘探活動的基礎。這是我們在Citarum的勘探活動的一部分。當勘探計劃啟動時，我們計劃進行更多的G&G研究和300公里² 在勘探計劃的第一年內進行2D地震，並在第二年鑽探我們在Jonggol地區的第一口探井。如果鑽探成功，我們計劃在第二年內進行100平方公里的三維地震，並在第三年再鑽探2口劃定井，以提出Citarum區塊的第一階段開發計劃。如果在勘探期間在Citarum沒有發現商業數量的石油 ，我們的PSC將自動終止。

即將進行的Citarum勘探計劃將從風險最低的8個勘探項目(38%-48%)開始，其中5個在Jonggol地區 ，3個在Purwakarta地區，這是聯合研究先前確定和評估的28個勘探項目中的一個。根據SKK Migas發佈的數據，從2012年到2018年，印尼總共鑽探了338口探井，其中238口井 發現了石油和天然氣。下表顯示了最新的完整數據。

考慮到 靠近油氣生成“廚房”、多個儲集層、中等風險的斷層背斜圈閉，以及在以前的鑽井和附近生產油田中已探明的碳氫化合物，我們認為28個遠景中有23個具有地質 成功的機會因素在30%-48%之間。其餘11個遠景的地質機率介於20%至30%之間，12個介於10%至20%之間。

於2020年，Citarum區塊的進一步技術工作產生了額外的9個遠景和9個勘探線索(下圖中的T系列遠景 和遠景)。2019年確定的28個遠景(J和P系列遠景)仍然是即將到來的新地震數據進一步評估的主要遠景 。初步勘探面積、潛在儲集層厚度和淨儲集層體積目前沒有變化。

以下 描述了我們對Citarum的開發計劃，首要任務是通過證明儲量來確認區塊的價值，然後通過生產和銷售天然氣來將資產貨幣化：

2020年間，對Citarum區塊進行了新的地質、地球物理和生物地層學研究。確定了18個額外的勘探遠景。這為未來的油氣勘探提供了額外的機會。

我們的Citarum PSC合同基於“總分割”制度，即根據(A)原油產量和 (B)天然氣產量的一定百分比，石油和天然氣的產量在承包商和印度尼西亞政府之間進行分配。我們的份額將是基本拆分份額加上可變和累進組件。我們的原油 基礎分拆份額為43%，天然氣基礎分拆份額為48%。我們的份額百分比是根據可變的 成分(如二氧化碳和硫化氫含量)和累進成分(如原油和成品油價格)確定的。

因此， 根據我們的Citarum PSC合同，一旦Citarum開始生產，我們有權獲得至少65%的天然氣產量， 根據Citarum第一個開發計劃(POD I)的基礎分裂計算為48%，再加上來自第一個開發計劃(POD I)的5%的可變成分， 使用當地成分的可變成分為2%，因為石油和天然氣陸上服務大多對外國公司關閉或限制 外國公司(如下所述-印度尼西亞石油和天然氣行業的法律框架)，第一批生產的180桶石油當量或3000萬桶油當量增加10% ，根據我們的經濟模型，要到2025年才能實現180桶石油當量的累計產量。

下表彙總了截至2020年12月31日，基於我們的PSC條款和經濟模型的Citarum區塊已開發和未開發的總面積和淨面積：

根據我們關於Citarum區塊的PSC ，為了激勵和優化我們在Citarum的勘探活動，在某些情況下，我們被要求或可能被要求將合同區的一部分交還給政府，該等部分 須由我們與政府商定。例如：

在任何放棄日期之前，我們將通知SKK Migas要放棄的部分。為進行此類 讓渡，我們將與SKK Migas協商將讓渡區域的每個單獨部分的形狀和大小，但條件是，在合理可能的情況下，每個部分應具有足夠的大小和方便的形狀，以便在其上進行石油作業。

潛在的 附加區塊(Rangkas區域)

2018年年中，我們在西爪哇省確定了一個陸上開闊區域，毗鄰我們的Citarum區塊。我們認為，由於其已探明的石油系統，這一地區也被稱為朗卡斯地區，藴藏着大量原油。為了確認Rangkas地區的潛力，2018年7月，我們正式向MEMR的DGOG表達了在Rangkas 地區開展聯合研究的興趣，並於2018年11月5日獲得批准，啟動了我們在該地區的聯合研究計劃。Rangkas聯合研究覆蓋3970平方公里(或981,008英畝)，於2019年11月完成。DGOG接受聯合研究的完成，並詢問IEC對招標該區塊的進一步程序的興趣。研究結果提出了一種有效的油氣成藏體系。此外，由於有機會將Citarum和Rangkas的業務有效地整合在一起 ，我們決定於2020年12月向能源部(DGOG)發出一份意向書，因為我們打算 通過直接招標程序為Rangkas簽訂PSC合同。我們將有權根據投標過程的結果更改我們的報價，以便 匹配最佳報價。招標的時間表取決於DGOG的計劃和時間表

資料來源：印尼能源有限公司

Rangkas聯合研究包括野外地質調查、化探和被動地震調查，現有地震測線的再處理工作已於2019年11月完成。聯合研究評估了該地區的地層和構造地質，採用了地球化學技術評估源巖和石油，進行了被動地震數據分析以識別油氣賦存狀態， 並進行了盆地分析以評估該地區的含油氣系統，目的是確定其油氣潛力。研究結果表明：(1)二戰前鑽探的四口井和1991年鑽探的兩口井的數據表明，該地區存在碳氫化合物，發現了幾個石油滲漏和一個天然氣滲漏，(2)該地區的含油氣系統已得到證實，存在與西爪哇鄰近的主要油氣產區相似的始新世-漸新世-中新世的生油、儲集層和蓋層，以及(3)確定了21個油氣遠景和潛在疊置儲集層的線索 。

由於對Rangkas區塊的研究表明發現碳氫化合物的潛力很大，我們計劃繼續執行 區塊的PSC合同，該合同將通過直接招標程序獲得，在此過程中，我們將有權更改我們的報價，以便 根據招標過程的結果匹配最佳報價，截至本報告日期尚未進行招標。招標的時間表取決於DGOG的計劃和時間表。

我們的競爭優勢

我們 相信我們擁有以下競爭優勢：

我們的 業務戰略

我們 是一家活躍的獨立印尼勘探和生產公司，最終目標是為我們的股東創造價值。 我們的總體增長戰略是積極開發我們現有的區塊，並收購新資產以促進我們的增長。我們還將評估將我們的業務擴展到印尼石油和天然氣下游行業的可能機會。

以下列出了實現我們目標的關鍵要素。

競爭

在通過印尼政府的招標程序收購新的石油區塊方面，我們 面臨來自其他石油和天然氣公司的競爭。我們這些招標的競爭對手包括印尼國家石油公司(PerTamina)(它可以自己競標區塊)，以及其他久負盛名的大型國際石油和天然氣公司。這些公司擁有更多的資本資源，在競標特許權時能夠提供更有吸引力的條件。因此，為了減輕競爭風險，我們的公司戰略是專注於在岸的中小型區塊，這些區塊最有可能由較大的競爭對手 監管。

設施、配送和物流

我們 不擁有任何財產或設施。我們租用了位於印度尼西亞雅加達的公司總部，併為我們在Kruh Block的運營提供了一個外地辦事處。在Kruh區塊，由於成本回收財政條款，石油和天然氣生產所需的設施、車輛、機械和設備 由我們租用。下圖描述了我們目前從Kruh油井到印尼國家石油公司交貨點的石油的儲存、分配和物流 ：

印尼石油和天然氣行業的法律框架

背景

根據《印度尼西亞共和國憲法》第33條第(3)款，印度尼西亞的所有自然資源，包括所有石油和天然氣資源，都屬於國家，應最大限度地造福於印度尼西亞公民。因此，儘管政府通過向我們公司等第三方承包商發放許可證或特許權等方式控制和管理石油和天然氣資源，但它仍保留對印尼所有石油和天然氣活動的最終控制權。

在2001年第22號石油和天然氣法(我們在此稱為石油和天然氣法)之前，政府控制着印度尼西亞的所有石油和天然氣企業，並授予Perusahaan PerTambangan Minyak Dan Gas布米·內加拉(印尼國家石油公司的前身， 如下所述)在印度尼西亞境內管理和開展所有業務的專有權。任何尋求投資印尼石油和天然氣行業的其他企業 都需要獲得印尼國家石油公司的任命或批准，任何實際投資都將通過與印尼國家石油公司的合同安排進行。這些安排大多采取生產分享的形式，如印尼國家石油公司和承包商之間簽訂的PSC、TAC和KSO。

從2001年的《石油和天然氣法》開始，政府採取了一系列措施，將市場改革引入印度尼西亞的石油和天然氣部門。《石油和天然氣法》仍然是管理印尼所有石油和天然氣活動的主要總括立法。 它將石油和天然氣行業的控制權交到了石油和天然氣委員會和DGOG手中。它還設立了兩個新的政府機構-石油和天然氣上游監管機構(巴丹·佩拉克薩納·米亞克·丹·加斯·布米，或BP Migas)和石油天然氣下游監管機構(巴丹·彭加圖爾·希裏爾·米亞克·丹·加斯·布米，或BPH Migas)--規範各自部門領域的活動。《石油和天然氣法》還對上游活動和下游活動進行了劃分，並首次對其進行了區分。進一步制定和實施《石油和天然氣法》的重要方面。

在印尼國家石油公司將在印度尼西亞境內的勘探和生產活動的控制權移交給BP Migas之後，根據2003年第31號政府條例進行了轉換。Perusahaan PerTambangan Minyak Dan Gas布米·內加拉 以有限責任公司(稱為Perseroan)的形式轉變為營利性的國有公司。此外，關於上游石油和天然氣業務的2004年第35號政府法規經多次修訂，最近一次是由關於上游石油和天然氣業務第二修正案(或GR 35/2004)的2009年第55號政府法規修訂，將印尼國家石油公司管理所有生產分享安排(TAC除外)的責任移交給BP Migas。這些變化使改革後的印尼國家石油公司可以在與其他公司平等的基礎上自由競標合同。印尼國家石油公司還通過合併專門從事上游或下游活動的子公司來拆分其上游和下游業務。印尼國家石油公司負責上游活動的子公司是PT PerTamina EP(或稱印尼國家石油公司EP)，而印尼國家石油公司為下游活動設立了幾個子公司 。

2012年11月13日，印度尼西亞共和國憲法法院(印度尼西亞馬哈卡馬·孔斯蒂圖西共和國或MK) 發佈第36/PUU-X/2012號決定(我們稱為MK決定36/2012)，認定根據《石油和天然氣法》將權力移交給BP Migas違反憲法，命令解散監管機構，並通過MEMR將其所有權力和責任移交給政府。根據總統和部長的一系列規定，BP Migas的職責和職能最終移交給上游石油和天然氣業務活動臨時工作組(薩圖亞·庫蘇斯·佩拉克薩納·凱賈坦·烏薩哈·胡魯·米尼亞克·丹·加斯·布米，或SKK Migas)。因此，以前從印尼國家石油公司轉讓給BP Migas的生產共享 合同(TAC除外)隨後又轉移到了SKK Migas。作為TAC的 ，它們將保留在印尼國家石油公司。

正在為上游活動執行 代理

印度尼西亞法律目前對上游活動(包括石油和天然氣資源的勘探和開採)和下游活動(包括石油和天然氣的加工、運輸、儲存和貿易)進行了區分。如上所述， 2001年的《石油和天然氣法》對這兩類活動進行了區分。在此之前，印尼法律 不承認任何市場分割，印尼國家石油公司負責石油和天然氣運營活動的所有方面。

《石油和天然氣法》將這一部門劃分擴展到根據該法律設立的監管機構，BP Migas負責管理上游活動，BPH Migas承擔下游活動的責任，並向DGOG報告。此外，《石油和天然氣法》和2002年關於上游石油和天然氣業務執行機構的第42號政府條例 要求，一旦成立，BP Migas應接管印尼國家石油公司現有的生產分享安排，BP Migas應成為後續安排的政府一方。

MK 第36/2012號決定解散BP Migas，並將其權力和責任移交給MEMR，直到通過新的石油和天然氣法律 。MK在作出決定時發現，《印度尼西亞憲法》第33條第(3)款要求政府直接管理石油和天然氣資源，賦予BP Migas的監督職責達不到這一要求。它還發現，政府在BP Migas之下的監測和監管活動惡化到了無法再履行其憲法義務的地步。

在MK作出決定的同一天，總裁和環保部均對MK第36/2012號決定作出迴應，先後發佈了《關於上游油氣業務職責和職能移交的2012年第95號總統條例》(或PR 95/2012)， 將BP Migas的權力和責任移交給環保部。此外，PR 95/2012確認BP Migas簽署的所有PSC將一直有效，直至其各自的到期日，從而維持現有安排 。MEMR第3135 K/08/MEM/2012號條例關於移交執行石油和天然氣業務的職責、職能和組織(或MEMR條例3135/2012)，該條例將這些職責移交上游石油和天然氣業務活動臨時工作組(Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas布米)作為PR 95/2012的實施細則。上游石油和天然氣業務活動臨時工作組 向環保部負責。

繼PR 95/2012和MEMR 3135/2012條例頒佈後，2013年1月10日，總裁發佈了經2018年(或PR 9/2013)總統第36號修訂的《關於實施天然氣及天然氣上游經營活動管理的2013年第9號總統條例》，該條例設立了SKK Migas，並將基於合作合同管理上游石油和天然氣活動的權力移交給新的監管機構。PR 9/2013還設立了監督委員會，成員包括環保部主席、財政部副部長(管理國家預算)、資本投資協調委員會主席、環境和林業部部長、國家警察局長和環保部副部長，以便SKK Migas能夠控制、監督和評估其權限下的上游石油和天然氣業務活動的管理。監察委員會被要求至少每六個月向總裁提交一次報告。

外國對石油和天然氣行業的直接投資

私人 可通過“商業實體”或“永久機構”對印尼的上游利益進行投資。石油和天然氣法“將”企業實體“定義為根據印度尼西亞共和國法律成立並在印度尼西亞共和國註冊、在印度尼西亞開展業務、在印度尼西亞永久和持續開展業務的法人實體。這類商業實體通常採取有限責任公司(佩瑟羅安·特巴塔斯)。 《石油和天然氣法》將“常設機構”定義為在印度尼西亞境外設立、在印度尼西亞境內開展活動並遵守印度尼西亞現行法律的法律實體。常設機構允許外國投資者通過外國註冊企業的分支機構進行上游活動。

《總結法》修訂了《石油和天然氣法》的若干條款。然而，在擬議的《石油和天然氣法》修正案頒佈之前，這些變化相對有限。此後，政府發佈了關於實施基於風險的牌照的2021年第5號政府條例，作為綜合法律的一項實施條例，其中擴大了獲得商業登記號碼的要求 (Nomor Induk Berusaha或NIB)將石油和天然氣承包商作為“永久機構”來運營。

企業 實體和常設機構根據與政府代表簽訂的合作協議，作為承包者開展上游活動。《石油和天然氣法》規定，承包商只能獲得一個工作區域的一份合作協議，這是為了落實“圈護”原則，即一個工作區域在一個合作協議下的收入和成本不能與另一個合作協議下的另一個工作區域的税收義務合併，並用於免除另一個工作區域的納税義務。

由於我們的運營子公司都是在印度尼西亞註冊的Perseroan，我們在石油和天然氣法的“企業實體”制度 下運營。

上游法規

上游 活動在工作區域內進行，其邊界由環保部確定。每個承包商只能獲得一個 工作區；因此，在印度尼西亞運營的上游石油和天然氣公司，如我們，為他們擁有權益的每項資產合併了單獨的法人實體 。上游活動通過SKK Migas或印尼國家石油公司與承包商之間的合作合同進行。與印尼的任何其他行業不同，上游的石油和天然氣活動對在印尼境外設立和註冊的外國商業實體開放參與。

MEMR 關於確定和競標石油和天然氣工作區域程序的2008年第35號條例(或MEMR條例35/2008)規定了工作區域的授予，可根據競爭性招標程序或直接要約授予。DGOG的董事將軍在考慮了SKK MIGA的意見和投入後，可以對該區域的權益進行招標和招標。直接報價應基於承包商對未為招標過程預留的工作區的書面建議書；如果DGOG的董事總幹事批准該建議書，承包者必須 與DGOG一起進行勘測，以確定潛在的油氣田(我們稱為聯合研究)。

聯合 學習協議

根據環保部第35/2008號條例，在尚未為招標程序預留區域的情況下，承包商可通過向東海政府董事總幹事提供書面建議書，直接競標此類工作區域。如果董事總幹事批准該提案，承包商必須與市政府或市政府指定的任何其他方對擬議區域進行聯合研究。聯合研究的目的是提高地質和地球物理工作的數據質量，如野外調查、磁測或現有地震測線的再處理，為期八個月，單一研究可延長至最多四個月。承包商必須在聯合研究期間從雅加達的知名銀行提交金額為1,000,000美元的履約保證金，並在董事批准直接報價之日起14天內提交；承擔實施聯合研究的所有成本(通常為500,000美元至700,000美元)和風險；並對聯合研究中使用和產生的數據保密。在聯合 研究完成後，董事總幹事可以選擇宣佈工區的招標程序，在這種情況下，如果其他投標人給出更高的 報價，但沒有獲得優惠待遇，進行聯合研究的承包商將有權在投標過程中更改其報價(匹配權)。

於2018年5月，在完成Citarum地區的聯合研究後，我們通過直接招標程序獲得了MEMR對Citarum區塊的開採權 。

合作合同

“合作合同”是《石油和天然氣法》中用來描述承包者與政府代表之間的合同的總稱，各方可以通過各種形式簽訂合同，如PSC(生產分享合同)、TACS(技術援助合同)和KSO(聯合作業夥伴關係)。無論形式如何，合作合同基本上都規定了生產分享安排。例如，地下資源的所有權仍然屬於政府(以及石油和天然氣的所有權，因為石油和天然氣的所有權被取消，因為承包商的股份在轉讓點，通常是出口點)， 最終的管理控制權屬於SKK Migas，資本要求和風險由承包商承擔。這些合作合同將與SKK Migas簽訂，然後以書面形式通知印度尼西亞議會。任何法人實體只能 分配一個工作區。合作合同最長可續簽30年，最長可續簽20年。合作合同分為勘探和開發兩個階段。勘探階段為期六年，只能延期一次，最長不超過四年。

關於上游部門的實施條例，如GR35/2004，重申承包者有義務向國內各方，如地區政府所有企業，提供一定的最低參與權益，儘管提供這種權益的程序和時間已被修改。環保部有權要求希望根據生產分享安排出售其參與權益的承包商將優先要約權授予國有企業，如地區政府所有的公司、中央政府擁有的公司、合作社、小型企業和印尼人全資擁有的公司 。根據現有的上游法規，這樣的報價必須在“保持距離”的基礎上 。這些修改僅適用於2001年《石油和天然氣法》頒佈後簽訂的合作合同。

以下原則為政府和私人承包商之間的所有類型的生產分享安排提供了基礎：

PSC (生產分享合同)

PSC是最常見的生產共享安排類型。已就勘探財產授予PSC，併為勘探石油和天然氣儲量和建立這些資源的商業生產授予 。

根據PSC，政府通過SKK Migas允許一個或多個承包商在指定的工作區域勘探、開發和生產石油和天然氣儲量和資源。因此，PSC是與SKK Migas簽訂的，並由MEMR代表政府共同簽署 。每個PSC以標準格式合同為基礎，通常包含如下條款：

根據 至GR 35/2004，一旦工作區首批生產的油田開發計劃獲得批准，承包商 必須向地區國有企業提供最高10%的參與權益(巴丹·烏薩哈·米利克·達拉)。如果地方政府所有的企業在要約提出後60天內不接受該要約，承包商必須向國家企業提供此類參與權益，如地方政府所有的公司、中央政府所有的公司、合作社、小型企業和印尼人全資擁有的印尼公司。如果在要約提出後60天內沒有此類企業接受要約，則要約結束。

MEMR發佈了2016年關於石油和天然氣工作區10.0%參與競標權益條款的MEMR第37號法規(稱為MEMR第37/2016號法規)，作為承包商向地區國有企業提供石油和天然氣工作區10%參與權益的實施條例。MEMR第37/2016號法規將競標權限制在滿足以下要求的地區政府所有企業：(I)實體必須 註冊為地區公司(俗稱BUMD)，其股份由地區政府全資擁有， 或其至少99%的股份由地區政府擁有的有限責任公司註冊；(Ii)其地區政府所有企業的地位是通過制定地方法規確立的；以及(Iii)其業務僅限於從事參與的利益管理業務。每個地方國有企業在一個工作區內只能進行 個參與式利益管理。

如果PSC涉及一個以上承包商，承包商可與PSC項下參與權益的其他持有者簽訂聯合運營協議(JOA)。根據本聯合協議，每個參與方同意按其各自的 權益比例參與與工作區石油作業有關的所有成本、費用和負債，每個參與方將按相同比例擁有PSC的合同和經營權。一名參與者被指定為 操作員，根據運營協議的條款和由各方指定的一名 代表組成的操作委員會的監督，操作員有權自行管理工作區域內的所有石油作業。在這樣做時，操作員有義務盡其最大努力按照石油行業普遍接受的做法進行石油作業，並因以操作員的身份行事而獲得其他承包商的賠償。業務協議一般在方案支助委員會任期內繼續有效。

PSC的擴展

根據《石油和天然氣法》和GR 35/2004，PSC每次延期不得超過20年。有意延長PSC的承包商 必須通過SKK MIGA向MEMR提交申請。然後，SKK Migas評估請求並將其提交給MEMR進行審議。延長PSC的申請不得早於PSC期滿前十年，也不得遲於PSC期滿前兩年。但是，如果承包商已經簽訂了天然氣銷售/採購合同， 承包商可以在PSC期滿前十年之前請求延長PSC。

在批准時，環保部應特別考慮相關工作區域的石油和/或天然氣的潛在儲量、市場/需求的潛力或確定性以及活動的技術/經濟可行性。根據其考慮，環境影響評估委員會可拒絕或批准此類請求。

PSC 財務條款

2017年1月，採用了一種名為“總拆分”的新的PSC生產分攤制度，而以前採用的“成本回收”PSC將一直有效，直到相關PSC期滿。在總分割制下，政府和承包商被分配了石油或天然氣生產的“基本分割制”，其中分配率將根據PSC中規定的某些組成部分進行調整。與一開始進行生產分攤的總體拆分方案相比， 沒有將生產分配給首先回收承包商的運營成本，而成本回收方案通過“成本回收”機制為政府和承包商分享生產提供 。在減產一定的成本和免賠額後，剩餘的石油或天然氣將根據PSC中規定的商定百分比在政府和承包商之間進行分配。

就我們在Citarum區塊的業務而言，我們 是總拆分PSC的一方。我們PSC的財務條款在上文 “-Our Assets-Citarum Block”下介紹。下文 列出了關於毛收入拆分和成本回收方案預算的更多細節。

合計-拆分 PSC

2017年1月，MEMR引入了一項新的財政制度，根據(A)原油產量和(B)天然氣產量的一定百分比，石油和天然氣的總產量將在承包商和政府之間進行分配。根據總份額分攤概念，確定承包商份額的相關百分比的起點是“基本份額”百分比，然後根據“可變組成部分”和“累進組成部分”在開發審批計劃時進行調整。 簡而言之，承包者份額等於“基礎份額”加上或減去“可變組成部分” 加上或減去“累進組成部分”。

根據經2017年《MEMR條例》第52號修訂的2017年《MEMR條例》(MEMR 08/2017)和經《MEMR 20/2019》修訂的《MEMR條例》(MEMR 20/2019)修訂的《MEMR條例》， 鹼基分割目前設定為：政府天然氣為52%，承包商和石油為48%，政府為57%，承包商為43%。可變成分的百分比是根據工作區的狀況、油田位置、儲油層、配套基礎設施、二氧化碳和硫化氫含量以及是否符合當地含量要求等因素確定的。各可變成分的最新百分比 詳見MEMR 20/2019年的附表。對於累進部分，根據油價、天然氣價格和累計油氣產量進行調整。《MEMR 20/2019》提供了基於累進 組成部分的拆分調整的最新細節。

對2017年推出的新的總拆分PSC的擔憂可能會隨着能源和礦產資源部(MoEMR)於2020年7月發佈第12/2020號法規而得到緩解，該法規為石油和天然氣投資者打開了選擇使用先前傳統的 成本回收計劃的大門，該計劃被認為提供了更好的投資回報。然而，由於新冠肺炎大流行，印尼和全球的石油和天然氣格局只會惡化，能源需求大幅下降，碳氫化合物價格也因此大幅下降。在所有這些不利條件下，SKK Migas於2020年6月啟動了一項全面改革計劃，目標是到2030年實現石油日產量100萬桶，天然氣日產量120億標準立方英尺 。

根據具體的油氣田和相關的經濟考慮，環保部可能會調整分成，使之有利於承包商或政府。毛分配是根據總生產分配計算的，而不考慮成本回收 方法。在MEMR第08/2017號文件發出前已簽訂PSC的承包商，可提議將其現有PSC下的共享 機制修改為總拆分機制。PSCS財務條款的最新版本在2017年12月28日頒佈的2017年第53號政府條例中做出了規定，該條例關於上游石油和天然氣活動與總分產合同的税收處理(GR 53/2017)。

GR 53/2017年的關鍵 要點包括：

成本 回收PSC。

直到 2017年，印尼所有PSC都採用了“成本回收”的概念，並且他們的財政條款反映了這一概念， “成本回收”方法要求承包商編制工作計劃和預算，這些工作計劃和預算需要得到SKK Migas的批准，並在執行某項活動之前提交支出審批(或AFE)。 在此計劃下，承包商和政府之間的石油/天然氣生產分享採用瀑布機制 -石油/天然氣產量將首先通過ftp扣除，然後納税，然後再扣除，(批准的)成本回收金額 。然後，剩餘的石油/天然氣將根據PSC規定的商定百分比在政府和承包商之間進行分配。以下成本回收方案支助委員會流程圖説明瞭政府和承包商之間分享石油和天然氣生產的情況。

成本回收PSCS財政條款的最新版本見2017年第27號政府法規，修訂2010年關於上游石油和天然氣活動可回收的運營成本和所得税處理的第79號政府法規 (或GR 27/2017，修訂了GR 79/2010)。2017年6月19日生效的GR 27/2017對利潤分享和所得税計算中 無法收回的成本進行了規定。此類成本包括為參與利益持有人的個人利益而產生的成本 、承包商違反任何法律而施加的罰款、折舊成本、法律顧問(與石油和天然氣運營活動沒有直接關係)和税務顧問費用，以及支付給政府的獎金 。GR 27/2017還規定了適用於PSC進行的參與權益轉讓和其他任何活動的所得税，並要求承包商擁有自己的税務識別號。

GR 27/2017的規定僅適用於在GR 27/2017發佈後簽訂的合同和延長的合同。此外，對於在發佈GR 79/2010之前一直有效的現有合同，必須對其進行調整 以符合GR 27/2017的規定，這些領域以前沒有或沒有得到足夠明確的監管。此類規定包括與 有關的規定：

GR 79/2010和GR 27/2017年度的實施細則涵蓋了多個主題，從環境、經濟、社會和文化權利委員會發布的確定印尼原油價格的方法、間接總部成本回收的條款和條件、以提升或其他類似補償形式產生的其他收入和承包商參與利息轉移所產生的扣繳和減免所得税的程序，到承包商可以收回成本的最高薪酬等主題。

GR 79/2010的條款在GR 27/2017中保留，其中還規定，直接或間接轉讓參與權益所產生的收入，應分別按勘探階段或開採階段毛收入的5.0%或7.0%繳納最終所得税。在滿足某些要求的情況下，勘探階段風險分擔參與權益的轉讓不計入應税參與權益轉讓。

財政部 2011年12月28日第257/PMK.011/2011號條例(或財政部257/2011號條例)進一步規定，應納税所得額在扣除增資和/或參與利息轉移的最終所得税 後，按照所得税 税法繳納分支機構利潤税。GR 27/2017引入了免徵此類應納税所得額的税收措施，在扣除增資的最終所得税和/或參與利息轉移後，免徵分支機構利潤税。然而，目前尚不清楚這些税收優惠是否可以適用於與在GR 27/2017頒佈之前簽訂或延長的PSC相關的參與權益轉移。 此外，儘管從技術上講，GR 27/2017應優先於MoF 257/2011的內容，但不確定是否需要另一項執行的 法規來撤銷MoF 257/2011。

關於土地和建築物税，根據董事税務局局長的規定。Per-45/PJ/2013，自2014年1月1日起生效(或DGT條例第45/2013)，位於石油和天然氣開採活動支撐區(即石油和天然氣開採活動的支撐區，實際上構成陸上和近海區域不可分割的一部分)內外的土地和/或建築物，用於石油和天然氣開採活動和地熱的工作區應繳納土地和建築税。DGT條例第45/2013號將“陸地”定義為陸上和近海區域，包括深度測量。徵收土地和建築税的陸上區域包括生產區、尚未生產區、非生產區和安置區，而徵收土地税和建築税的近海區域被定義為近海水域內外(即石油和天然氣開採活動的支撐區，其物理上構成陸上和近海區域不可分割的一部分)工作區利用 進行上游油氣經營活動，並不是所有的陸上和近海地區都要繳納土地税和建築税，因為該條例豁免了工作區內的土地、內陸水域和近海水域，除其他事項外，這些水域並沒有為納税人的石油和天然氣活動創造利益。國防部第45/2013號條例還規定了在勘探和開採期間應繳納的税額的計算公式。

然而， 2020年11月27日，税務總局發佈了《税務總局條例》。2020年的PER-22/PJ/2020(或DGT條例22/2020)，該條例廢除了包括DGT條例第45/2013號條例在內的10項條例，以簡化條例。 然而，尚不完全清楚廢除DGT條例2013年第45號條例將如何影響石油和天然氣部門繳納土地和建築税的義務，包括如何評估税收。

2014年12月31日，財政部發布了267/PMK.011/2014號條例，關於石油和天然氣開採的土地和建築物税減免 。該規定於2015年生效，為地下勘探階段的土地和建築税收優惠 。減税優惠自PSC簽署之日起按年給予，最長為六年，最多可延長四年，如果PSC是在GR 79/2010頒佈後(即2010年12月20日之後)與政府簽署PSC，則可獲得減税優惠。税收對象通知表(蘇拉特·彭貝裏塔萬·奧布耶克·帕亞克，或SPOP) 已提交相關税務局，SPOP附帶的國家税務總局的推薦函表明，土地和房屋税對象仍處於探索階段。

GR 27/2017還規定在開採和勘探期間完全免徵土地税和建築税。在地下部分的開發期間，財政部可在考慮項目的經濟情況後，給予土地和建築税的豁免。GR 27/2017中關於與土地税和建築税相關的税收設施的規定由財政部進一步 管理。GR 27/2017將法規下設施的福利擴展到在法規適用之前簽署或延長的PSC的締約方，如果他們選擇在生效日期後六個月內(即2017年12月19日)調整現有合同以完全遵守法規。

Tacs (技術援助合同)

TAC 是在2001年《石油和天然氣法》頒佈之前的監管框架下創建的另一種形式的產量分享安排。TAC被授予具有先前或現有產量的油田，並在指定的期限內有效。石油或天然氣生產 分為不可分享部分和可分享部分。不可共享部分代表簽署TAC時油田的預期產量(基於歷史產量)。在TAC下，不可分享部分每年下降。 可分享部分對應於運營商在油田投資產生的額外產量， 以與PSC相同的方式進一步拆分。根據2001年《石油和天然氣法》和GR35/2004，現有的TAC應保留在印尼國家石油公司，在初始期限屆滿後不得續期。在實踐中，承包商可以通過與印尼國家石油公司EP簽訂KSO來“續簽”其與印尼國家石油公司的TAC合同。

我們 就我們在Kruh區塊的業務是TAC的一方，根據TAC，我們有權收回我們在過去勘探 以及開發成本和持續生產成本中的份額，每年最高為65%，如果該等成本超過所述的65%，則 未收回的盈餘應在未來幾年收回。加上我們的份額拆分，我們每月的收入約為總產量乘以印尼原油價格的74%。

工作 (聯合業務機構)

工作崗位 是在2001年《石油和天然氣法》頒佈之前的監管框架下創建的另一種形式的生產分享安排。在工作中，業務由印尼國家石油公司領導的工作進行，並由一家或多傢俬營能源公司通過其各自的借調人員提供協助。在工作中，印尼國家石油公司有權獲得項目工作權益的特定百分比 。在生產用於回收和承擔印尼國家石油公司和私營部門參與者之間的成本後，餘額是可分享的部分，其分配方式通常與普通PSC相同。與TAC不同，GR35/2004依法將現有工作下的經營權從印尼國家石油公司轉移到SKK MIGA。職務在其初始期限 到期後不可續訂。

我們 目前未參與任何工作。

KSO (Kerja Sama Operasi或聯合行動夥伴關係)

KSO 是印尼國家石油公司與承包商之間關於承包商向印尼國家石油公司提供某一工作區域的技術援助的合同安排。與合作合同不同，KSO不會在承包商和權威機構(即BP Migas或SKK Migas)之間建立合同關係。承包商將改為與印尼國家石油公司建立合同關係。印尼國家石油公司在2005年與BP Migas(現為SKK Migas)簽訂的PSC中規定了印尼國家石油公司將KSO授予承包商的授權。這類PSC的條款除其他事項外，規定：

環境法規

印度尼西亞法律要求運營對環境或社會有重大影響的公司創建並維護兩份文件中的一份。如果一家公司的運營達到或超過規定的門檻，該公司必須獲得環境影響評估報告。(Analisis Mengenai Dampak Lingkungan，或安達爾)。環境和林業部部長條例 第P.38/MENLHK/SETJEN/KUM.1/7/2019關於需要進行環境影響評估的業務計劃和/或活動的類型 要求經營涉及石油和天然氣開採、海底石油和天然氣管道、建設煉油廠、液化石油氣煉油廠或液化天然氣煉油廠、液化天然氣再氣化、潤滑油煉油廠和煤層氣氣田開發且其運營達到環境或社會影響門檻的公司創建並 維護AMDAL。如果運營沒有達到AMDAL要求的門檻，但仍具有明顯的環境或社會影響，公司必須準備環境管理努力-環境監測努力(Upaya Pengelolaan[br]靈昆幹Hhidup丹Upaya Pemantauan Lingkungan Hhidup，或UKL-UPL)。

涉及上游石油和天然氣的公司可能還需要履行許多其他關鍵義務，以監測其對環境的影響，並確保為清理活動分配足夠的資源。GR 22/2021要求企業行為者 向環境信息系統提交詳細的廢水處理和遵守適用法規的報告，環境信息系統是一個新建立的支持環境保護運營和管理的系統。 2014年關於危險和有毒廢物管理的政府條例101和2001年關於危險或有毒物質管理的政府條例74(Bahan Berbahaya Dan Beracun)要求使用或生產易燃、有毒或傳染性廢物等指定危險材料的公司就其活動獲得可撤銷的許可證，並要求 採礦作業對此類材料的處置進行控制。2009年關於環境的第32號法律要求環境許可證持有者在財政部、州長、攝政王或市長根據其授權任命的國有銀行設立環境保證金，用於恢復環境，該銀行也有權指定第三方 使用環境保證金進行環境恢復(這將在執行中的 條例中詳細説明，但迄今尚未發佈)。GR 35/2004還要求承包商為退役後的環境恢復分配環境保證金，其數額將與運營成本預算一起每年確定，幷包括在工作計劃和年度預算中。

除了分配給環境恢復的環境保證金外，2018年2月23日，環保部發布了關於上游石油和天然氣商業活動運營後活動的MEMR 2018年第15號法規(或MEMR第15/2018號法規)， 要求所有參與未到期PSC的承包商從PSC開始商業運營開始到PSC期滿為止，在與SKK Migas共同持有的銀行賬户中預留一定金額的廢棄和現場修復 (或ASR)基金。此外，2018年9月12日，SKK Migas發佈了遺棄和編號指導。2018年KEP-0087/SKKMA0000/2018/S0和工作程序指南編號PTK-040/SKKMA0000/2018/S0(或修復指南)，作為實施上游石油和天然氣業務活動ASR活動的指導。根據修復指導，承包商必須準備一份關於現有資產、在建資產和將根據開發計劃建設的資產的ASR報告，該報告必須包含ASR成本的估計，以及將作為ASR基金保留的總金額，該基金將與一家信譽良好的印度尼西亞銀行作為SKK Migas的聯合賬户 建立。承包商還必須在完成ASR活動後向SKK MIGA提交一份關於實施計劃的結果以及ASR資金使用情況的報告，SKK MIGA將對提交的報告進行評估，如果評估結果令人滿意，則發佈聲明函確認ASR的完成。

我們 相信我們在所有實質性方面都遵守印尼所有適用的環境法律、規則和法規。

適用於印尼石油和天然氣行業的勞工法規

除了某些有限的例外，例如下面討論的石油和天然氣部門的工作時間，目前專門針對石油和天然氣行業制定的人力法規非常少。雖然SKK Migas發佈的某些操作指南(通常稱為“PTK”)可能會建立額外的要求，如某些關鍵職位的年齡限制，但石油和天然氣行業受印尼普遍適用的勞工法規的約束。

外籍人士就業情況

印尼法律通常要求承包商優先考慮當地工人，但公司可能會使用外國勞動力來引進當地市場無法提供的專業知識 。雖然幾個部委在法律上參與了人力決策，但SKK Migas 實際上經常協調這些問題，包括控制外籍職位的數量。它每年審查這些職位以及對印尼工人的承包商培訓計劃，以評估成本和收益，以及 將外籍職位本地化的計劃。SKK MIGA還要求承包商每年提交本國人員(稱為RPTK)和外籍人員(稱為RPTKA)的組織結構圖，以供審查和批准。

直到 最近，在石油和天然氣行業的上下游行業僱用外國勞動力必須遵守2013年關於外籍人士利用和發展印尼石油和天然氣業務的第31號MEMR法令(或MEMR法令31/2013)的額外要求。MEMR第31/2013號法令對外籍人員的僱用規定了嚴格的規定，包括優先僱用印度尼西亞工人的一般義務和具體禁止僱用外籍人員擔任人力資源、法律、質量控制和勘探開發職能等低於警司級別的職務。MEMR第31/2013號法令還允許根據一系列嚴格的要求，如年齡、相關工作經驗和願意將知識轉讓給當地勞動力，在有限的情況下使用外國人力。

然而，環保部於2018年2月8日發佈了關於廢除能源和礦產資源部長條例、礦業和能源部長條例以及能源和礦產資源部長決定的2018年第6號MEMR條例(或MEMR 6/2018)。MEMR第6/2018號條例廢除了11項被認為繁瑣的條例，目的是簡化條例，以促進外國對能源和自然資源部門的投資。 除其他事項外，MEMR第6/2018號條例廢除了MEMR第31/2013號法令和礦業和能源部長關於石油和天然氣工作區以外輸送管道和其他設施工作安全的第02/P/M/PerTamb/1975號條例。因此，外派人員現在受到人力資源部更寬鬆的要求，以前對外派人員限制的某些職位已向外派人員開放，除非 受到一般人力法規的限制。

合同期限：

經《總結法》(或《人力法》)修訂的2003年第13號《人力法》和2021年關於臨時僱傭合同、外包、工作和休息時間以及終止僱傭關係的第35號政府條例(或GR 35/2021)規定，僱員可根據兩種計劃僱用，一種是合同制，一種是臨時制，另一種是長期制。對於臨時僱傭合同，臨時僱傭合同的最長期限為5年。根據《人力法》，臨時僱傭合同 僅允許用於“臨時”性質的工作，如季節性工作(如農作物收割機)和以項目為基礎的僱傭，如建築工程。除了這些類型的工作外，工人必須是長期僱用的。

法定福利

根據2011年第24號《社會保障管理機構法》(或BPJS法)，公司有義務向人力社會保障管理機構(BPJS Ketenagakerjaan)和健康社會保障管理機構(BPJS Kesehatan)登記其員工(包括僱用期限為6個月或以上的外籍人士)參加人力社會保障計劃。BPJS Ketenagakerjaan的保險範圍除其他外包括工傷保險和退休金/退休保險。這些計劃的溢價 付款安排因計劃而異。例如，工傷事故的保險費由用人單位承擔和支付，而退休保險費則由用人單位和僱員分擔。

工作時間 小時

《人力資源法》和《2014年人力和移民部長關於石油和天然氣部門工作和休息時間的第4號條例》和GR 35/2021號條例規定，一週的最長工作時間為40小時，可分為5天或6天。如果一週的工作日為6天，則每天的最大工作時間為7小時；如果一週的工作日為 5天，則每天的最大工作時間為8小時。

外包

根據人力資源和移民部長2012年第19號條例(或MoMT 19/2012)關於將由其他公司執行的部分工程的轉讓要求，公司一般可以外包第三方來執行某些 工作，如果此類工作不是公司業務的核心活動。MoMT 19/2012規定了兩種外包方案，即“勞動力供應”方案或“分包合同”方案。

根據“勞動力供應”計劃，可外包的工作僅限於性質上支持公司運營和業務或與公司生產流程間接相關的次要活動或職能。 這些活動僅限於(I)清潔服務、(Ii)餐飲服務、(Iii)安保服務、(Iv)採礦和石油部門的輔助服務 以及(V)員工的交通服務(即，僅用於接送員工的公司汽車司機)。

分包方案或合作方案中，委外的職能不能是公司的核心或主要業務活動。此外，為了能夠採用“合作方案”， 公司需要準備業務“流程圖”並向相關人力資源辦公室登記。請 請注意，要註冊這樣的“流程圖”，公司必須申請併成為其中一個商業協會的成員(其成員與公司具有相同的商業活動)，因為註冊需要通過該 商業協會處理。如果不能滿足上述任何要求，通常會導致人力資源部向違規公司發出命令，指示該公司將“外包”人員作為永久僱員僱用，並具有追溯效力。

其他 勞動合規義務

根據1981年關於強制性人力報告的第8號法律，僱主有義務提交一份強制性人力報告，其中包括僱員人數和最低至最高工資。此外，《人力法》還要求僱用至少10名員工的公司制定公司條例(或員工手冊)，其中通常列出一般條款和僱用條件，如休假次數、休假程序、工作時間和紀律措施。此類公司規定必須向當地人力資源辦公室登記並獲得批准。如果公司有工會，用人單位和工會可以簽訂一份內容往往與公司 規定類似的《集體勞動協議》，並在當地人力資源局登記。如果用人單位和工會簽訂了集體勞動協議，則公司制定公司規章制度不是強制性的。我們不是 任何集體勞動協議的一方。

歷史 和公司結構

我們 於2018年4月24日註冊為WJ Energy的控股公司，而WJ Energy又擁有我們在印尼的控股和運營子公司 。我們目前有兩個大股東：MadEric Holdings Limited(或MadEric)和HFO Investment Group(或HFO)， 分別擁有我們已發行和已發行普通股的70.50%和8.74%。我們的某些高級管理人員和董事或他們的 家族成員擁有和控制MADERIC或HFO(見項目7.大股東和關聯方交易)。

WJ 能源於2014年6月3日在香港註冊成立。WJ Energy的初始股東是MadERIC和HFO，各自擁有WJ Energy 50%的股份。2014年10月20日，HFO從MadEric那裏獲得4,000港元，作為WJ Energy 4,000股的對價，這導致MadERA擁有WJ Energy 90%的股份，HFO擁有10%的股份。

2015年2月27日，WJ Energy成立了GWN，作為收購Kruh區塊並隨後運營的工具。2017年3月20日，根據印尼法律，WJ Energy成立了印尼有限責任公司PT Harvel Nusantara Energi，作為石油和天然氣區塊收購的必備工具。2017年6月26日，MADERIC向HFO出售了500股WJ Energy股票，代價為500港元。同時，MADERIC以港幣1,500元向獨立第三方歐朋公司(或歐朋公司)出售1,500股WJ能源股份。在這類交易結束時，WJ Energy的流通股由MadEric擁有70%，HFO和歐朋公司分別擁有15%和15%。2017年6月25日，MADERIC和歐朋公司簽署了一項委託協議，使MADERIC 擁有歐朋公司所持股份的合法和實益所有權。2017年12月7日，印尼有限責任公司PT Cogen Nusantara Energi在HNE的領導下成立，作為通過與GWN聯合研究項目預期收購新油氣區塊的必要工具。2018年5月14日，PT Hutama Wiranusa Energi根據GWN的要求成立，作為進行Citarum區塊聯合研究的財團的一部分， 簽署收購Citarum區塊的合同。

2018年6月30日，我們與MADERIC和HFO(當時WJ Energy的兩個股東)簽訂了兩項協議：股份和應收賬款買賣協議和債務轉換協議(我們統稱為重組協議)。 重組協議的目的是重組我們的資本，以迎接我們的首次公開募股。 由於重組協議計劃進行的交易：(I)WJ Energy(包括其資產和負債) 成為我們公司的全資子公司，(Ii)WJ Energy 欠MadERIC和HFO的貸款分別為21,150,000美元和3,150,000美元，已按面值轉換為本公司的普通股；及(Iii)我們向MadEric和HFO發行了合共15,999,000股普通股。上述交易計入名義股份發行(我們稱為名義股份發行)。本報告中提供的所有股份數量和每股數據均已追溯重述，以反映名義股票發行情況。

這 系列交易使我們在首次公開募股之前的公司所有權被設定為87.04%由MadERIC(13,925,926股普通股)擁有，12.96%由HFO(2,074,074股普通股)擁有，在總共16,000,000股已發行普通股 中。

2019年11月8日，我們根據開曼羣島法律(我們在此稱為反向股票拆分)通過股份合併的方式對我們的普通股實施了1比0的三七五(1比0.375)反向股票拆分。由於反向股票拆分，反向股票拆分前的16,000,000股已發行和已發行普通股總數減少了 至6,000,000股已發行和已發行普通股。反向股票拆分的目的是使我們能夠 獲得與紐約證券交易所美國證券交易所上市要求一致的普通股股價。任何因反向股票拆分而產生的零碎普通股 都被四捨五入為最接近的全額股票。反向股票 拆分使我們現有股東在我們公司的百分比所有權權益保持在87.04%由MadEric(5,222,222股普通股)持有，12.96%由HFO(777,778股普通股)持有，在總計6,000,000股已發行普通股中。股票反向拆分還將我們普通股的面值從0.001美元增加到0.00267美元，並將我們公司的法定普通股數量從100,000,000股減少到37,500,000股，授權優先股從10,000,000股減少到3,750,000股。

截至本報告之日，MadERIC擁有我們70.50%的已發行和流通股，而HFO擁有我們 已發行和流通股的約8.74%。截至本報告日期，我們已發行和已發行普通股為7,407,955股。

下圖顯示了截至本報告日期 的我們的公司結構，包括我們合併的控股子公司和運營子公司：

以上未反映的是，為了遵守與印尼公司所有權相關的印尼法律：(I) WJ Energy擁有GWN和HNE 99.90%的流通股，(Ii)GWN和HNE分別擁有對方0.1%的流通股；(Iii)GWN擁有HWE 99.50%的流通股，其餘0.50%由HNE擁有；以及(Iv)HNE擁有CNE 99.90%的流通股，其餘0.10%由GWN擁有。

企業信息

我們的主要執行辦公室位於Gedung Graha Anugerah，JL。雅加達塞拉坦，Kecamatan，Kecamatan Pancoran，Kelurahan Pancoran，Raya Pasar Minggu No.17A，12780-印度尼西亞。我們在這個地址的電話號碼是+62 21 576 8888。我們在開曼羣島的註冊辦事處位於開曼羣島大開曼羣島卡馬納灣Nexus Way 89號Ogier Global(Cayman)Limited。我們的網站位於Www.indo-energy.com。我們網站上包含的信息未通過引用併入本報告 ，本報告中對我們網站的引用僅為不活躍的文本參考。

項目 4A。未解決的員工意見

沒有。

項目 5.經營和財務回顧及展望

以下對我們經營結果和財務狀況的討論應與本年度報告中包含的綜合財務報表和這些報表的相關附註一起閲讀。本討論包含涉及風險、不確定性和假設的前瞻性 陳述。由於許多因素的影響，實際結果可能與這些前瞻性陳述中預期的結果大不相同，包括“第3項.關鍵信息-D.風險因素”中所述的因素。

如本年報其他部分所述，下列所有股份金額及每股金額均以追溯方式列報 ，以反映於2019年11月8日實施的已發行普通股以股份合併方式進行的反向股票分拆，比率為1比0。3.7 5(1比0.375)。

業務 概述

我們是一家專注於印尼市場的石油和天然氣勘探和生產公司。除了卓越的運營，我們相信 我們為道德、安全和企業社會責任實踐設定了最高標準，以確保我們為社會增加價值 。在具有豐富石油和天然氣經驗的專業管理團隊的帶領下，我們尋求始終發揮我們的專業知識，以確保可持續發展的盈利和綜合能源勘探和生產業務模式 。

我們通過我們的子公司GWN生產石油，GWN是我們在2014年收購併運營Kruh區塊的一方，根據與PT PerTamina(Persero)(或PerTamina)簽訂的技術 援助合同(或TAC)，至2020年5月。GWN將根據與印尼國家石油公司的聯合行動夥伴關係(或KSO)，從2020年5月至2030年5月繼續運營該區塊。Kruh區塊佔地258公里²(63,753英畝)，位於南蘇門答臘島巴利彭多波西北16英里處。TAC合同 基於“成本回收”系統，在該系統中，所有運營成本(勘探、開發、開採、生產、運輸、營銷、廢棄和場地恢復方面的支出和債務)在發生時由GWN墊付，然後由印尼國家石油公司根據某些商定的條件償還給GWN，這些條件在本年度報告中的其他地方進行了説明。

我們對Kruh TAC區塊內3個油田(Kruh、北Kruh和West Kruh)的儲量估計是基於兩個主要來源：(I)地質、地球物理和油藏的綜合研究，包括 LEMIGAS(負責勘探和生產技術開發以及油氣田評估的政府油氣研發中心)於2005年對Kruh、北Kruh和West Kruh氣田進行的儲量評估，以及(Ii)自2005年以來的額外儲藏和生產數據，特別是來自自2013年以來增加3口新井的數據。

印尼國家石油公司批准了LEMIGAS報告(2005年)中的 含量和儲量。使用額外的油藏和生產數據更新LEMIGAS報告的已探明儲量、可能儲量和可能儲量所使用的方法是基於石油工程師學會石油資源管理系統指南和美國證券交易委員會指南。

我們已探明的石油儲量沒有經過獨立石油工程師的評估或審查。Kruh區塊已探明儲量的估計 是由我們公司的代表根據美國證券交易委員會(或美國證券交易委員會)的定義和披露指南由工程、地質和地球物理人員組成的團隊 在標題17，聯邦法規法典，石油和天然氣報告的現代化，最終規則，發佈在 聯邦登記冊 。

我們對已探明儲量的估計是使用現有的地質和油藏數據以及生產動態數據。 這些估計由內部油藏工程師和印尼國家石油公司每年進行審查，並根據額外數據進行修訂。 修訂是由於開發計劃、油藏動態、TAC有效期和政府 限制等方面的變化。

Kruh區塊總經理Denny Radjawane先生和首席運營官Charlie Wu先生已經審核了儲量估計，以確保遵守美國證券交易委員會準則，包括(1)所用方法的適當性；(2)所依賴數據的充分性和質量；(3)儲量估計過程的深度和徹底性；(4)根據相關定義對儲量進行分類；以及(5)估計儲量數量的合理性。我們的首席業務發展官和首席執行官也審查了儲量估計 。

下表顯示了我們準備儲量估算的內部團隊的個人資質：

儲量估算團隊的成員至少是以下專業協會之一的成員：美國石油地質學家協會(AAPG)、印度尼西亞地球物理學家協會(HAGI)、印度尼西亞地質學家協會(IAGI)、石油工程師學會(SPE)、印度尼西亞石油工程師協會(IATMI)和印度尼西亞石油協會(IPA)。

Citarum區塊是一個勘探區塊，佔地3924.67平方公里(969,807英畝)。該區塊位於西爪哇的陸上，距離印尼首都雅加達以南僅16英里。

我們的Citarum PSC合同有效期至2048年7月，該合同基於“總分割”制度，即石油和天然氣的生產將根據(A)原油產量和(B)天然氣產量的一定百分比在承包商和印度尼西亞政府之間進行分配。我們的份額將是基本拆分份額加上可變和累進組件 。我們的原油基礎分割份額為43%，我們的天然氣基礎分割份額為48%。我們的份額百分比是根據可變成分(如二氧化碳和硫化氫含量)和累進成分(如原油和精煉天然氣價格)確定的。

因此， 根據我們的Citarum PSC合同，一旦Citarum開始生產，我們有權獲得至少65%的天然氣產量， 根據基地拆分的48%加上Citarum第一個開發計劃(POD I)的5%的可變成分， 使用當地含量的2%的可變成分，因為石油和天然氣陸上服務大多對外國公司關閉或限制 外國公司(如本年度報告 其他部分的“印度尼西亞石油和天然氣行業的法律框架”所述)，根據我們的經濟模型，如果我們的勘探努力取得成功，180bscf的累計產量才能在2025年實現。

2018年年中，我們在西爪哇省確定了一個陸上開闊區域，毗鄰我們的Citarum區塊。我們認為，由於其已探明的石油系統，這一地區也被稱為朗卡斯地區，藴藏着大量原油。為了確認Rangkas地區的潛力，2018年7月，我們正式向MEMR的DGOG表達了在Rangkas 地區開展聯合研究的興趣，並於2018年11月5日獲得批准，啟動了我們在該地區的聯合研究計劃。Rangkas聯合研究覆蓋面積3970平方公里(或981,008英畝)，於2019年11月完成。DGOG接受聯合研究的完成，並詢問IEC對招標該區塊的進一步程序的興趣。研究結果提出了一種有效的油氣成藏體系。此外，由於有機會將Citarum和Rangkas的業務有效地整合在一起 ，我們決定於2019年12月向能源部(DGOG)發出一份意向書，因為我們打算 通過直接招標程序為Rangkas簽訂PSC合同。我們將有權根據截至本報告日期尚未進行的投標過程的結果更改我們的報價，以便 與最佳報價相匹配。 投標的時間表取決於DGOG的計劃和時間表。

根據印尼國家石油公司於2020年5月開始的新的為期10年的聯合業務 合作伙伴關係(或KSO)，我們 目前從Kruh區塊獲得收入，並通過出售原油獲得利潤分享。在2020年5月之前，Kruh區塊是根據TAC協議運營的。 根據我們的KSO，我們擁有在2030年5月之前從印尼指定的 石油儲藏地開採和生產石油的經營權，但不擁有所有權。在經營期間，本公司支付所有支出和債務，包括但不限於勘探、開發、開採、生產、運輸、廢棄和場地恢復。 根據TAC，收入根據現行的國際比較價格通過GWN確認，按月收益的65%(65%)作為每月成本回收權利加上每月成本回收權利後出售原油所得剩餘收益的26.7857%(26.785%)作為利潤分享的一部分。對於KSO， 作為成本回收計劃的一部分，此類出售的收益上限為80%，按月計算，計算方法為：我們公司生產的原油數量與印度尼西亞政府公佈的現行國際比較價格乘以每桶運營成本的80%乘以非分享石油(“NSO”)。此外，我們還有權從剩餘20%的銷售收入中額外獲得23.5294%(23.52.94%)作為利潤分享。 兩份合同的主要區別是：(1)在TAC中，印尼國家石油公司及其承包商可以分享所有石油，而在KSO中，國家石油公司的產量是由印尼國家石油公司及其合作伙伴確定和商定的，因此具有既定遞減率的基準產量完全屬於印尼國家石油公司，因此，合作伙伴的收入和產量分享份額應僅根據NSO基線以上的產量確定；(2)在TAC中，成本回收上限為出售區塊生產的石油所得收益的65%(65%)，而在KSO中，成本回收上限為Kruh區塊內生產的石油銷售所得收益的80%，以Kruh區塊為期限內發生的成本 加上每桶運營成本的80%乘以NSO。KSO合約期內的任何剩餘成本回收餘額將結轉至下一期間，儘管TAC合同的成本回收餘額將不會結轉至KSO，這意味着隨着KSO於2020年5月開始運營，成本回收餘額被重置為零。

我們的收入和盈利潛力主要取決於Kruh區塊的石油產量水平以及與國際原油價格相關的ICP值。因此，影響我們2019年和2018年財務業績的最大因素是原油價格的波動 。在截至2020年12月31日的一年中，國際比較方案平均降至每桶37.58美元，與每桶61.89美元的平均價格相比，下降了39.28%。截至2019年12月31日的年度，這降低了我們公司2019年的財務業績 。

自2014年開始運營以來(然後通過我們現在的子公司WJ Energy)，自然資源行業經歷了 一場戲劇性的變化。在此期間，原油價格的低迷影響了我們的運營業績、現金流、資本和勘探投資計劃以及生產前景。持續的較低價格環境可能導致未來期間特定資產的減值 或減記。2016年，油價危機觸底，每桶國際比較價格僅為25.83美元。在一月份。由於價格較低，我們的業務經過了成本分析程序，以確定我們在Kruh的每一口生產井的經濟極限，確定它們各自的直接生產成本。因此， 我們關閉了6口油井，每口油井當年的產量都低於10桶。我們於2021年3月開始在Kruh 區塊進行新的鑽探作業。由於新冠肺炎和政府的許可程序，我們最初預計的鑽探開始日期被推遲了。第一口新井於2021年3月鑽出，新的鑽探於2021年4月開始。儲量估計將在2021年第二季度投產後於2021年年中更新。

運營結果的關鍵 組件

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度

截至2020年12月31日的年度與截至2019年12月31日的年度相比，財務和經營業績如下：

截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度

截至2019年12月31日的年度與截至2018年12月31日的年度相比，財務和經營業績 如下：

影響未來運營的趨勢

對經營結果影響最大的因素將是(I)原油和天然氣的銷售價格， 和(Ii)我們感興趣的油井或氣井的產量。我們的收入還將受到其通過勘探和開發活動維持或增加石油或天然氣產量的能力的顯著影響。

預計現金流的主要來源將是生產和銷售正在耗盡資產的原油和天然氣資產。銷售石油和天然氣產品的現金流取決於生產數量和獲得的生產價格。價格上漲將使我們能夠在更大程度上利用內部產生的資金為運營提供資金，並可能使我們更容易或以更優惠的條款獲得股權融資，並降低獲得融資的難度 。然而，價格上漲加劇了對石油和天然氣前景的競爭，增加了勘探和開發成本 ，並且由於潛在的價格下跌，增加了在價格處於較高水平時購買生產資產的相關風險 。

石油和天然氣價格下跌(包括2020年第一季度)(I)將減少我們內部產生的現金流，這反過來將減少可用於勘探和替換石油和天然氣資本化財產的資金，(Ii) 將增加獲得股權和債務融資的難度，並惡化此類融資的條件， (Iii)將減少具有合理經濟條款的石油和天然氣遠景的數量，(Iv)可能導致我們根據潛在石油和天然氣資本化財產相對於勘探成本的價值允許租賃到期，(V)可能導致產量較低的油氣井被放棄為非商業油氣井，以及(Vi)可能增加獲得融資的難度。然而，價格下跌減少了對石油和天然氣資產的競爭，相應地降低了租賃和勘探支付的價格 。

包括印度尼西亞在內的2020年新型冠狀病毒(新冠肺炎)在全球範圍內的爆發和大流行已經並可能繼續影響我們的運營，這可能會影響我們的石油總產量。自疫情爆發以來，由於石油需求低迷、產量增加以及石油輸出國組織(OPEC)與俄羅斯在減產問題上的爭端，原油價格受到了很大程度的負面影響。因此，由於上面討論的 因素，以及新冠肺炎爆發的其他不可預見和不可預測的後果，我們的收入和利潤預計將下降。

此外，在2020年3月歐佩克成員國宣佈降價和增產後，大宗商品價格在2020年上半年大幅下跌 ，這導致全球經濟普遍大幅收縮，尤其是石油和天然氣勘探行業。再加上新冠肺炎疫情，目前尚不清楚也無法預測對全球能源價格以及我們的運營業績和財務狀況的長期影響。請參閲題為“風險因素”的新冠肺炎的爆發和能源市場的波動可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響.”

我們 於2021年3月開始在Kruh區塊進行新的鑽井作業。由於新冠肺炎和政府的許可程序，我們最初預計的鑽探開始日期被推遲了 。第一口新油井於2021年3月鑽進，新鑽探工作於2021年4月開始。儲量預估將在2021年第二季度投產後於2021年年中更新。

除上述 以外，管理層不知道任何其他趨勢、事件或不確定性將對銷售、收入或支出產生或合理預期會產生重大影響。

運營結果

下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年的綜合運營報表中的某些項目：

截至2020年12月31日的年度與截至2019年12月31日的年度相比

收入

截至2020年12月31日的年度的總收入為1,980,773美元，而截至2019年12月31日的年度的總收入為4,183,354美元，由於產量和國內生產總值的減少 減少了2,202,581美元。

租賃 運營費用

租賃 截至2020年12月31日止年度的營運開支較2019年同期減少456,374美元，或18.45%，主要是由於Kruh區塊產量下降所致。

折舊、損耗和攤銷(DD&A)

截至2020年12月31日止年度的DD&A金額較2019年同期 減少177,825美元，或20.28%，這是由於(I)減產導致損耗開支減少162,790美元及(Ii)按餘額遞減法自然減少折舊15,035美元所致。

一般費用 和管理費用

與2019年同期相比，截至2019年12月31日的年度的一般和行政費用增加了4,099,543美元，增幅為168.42%，這是由於員工工資和基於股份的薪酬、專業費用、D&O保險費用和差旅費用的增加。

交換 收益

截至2020年12月31日的年度，我們的匯兑收益為132,033美元，而截至2019年同期的匯兑虧損為51,584美元。這一變化主要是由於匯率的波動。

其他 收入(費用)，淨額

本集團於截至2020年12月31日止年度有 其他收入淨額，與2019年同期其他開支淨額相比，因應付賬款撇賬收入及已實現精算收益而錄得其他收入，但與截至2020年12月31日止年度與Kruh Block業務相關的不可收回開支記錄 部分抵銷。

淨虧損

本公司於截至2020年12月31日止年度的淨虧損為6,951,698美元，而2019年同期則為1,673,735美元，這是由於上述因素綜合所致。

截至2019年12月31日的年度與截至2018年12月31日的年度相比

收入

截至2019年12月31日的年度總收入為4,183,354美元，而截至2018年12月31日的年度總收入為5,856,341美元，減少1,672,987美元，原因是產量和國內生產總值減少。

租賃 運營費用

租賃 截至2019年12月31日止年度的營運開支較2018年同期減少66,123美元，或2.60%，主要是由於Kruh區塊產量下降所致。

折舊、損耗和攤銷(DD&A)

截至2019年12月31日止年度的DD&A金額較2018年同期減少279,818美元，或24.20%，這是由於(I)減產所減少的損耗開支261,251美元及(Ii)因餘額遞減法而自然減少的折舊18,567美元。

一般費用 和管理費用

與2018年同期相比，截至2019年12月31日的年度的一般和行政費用增加了417,989美元，增幅為20.73%，這是由於與我們的公開募股相關的專業派對費用增加、向我們的高級管理層成員發放股票期權以及差旅支出增加所致。

匯兑 (虧損)收益

截至2019年12月31日的年度，我們的匯兑虧損為51,584美元，而截至2018年同期的匯兑收益為42,056美元。這一變化主要是由於我們清償了所有欠關聯方的債務，並在截至2018年12月31日的年度實現了55,758美元的匯兑收益，而截至2019年同期沒有出現這種情況。

其他 費用

與2018年同期相比，截至2019年12月31日止年度的其他 開支減少23,952美元，或53.88%，原因是應付帳款的撇賬收入被與Kruh Block的 業務相關的不可收回開支記錄所抵銷。

淨收益 (虧損)

我們 於截至2019年12月31日止年度錄得淨虧損1,673,735美元，而2018年同期則錄得淨收益140,988美元，這是上述因素綜合所致。

關鍵會計政策

我們 根據美國公認會計原則編制合併財務報表，這要求我們作出判斷、估計和 假設。我們根據最新的可用信息、我們自己的歷史經驗以及我們認為在這種情況下合理的各種其他假設，不斷評估這些估計和假設。由於預估的使用是財務報告流程的一個組成部分，因此，由於預估的變化，實際結果可能與我們的預期不同。我們的一些會計政策在其應用中需要比其他會計政策更高的判斷力 ，並要求我們做出重大的會計估計。

以下對關鍵會計政策、判斷和估計的描述應與本年度報告中包含的綜合財務報表和其他披露內容一起閲讀。在審核我們的合併財務報表時， 您應考慮(I)我們選擇的關鍵會計政策，(Ii)影響此類政策應用的判斷和其他不確定性，以及(Iii)報告結果對條件和假設變化的敏感性。

收入 確認-我們於2019年1月1日採用了ASC主題606“與客户的合同收入”，使用了適用於截至2019年1月1日尚未完成的合同的修改後的追溯方法，即與印尼國家石油公司的TAC。根據修改後的追溯法，上期財務狀況和業績不會進行調整。在期初餘額中確認的累計效果調整 不包括因採用這一做法而產生的重大變化。

我們 在印度尼西亞政府公佈每月國際比較方案後向印尼國家石油公司提交權利計算表時，確認石油和天然氣財產-Kruh區塊已探明權益的收入，以及根據與印尼國家石油公司簽訂的TAC協議出售 原油的利潤分享。我們將生產的原油運送到距離Kruh區塊約3英里的印尼國家石油公司集油站 (“國家石油公司-吉拉克公司”)。在印尼國家石油公司接受並記錄所交付原油的數量和質量後，印尼國家石油公司負責最終將原油銷售給最終用户。 國家石油公司確認原油銷售總量，並結合每月公佈的國際比較報告，通過權利計算表計算我們與國家石油公司的全部權利金額，在這一點上確認收入。

根據印尼國家石油公司於2020年5月開始的新的為期10年的聯合業務 合作伙伴關係(或KSO)，我們 目前從Kruh區塊獲得收入，並通過出售原油獲得利潤分享。在2020年5月之前，Kruh區塊是根據TAC協議運營的。 在KSO合同中，收入通過GW從每月收益的80%(80%)(不包括NSO(不可分享石油))中確認為每月成本回收權利加上每月成本回收權利後出售原油的剩餘收益的23.5294%(23.5294%)，作為利潤分享的一部分。

這兩個部分都被確認為扣除税後的收入。因此，勘探和生產活動的銷售收入確認的時間或估值沒有重大變化。

我們 沒有任何合同資產(未開賬單的應收賬款)，因為收入是在原油控制權移交給煉油廠時確認的 ，原油付款不取決於未來的事件。

截至2020年12月31日，任何剩餘的履約義務沒有重大的合同負債或交易價格分配 。

使用預估的 -為按照美國公認會計原則編制綜合財務報表，本公司管理層 須就合併財務報表日期的資產及負債額及或有資產及負債的披露，以及期間的收入及支出作出若干估計及假設。我們綜合財務報表中反映的重大會計估計包括但不限於應收賬款準備、其他資產減記、財產和設備的估計使用壽命、石油和天然氣損耗、長期資產減值、離職後福利撥備和持續經營中應用的估計和判斷 。實際結果可能與這些估計和判斷不同。

應收賬款和其他應收賬款，淨額應收賬款和其他應收賬款按可變現淨值入賬 ，由賬面金額減去壞賬準備按需要計入。壞賬準備 是我們對現有應收賬款和其他應收賬款中可能出現的信用損失金額的最佳估計。我們根據老化數據、歷史收集經驗、客户特定事實和經濟狀況確定津貼。賬户 餘額在用盡所有收集手段後從津貼中註銷，恢復的可能性被認為是微乎其微的。我們沒有任何與我們的客户、供應商或其他人有關的表外信貸敞口。於截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度，吾等並無就應收賬款及其他應收賬款計提任何壞賬準備，亦未分別撇銷任何該等款項。

長期資產減值 -當事件或環境變化表明資產的賬面價值可能不再可收回時，我們就審查我們的長期資產的減值。當該等事件發生時，我們會將長期資產的賬面價值與預期因使用資產及其最終處置而產生的估計未貼現未來現金流量進行比較，以評估長期資產的可回收性。當公允價值低於賬面價值時，減值損失的計量 在綜合經營報表及綜合收益(虧損)中確認，以反映使用預期未來貼現現金流量的公允價值與資產賬面價值之間的差異。

石油和天然氣性質，淨額，全額成本法-我們按照全成本法核算石油和天然氣資產。 在全成本法下，收購、勘探和開發與已探明儲量的資產(如TAC Kruh區塊)相關的所有生產和非生產成本均計入資本化。截至2020年12月31日和2019年12月31日，與Kruh Block儲量相關的所有資本化成本 均須攤銷。

資本化的 成本受季度上限測試的限制，該測試將此類成本限制為已探明儲量的估計未來淨現金流的現值的總和，該已探明儲量的估計未來淨現金流是使用報告期末前12個月內每個月的石油和天然氣 價格的首日未加權算術平均值(按10%折現)和成本 或探明資產的公允價值中的較低者計算的。如果資本化的未攤銷成本超過上限，超出部分將計入 期間發生的費用。截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度並無成本上限減記 。

每個報告期的損耗 是按生產單位法計算的。損耗基數為前期已資本化的油氣資產總額，加上期間資本化和未來開發成本。此外，衰減率 計算為耗竭基數除以預計在運營期間開採的總估計探明儲量。 然後，衰減率計算為該期間的產量乘以衰減率。

於截至2020年12月31日、2019年及2018年12月31日止年度，估計已探明儲量乃根據將於2030年5月到期的Kruh區塊運營權考慮，因我們已完成於2018年最後一個季度延長Kruh區塊運營權的所有行政步驟，並消除了有關延長運營權的不確定性。

與擁有未探明儲量或正在開發中的物業(如PSC Citarum區塊)相關的 成本最初不包括在全部成本消耗基數中。成本包括但不限於未經證實的物業收購成本、地震數據以及與物業相關的地質和地球物理研究。一旦儲量被確定為已探明，這些成本就會轉移到消耗基地。

最近 會計聲明

與我們相關的最近發佈的會計聲明列表包括在本年度報告其他部分的附註2-我們的合併財務報表的重要會計政策摘要 中。

流動性 與資本資源

截至2020年12月31日的年度，本公司淨虧損6,951,698美元，經營活動中使用的現金淨額為5,571,947美元。此外，截至2020年12月31日，我們的累計赤字為27,734,782美元，營運資金為9,413,594美元。我們未來的經營業績受到許多不確定性的影響，我們是否能夠在可預見的未來減少或消除淨虧損並實現盈利也是不確定的。如果我們無法增加收入 或管理運營費用以符合收入預測，我們可能無法實現盈利。

此外， 考慮到我們預計未來12個月的資本支出計劃水平，預計將出現資本赤字。這些情況使人對我們作為持續經營企業的持續經營能力產生了極大的懷疑，我們的審計師在2020年12月31日的財務報表報告中包含了一個關於我們作為持續經營企業的能力存在重大懷疑的 解釋段落。

我們的 主要流動資金來源包括經營活動產生的現金、我們於2019年12月19日完成的首次公開發行(“IPO”)所得款項，以及來自第三方或關聯方的短期和長期借款 或關聯方。2016年7月19日，我們與Thalesco Eurotronics Pte Ltd(第三方)簽訂了一項貸款協議。 獲得了金額為2,000,000美元的貸款安排，原定到期日為2017年7月30日，續期至2020年7月30日，為Kruh Block的一口油井鑽探提供資金。2019年6月3日，貸款進一步延期至2023年5月22日。這筆貸款的年利率為1.5%。我們還獲得了一筆本金不超過1,900,000美元的透支貸款，本金不超過1,900,000美元，可自動續期1年，於2017年11月14日到期，浮動利息 年息差為抵押品賬户賺取的利率的1%，我們將2,000,000美元的餘額存入抵押品賬户以質押這筆貸款。我們於2020年8月25日償還了Thalesco Eurotronics Pte Ltd的貸款1,000,000美元。截至2020年底和2019年底，欠Thalesco Eurotronics Pre Ltd.的金額分別為1,000,000美元和2,000,000美元， 。

2019年12月23日，我們完成了1,363,637股普通股的首次公開募股，公開發行價為每股普通股11.00美元，扣除承銷折扣、佣金和費用前總收益為15,000,007美元。

截至本年度報告發布之日，我們擁有約460萬美元的現金和現金等價物， 這些現金和現金等價物不受取款或使用限制，並存放在金融機構。此外，儘管我們的審計師對我們2020年12月財務報表的報告中包含持續關注的意見，我們相信我們將繼續從我們的主要股東那裏獲得財務支持，以滿足我們的資本金要求。我們希望 通過與印尼銀行的銀行債務以及潛在的公開或私人發行我們的證券來彌補現金需求的任何缺口。我們還將繼續專注於提高運營效率和降低成本，並按計劃發展我們的核心現金產生業務。我們打算 通過運營部門滿足本年度報告發布之日起12個月內的現金需求以及上述潛在的融資機會。

根據我們目前的流動資金和預期的資金需求，我們未來很可能需要額外的資金來支持我們的運營。如果我們確定我們的現金需求超過了我們當時手頭的現金和現金等價物的 金額，我們可能會尋求發行股票或債務證券或獲得 信貸安排。增發和出售股權將進一步稀釋我們股東的權益。債務的產生將導致固定債務的增加，並可能導致可能 限制我們運營的運營契約。我們不能向您保證從任何來源獲得融資的金額或條款都是我們可以接受的，或者因此我們將能夠減輕我們預期的資金需求。

鑑於新冠肺炎疫情以及最近油價的波動，我們在計劃的資本支出方面增加了靈活性，將我們的合同風險敞口和承諾在整個Kruh區塊鑽井計劃中一次僅鑽探有限數量的油井 ，以降低流動性風險和與我們在可預見的未來油價保持波動或變得低迷的情況下繼續經營的能力相關的風險。

現金流

下表列出了我們截至2012年12月31日、2020年、2019年和2018年的現金流量表的某些歷史信息：

截至2020年12月31日的年度與截至2019年12月31日的年度相比

操作 活動

在截至2020年12月31日的一年中，運營活動使用了519萬美元的現金，而2019年的現金為44萬美元。經營活動中使用的現金淨額增加約475萬美元，主要是由於經調整非現金項目後的淨虧損增加，截至2020年12月31日的年度約為321萬美元，而2019年的淨虧損為49萬美元。此外，與2019年相比，截至2020年12月31日的年度在經營活動中使用的現金淨額增加的其他貢獻包括來自應收賬款的現金流出約105萬美元和來自其他資產-流動、應付賬款和應計費用的現金流出約91萬美元。

投資 活動

截至2020年12月31日止年度，用於投資活動的現金淨額約為36萬美元，而截至2019年12月31日止年度的現金淨額約為105萬美元。用於投資活動的現金淨額減少了約69萬美元 ，主要是因為用於遞延費用的現金減少了50萬美元，用於石油和天然氣資產的現金減少了19萬美元。

為 活動提供資金

截至二零二零年十二月三十一日止年度，於融資活動中使用的現金為113萬美元，主要包括償還第三方長期貸款及償還銀行貸款約13萬美元。於截至2019年12月31日止年度，融資活動提供的現金為1,312,000,000美元，主要包括首次公開發售所得款項1,365萬美元，部分被首次公開招股成本支付5,300,000美元所抵銷。

截至2019年12月31日的年度與截至2018年12月31日的年度相比

操作 活動

截至2019年12月31日的年度，經營活動使用了約44萬美元的現金，而2018年同期經營活動提供的現金淨額為192萬美元。經營活動淨現金減少約236萬美元，主要是由於截至2019年12月31日的年度淨虧損約167萬美元，而2018年同期淨收益為14萬美元，這主要是由於經營業績下降所致。此外，與2018年相比，截至2019年12月31日止年度經營活動的現金淨額減少的其他貢獻包括來自其他應收賬款的現金流入減少約115萬美元，來自關聯方和其他資產流動的現金流入減少約115萬美元，而應付賬款、應計費用、應付税款和離職後福利的現金流出減少59萬美元被抵消。

投資 活動

截至2019年12月31日止年度，用於投資活動的現金淨額約為105萬美元，而2018年同期的現金淨額約為85萬美元。投資活動中使用的現金淨額增加約19萬美元，主要是由於為石油和天然氣財產支付的現金增加32萬美元，從關聯方收取的長期現金減少 16萬美元，而遞延費用支付的現金減少28萬美元。

為 活動提供資金

截至2019年12月31日止年度，融資活動提供的現金為1,312,000,000美元，主要包括首次公開招股所得的1,365萬美元及支付首次公開招股費用5,300,000美元。截至2018年12月31日止年度，融資活動提供的現金為117萬美元，主要包括從關聯方獲得的236萬美元貸款、償還銀行貸款約75萬美元及支付IPO成本約44萬美元。

資本支出

於截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度，吾等的資本開支分別為127,167美元及負1,045,579美元，其中 主要與石油及天然氣物業的開發及勘探、購置物業及設備有關，以及與收購經營權合約有關的遞延費用。

表外安排 表內安排

我們 沒有任何對其財務狀況、財務狀況變化以及運營結果、流動資金或資本資源產生當前或未來影響的表外安排。

合同義務

下表列出了我們截至2020年12月31日的合同義務：

承諾的性質 ：

(A) 經營租賃承諾是允許使用資產但不轉讓資產所有權的合同。 經營租賃提供資產的表外融資，其中租賃資產和未來租金支付的相關負債不包括在公司的資產負債表中。經營租賃是指出租人根據條款就資產 簽訂的租賃協議。大部分經營租賃與石油生產所使用的設備及機械有關。 截至2020年12月31日、2019年及2018年12月31日止年度的經營租賃租金開支分別為1,167,097元、1,204,204元及901,106元。

(B) 根據政府規定，廢棄和場地修復主要是指與場地清理、場地恢復和場地補救有關或與場地清理、場地恢復和場地補救有關或與場地清理、場地恢復和場地補救相關的場地壽命結束時的上游資產轉移成本。

(C) 確定資本承諾是對Kruh區塊的KSO或Citarum區塊的PSC具有法律約束力的義務，其中合同規定了公司在合同的頭三年內必須進行的最低勘探或開發工作。在某些情況下，如果公司執行的合同要求對工作範圍作出承諾，則在能夠可靠地估計付款金額和時間的情況下，已將這些承諾包括在內。

(D) 銀行擔保是轉讓和確保石油區塊經營合同的一項要求，以保證公司履行公司的資本承諾。

第 項6.董事、高級管理人員和員工

董事和高管

下表列出了截至本年度報告日期的有關我們的高管和董事的信息。

Wirawan Jusuf博士是我們公司的聯合創始人、首席執行官和董事會主席，自2014年以來一直擔任WJ Energy的首席執行官。自2015年以來，Jusuf博士還擔任了PT的聯合創始人和專員。Asiabef Biofarm印度尼西亞，印尼一家全面整合和可持續發展的牛業務公司。優素福博士還 擔任私人投資公司Madera Holding Limited的董事，也是我們的大股東，他於2014年創立了該公司。 優素福博士的職業生涯始於他與人共同創立並擔任鉑公司的董事。Wcan印度尼西亞Energi，一家石油和天然氣服務公司，從2012年到2014年。Jusuf博士在印度尼西亞中爪哇的加亞瑪達大學獲得了公共衞生碩士學位，並在印度尼西亞雅加達的塔魯馬內加拉大學獲得了醫學學位。我們相信Jusuf博士有資格擔任我們公司的職位，因為他在業務發展、政府關係和戰略規劃方面具有很強的資歷。

弗蘭克·C·英格里塞利自2019年2月起擔任我們的總裁。英格里塞利先生在能源行業擁有40多年的經驗，是一位經驗豐富的領導者和企業家，在不同的地理位置、商業環境和政治環境中擁有廣泛的勘探和生產經驗。2005年至2018年，英格里塞利先生擔任PEDEVCO Corp.和Pacific Asia Petroleum，Inc.的創始人兼首席執行官兼董事長總裁，這兩家能源公司都在紐約證券交易所美國交易所上市。在創立這兩家公司之前，英格里塞利先生於1979年至2001年在德士古擔任過多個高級管理職位，涉及勘探和生產、電力和天然氣業務、合併和收購活動、管道運營和公司發展。 英格里塞利先生在德士古擔任的職位包括德士古技術風險投資公司的總裁、蒂曼·佩克拉公司(由德士古、埃克森、阿莫科、挪威水電和盧克石油的關聯公司擁有)首席執行官總裁和德士古國際運營公司的總裁，他在那裏領導了德士古在勘探和開發方面的全球計劃。在德士古期間，英格里塞利先生在其他活動中領導了德士古在中國、俄羅斯、澳大利亞、印度、委內瑞拉和許多其他國家的勘探和開發活動。Ingriselli先生自2019年以來一直擔任NXT Energy Solutions Inc.(多倫多證券交易所代碼：SFD； OTC QB：NSFDF)董事會的獨立成員，同時也是歐亞基金會的董事會成員，以及慈善公共基金會Bright ing Lives Foundation，Inc.的創始人和董事長。從2016年到2018年，英格里塞利先生創立並擔任了黑鷹能源風險投資公司的總裁和首席執行官，該公司致力於收購美國的石油和天然氣資產，用於發展目的。英格里塞利先生於1975年畢業於波士頓大學，獲得工商管理學士學位。他還於1977年在紐約大學獲得金融和國際金融碩士學位，並於1979年在福特漢姆大學法學院獲得法學博士學位。

吳嘉欣(Charlie)博士自2018年以來一直擔任我們的首席運營官。Dr.Wu是一位高素質和公認的油氣行業資深人士，擁有40多年的經驗。在過去的15年裏，Dr.Wu一直負責為印尼的3家獨立石油和天然氣公司建設和領導上游勘探和生產團隊。在加入我們公司 之前，Dr.Wu自2017年以來一直擔任鉑的首席技術官。Pandawa Prima Lestari，一家在加裏曼丹經營PSC區塊的石油和天然氣公司，以及一家獨立的石油和天然氣顧問。Dr.Wu此前擔任董事運營總監兼鉑首席運營官。Sugih Energy TBK是一家油氣勘探和生產公司，2013年至2016年在蘇門答臘島中部和南部擁有4個PSC 區塊。從2010年到2013年，Dr.Wu擔任太平洋石油天然氣印尼公司的總裁·董事，這家油氣公司在北蘇門答臘島經營着兩個太平洋石油公司區塊，在亞齊經營着一個KSO區塊。在二零一零年之前，Dr.Wu 於2000年開始在蘇門答臘島中部的一個勘探和生產PSC區塊運營Petroselat有限公司，並從2003年開始在國際礦產資源公司工作，在此之前，他已過渡到總裁副總經理兼總經理一職。1999年至2000年，Dr.Wu在EMP Kondur石油公司擔任勘探顧問，該石油公司在蘇門答臘島中部經營着一家生產PSC。從1981年到1999年，Dr.Wu在大西洋裏奇菲爾德公司(ARCO，現為英國石油公司)擔任過各種國際職務。1996年至1999年，Dr.Wu在印度尼西亞雅加達擔任地質專家。1990年至1995年，Dr.Wu在德克薩斯州普萊諾的ARCO組織擔任新風險地質學家；從1985年至1990年，吳博士在印度尼西亞雅加達擔任ARCO的勘探協調員。1983年至1985年，Dr.Wu作為探險家在德克薩斯州普萊諾開始在ARCO工作，在此期間，他因向全球員工提供地質歷史和盆地建模方面的培訓並取得勘探成功而獲得ARCO副主任總裁頒發的“勘探優秀獎”。 1979年至1981年，Dr.Wu在Core實驗室擔任巖石物理主管。Dr.Wu於1979年開始在俄克拉荷馬大學美國能源系擔任研究專家。Dr.Wu於2000年在德蒙福特大學獲得工商管理研究生文憑，1991年在德克薩斯大學獲得地球科學博士學位。 他還於1979年在託萊多大學獲得了地質學理學碩士學位。Dr.Wu在攻讀研究生之前，於1975年在臺灣大學獲得地質學理學學士學位。Dr.Wu還擔任過德克薩斯大學達拉斯分校和印度尼西亞大學的兼職教授，教授過8門普通課程和工業課程。

米孜·F·塞德自2018年以來一直擔任我們公司的首席業務開發官和董事，並一直擔任我們子公司PT的首席執行官 。綠色世界Nusantara自2014年以來。2012年至2014年，賽義德先生擔任總裁 董事和鉑金公司專員。漢普斯·帕特拉加斯，鉑。Humpuss Trading and PT.Humpuss Wajo Energi同時。所有這些 公司都是PT的子公司。Humpuss是一家印尼控股公司，專注於能源業務，包括上游、運輸和煉油活動。2010年至2012年，賽義德先生擔任太平洋石油天然氣公司業務發展和對外關係高級經理。2007年至2010年，賽義德與他人共同創立了鉑金公司。亞洲碳氫化合物公司，一傢俬營石油和天然氣投資公司，並擔任該組織的運營專家。在擔任鉑金公司首席運營官之前，Indelberg印度尼西亞公司2006年至2007年，Said先生於2004年至2006年擔任Akar Golindo集團的企業運營總監。2001年至2004年，Said先生擔任BP印尼公司Kangean Asset的項目成本控制員和分析師，在此期間，由於他的成就，他被授予“現場認可獎，以表彰他在管理和安置方面的重大貢獻 ”。1997年至1999年，他擔任JOB西馬杜拉石油有限公司的運營經理，這是一家由花旗股份有限公司(一家澳大利亞石油和天然氣公司)和印尼國家石油公司(印尼國有石油和天然氣公司)共同運營的公司，在東爪哇的馬杜拉經營着一個區塊。賽義德先生的職業生涯始於在鉑金公司擔任高級鑽井工程師。印尼私營油氣公司Humpuss Patragas是PT的子公司。Humpuss曾在1991至1997年間在東爪哇運營Cepu Block(他後來於2012年重返該組織，並同時擔任兩個高級管理職位)。賽義德先生在澳大利亞珀斯的科廷理工大學獲得工程管理碩士學位，並在印度尼西亞化學工程學院理工學院獲得工程學士學位。賽義德先生擁有印尼石油協會(IPA)和印尼石油工程師協會(IATMI)的專業會員資格，英語和印度尼西亞語流利。我們相信，賽義德先生因其教育背景和專業經驗(包括在能源和基礎設施領域的成就和專業知識)，有資格在我們公司擔任他的職位。

詹姆斯·J·Huang是聯合創始人，自成立以來一直擔任我們公司的首席投資官和董事， 自2014年以來一直擔任WJ Energy的首席投資官。Mr.Huang共同創立並一直擔任亞博集團有限公司的董事，亞博集團是鉑的一家全面整合和可持續發展的牛業務公司和控股公司。Asiabef Biofarm印度尼西亞，自2015年以來。Mr.Huang是董事的創始人，也是鉑的合夥人。HFI國際諮詢公司，一家總部位於印度尼西亞的商業諮詢公司，自2014年以來 。Mr.Huang之前是鉑的董事。Biofarm Plantation，一家牛貿易公司，從2013年到2015年。從 2010年到2013年，Mr.Huang在HFI Ind創立並擔任董事。小鬼。E Exp.有限公司，一家在巴西提供集成安全和監控解決方案的信息技術公司。Mr.Huang的職業生涯始於2008年，在巴西S的Barbosa，Müssnich&Aragão律師事務所實習，從事公司法和税務諮詢工作。Mr.Huang持有《特許金融分析師》^®(CFA)指定並持有巴西律師協會(OAB/SP)頒發的律師職業執照。Mr.Huang在巴西聖保羅S學院瓦加斯分校獲得法學學士學位，之前還在S聖保羅分校攻讀工商管理雙學位課程。我們相信，Mr.Huang在財務、法律事務、企業管理和戰略規劃方面的專業知識足以勝任他在我公司的工作。

格雷戈裏·歐沃霍爾策自2019年2月以來一直擔任我們的首席財務官。奧沃霍爾策是一位經驗豐富的上市公司財務主管，包括在能源領域。Overholtzer先生曾在2012年1月至2018年12月期間擔任PEDEVCO公司的首席財務官。2011年至2012年，Overholtzer先生擔任董事高級顧問和Accretive Solutions現場顧問，在那裏他曾為多家公司的首席財務官和財務總監級別提供諮詢。Overholtzer先生在2008至2011年間擔任Omni-ID USA Inc.的首席財務官。Overholtzer先生在2006-2008年間擔任Genitope 公司的公司財務總監，在2005-2006年間擔任Stratex Inc.的公司財務總監。1998年至2005年，Overholtzer先生擔任聚合物技術集團首席財務官和財務副總裁總裁。1997年至1998年，他擔任TeleSensory公司首席財務官和財務副總裁總裁。Overholtzer先生於1994年至1997年在Giga-Tronics Inc.擔任首席財務官、財務副總裁和公司祕書。1982年至1994年，Overholtzer先生還在中銀集團倫敦分公司Airco塗層技術公司擔任過多個職位，其中包括高級財務分析師、會計總經理、財務和行政部副主任總裁。在他職業生涯的早期，Overholtzer先生還在1984-1987年和1989-1991年間擔任金門大學管理會計的MBA課程講師。Overholtzer先生在加州大學伯克利分校獲得MBA學位，專攻金融和會計，並以Beta Sigma榮譽畢業。在攻讀研究生之前，Overholtzer先生在加州大學伯克利分校獲得動物學學士學位，並以大學榮譽畢業。

穆赫塔爾 侯賽因自2018年10月以來一直擔任我們公司的董事。2013年至2018年，侯賽因先生擔任中東和非洲經濟委員會監察長。2014年至2018年，侯賽因先生還擔任普拉特委員會委員。Timah(Persero) Tbk是一家印尼國有企業，從事錫礦開採，在印尼證券交易所上市。2012年，侯賽因先生 擔任印尼政府公共福利、國防和安全監管機構董事 ；2009年至2012年，他擔任印尼國家金融與發展監督委員會(簡稱BPKP)駐中爪哇省代表處負責人。2005年至2009年，他擔任柬埔寨人民黨財政和投資監督司董事 ；2004年，他擔任柬埔寨人民黨駐楠榜代表處負責人。2000年至2004年，侯賽因先生在雅加達擔任印尼國有和地方國有企業監督主管。1997至2000年間，侯賽因先生同時擔任東努沙登加拉省印尼國有企業和地方企業監管部主管以及燃料和非燃料分配監管科科長。侯賽因先生於1993年開始他的職業生涯，擔任本庫盧省貿易和金融機構監督科科長，並在BPKP擔任一系列高級職位，直到2012年。侯賽因先生擁有法醫審核員證書。他在東爪哇的馬朗的Brawijaya大學獲得了經濟學學士學位。我們相信，侯賽因先生有資格以其在調查性審計、合規和公司治理方面的專業知識擔任我們公司的董事負責人。

本尼 達瑪旺自2018年10月以來一直擔任我們公司的董事。自2006年以來，達馬萬先生一直在澳大利亞、英國和美國工作，並在澳大利亞、英國和美國擁有豐富的國際經驗，此後一直擔任鉑公司的董事。Panasia Indo Resources Tbk.是一家控股公司，主要從事紗線製造和合成纖維，但通過其子公司也從事採礦業。此外，自2015年以來，Dharmawan先生一直擔任PT的主計長。Sinar Tambang Arthalestari，印度尼西亞中爪哇的一家全集成水泥生產商。2007年至2015年，Dharmawan先生在紐約、倫敦和悉尼擔任多個高管職位(包括股權資本市場、地區業務和合規)， 麥格理集團是一家全球銀行、諮詢、交易、資產管理和零售金融服務提供商，最終晉升為總裁副助理。Dharmawan先生在澳大利亞卡普蘭獲得了應用金融和投資研究生證書 ，並在澳大利亞麥格理大學獲得了商業學士學位。Dharmawan先生持有經認證的反洗錢專家(CAMS-ACAMS)證書。我們相信，由於達馬萬先生過往在國際上的專業成就，尤其是他在風險管理、合規、金融市場、業務管理以及戰略戰術規劃方面的專業知識，他有資格擔任我們公司的董事業務人員。

坦巴[br]P.Hutapea自2018年10月以來一直擔任我們公司的董事。自2004年以來，Hutapea先生在印尼投資協調委員會(BKPM)擔任過幾個主管和董事職務。Hutapea先生在BKPM的豐富經驗為他在投資規劃和政策、投資許可、投資合規和公司治理方面的核心能力做出了巨大貢獻。2011年至2018年8月，Hutapea先生擔任BKPM投資規劃副主席。 此前，Hutapea先生於2010年至 2011年擔任農業及其他自然資源投資規劃董事。在此之前，他曾在2007年至2010年擔任董事投資放鬆監管的負責人。2006年至2007年，Hutapea先生擔任規劃和信息局局長。2005年至2006年，他擔任第三地區(蘇拉威西、日惹和中爪哇)的董事。2004年至2005年，Hutapea先生擔任董事投資融資服務部主管。Hutapea先生在賓夕法尼亞大學獲得了城市規劃碩士學位，在西爪哇茂物農業大學獲得了農學學士學位。我們相信Hutapea先生有資格成為我們公司的董事成員，因為他在BKPM擔任過多個高級投資管理職位，具有專業的 成就，以及他在投資規劃和管理方面 增強的知識和技能。

邁克爾·L·彼得森自2021年1月以來一直作為我們公司的董事。自2020年12月以來，他一直擔任內沃汽車公司的首席執行官，這是一家將低碳排放卡車商業化的公司。從2011年到2018年，Peterson先生在上市公司PEDEVCO Corp.(紐約證券交易所美國股票代碼：PED)擔任多個高管職位，主要從事在美國的石油和天然氣頁巖業務的收購、勘探、開發和生產。 這些職位包括首席執行官總裁、首席財務官和執行副總裁總裁。自2016年8月以來，彼得森先生一直是總部位於佛羅裏達州的網絡醫藥市場平臺TrxAde Group，Inc.(納斯達克代碼：MEDS)董事會的獨立納斯達克成員。2006至2012年間，他曾在總部位於加利福尼亞州庫比蒂諾的全球先進生物燃料和可再生商品化學品公司Aemtis，Inc.(前身為AE BioFuels Inc.)擔任多個高管職位。這些職位 包括臨時總裁、董事和常務副總裁。從2008年12月到2012年7月，Peterson先生還擔任了NVO Energy，Inc.(前身為Solargen Energy，Inc.)的董事長兼首席執行官，這是一家總部位於加利福尼亞州庫比蒂諾的開發商 ，他參與創建了公用事業規模的太陽能發電場，目前的運營名稱為NVO Motors，Inc.)。2005年至2006年，彼得森先生擔任鹽湖城風險投資基金American Institution Partners的管理合夥人。 2000年至2004年，他在美林擔任第一副總裁總裁，在那裏他幫助建立了一個新的私人客户服務部門，專門與高淨值投資者合作。從1989年9月至2000年1月，Peterson先生受僱於高盛公司，擔任各種職位和角色，包括擔任總裁副總裁，負責一個由專業人士組成的團隊，為70多億美元的資產提供諮詢和管理。Peterson先生自2018年從Pedevco退休以來， 他一直擔任臺灣台北耶穌基督後期聖徒教會臺北傳教團的總裁。 Peterson先生在萬豪管理學院獲得工商管理碩士學位，並在楊百翰大學獲得統計學/計算機科學學士學位。彼得森先生有資格成為我們公司的董事 ，因為他在管理、運營和發展上市和私營公司方面擁有豐富的經驗，尤其是那些活躍在能源行業的公司 。

家庭關係和利益衝突

我們的高級管理人員和董事之間沒有任何家庭關係。我們不知道與我們的高級管理人員和董事有關的任何利益衝突 來自我們業務的管理和運營。

董事會和委員會

一般信息

我們的董事會由七(7)名董事組成。我們的大多數董事會成員(即Mochtar Hussein、Benny Dharmawan、Tamba P.Hutapea和Michael L.Peterson)是獨立的，這一術語是由紐約證券交易所美國人定義的。我們的董事會成員是在我們的年度股東大會上每年選舉產生的。

我們 沒有領先的獨立董事，我們預計也不會有領先的獨立董事。我們的董事會作為一個整體在我們的風險監督中發揮着關鍵作用。我們的董事會做出與我們公司相關的所有決定。我們認為，讓我們所有董事參與風險監督事務並提供意見是合適的。

董事會 委員會

我們的董事會有三個常設委員會：審計委員會、薪酬委員會和提名和公司治理委員會。每個委員會有三名成員，每個成員都是獨立的，正如紐約證券交易所美國人所定義的那樣。

審計委員會負責監督我們公司的會計和財務報告流程以及對公司財務報表的審計，包括任命、薪酬和監督我們的獨立審計師的工作。

薪酬委員會審查並向董事會建議我們對高級管理人員的薪酬政策和所有形式的薪酬，還根據我們的激勵薪酬計劃和基於股權的計劃進行管理並有權發放贈款。

提名和公司治理委員會負責評估我們董事會的表現， 就董事提名或選舉以及其他治理問題考慮並向我們的董事會提出建議。提名和公司治理委員會在提名董事時將考慮意見和經驗的多樣性。

審計委員會、薪酬委員會以及提名和公司治理委員會的 成員如下：根據紐約證券交易所美國證券交易所的規定，所有這些會員都將有資格成為獨立會員。

董事的職責

根據開曼羣島法律，董事對公司負有三種責任：(A)法定責任、(B)受託責任、 和(Iii)普通法責任。《公司法》規定了董事的一系列法定職責。開曼羣島董事的受託責任沒有成文法則，但開曼羣島法院認為，董事應承擔下列受託責任：(A)以董事真誠認為最符合公司利益的方式行事的義務；(B)為被授予的目的而行使權力的義務；(C)避免限制其日後酌情決定權的義務；以及(D)避免利益衝突和義務衝突的義務。董事所負的普通法責任是指對執行與該董事就公司所履行的職能相同的職能的人可合理地期望的以熟練、謹慎和 勤勉行事的義務，以及以與他們擁有的任何特定技能相適應的謹慎標準行事，使他們能夠達到比沒有這些技能的董事更高的標準。在履行照顧我們的職責時，我們的董事必須確保遵守我們不時修訂和重述的修訂後的公司章程(我們的公司章程)。如果我們的任何董事的責任被違反，我們有權要求損害賠償。我們的董事會。

感興趣的 筆交易

董事可以投票、出席董事會會議，或者假定董事是一名高級管理人員並且已經獲得批准，可以就他或她感興趣的任何合同或交易代表我們簽署 文件。我們要求董事在意識到他或她對我們 已經或將要進行的交易感興趣後，立即向所有其他董事披露利益。董事會會議紀要或董事會或董事會任何委員會的書面決議中所載有關董事為任何指定商號或公司的股東、董事高管或受託人並被視為在與該商號或公司的任何交易中有利害關係的一般通知或披露 即為充分披露，且在該一般通知發出後，將不需要就任何特定 交易發出特別通知。

薪酬 和借款

我們的 董事可以獲得由我們的董事會決定或不時改變的薪酬。薪酬委員會將協助董事審查和批准董事的薪酬結構。

我們的董事會可以行使公司的所有權力，借入資金，抵押或抵押我們的業務和財產、現有和未來的資產以及未催繳資本或其任何部分，發行債券和其他證券，無論是直接發行，還是作為本公司或其母公司(如有)或 本公司或任何第三方的任何附屬公司的任何債務、債務或義務的附屬擔保。

資格

我們董事會的大多數成員都必須是獨立的。董事沒有會員資格。董事的持股資格 可由我們的股東通過普通決議案確定，在確定之前，不需要任何股份資格 。

董事和高級管理人員責任限制

根據開曼羣島法律，我們的每一位董事和高級管理人員在履行其職能時，都必須誠實和真誠地行事，以期實現我們的最佳利益，並行使合理審慎的人在類似情況下會 行使的謹慎、勤勉和技能。開曼羣島法律沒有限制公司的公司章程對高級管理人員、董事和祕書作出賠償的程度，但開曼羣島法院認為此類規定可能違反公共政策的範圍除外，例如就民事欺詐或犯罪後果提供賠償。

公司章程規定，在法律允許的範圍內，每一位現有或以前的董事(包括替代董事)、祕書和我們的任何其他官員(包括投資顧問、管理人或清盤人) 及其遺產代理人：

我們董事會就董事是否出於我們的最大利益而誠實守信地行事，以及董事是否沒有合理理由相信其行為是非法的 作出的決定，在沒有欺詐的情況下就足以達到賠償的目的，除非涉及法律問題。任何判決、命令、和解、定罪或不予抗辯而終止任何訴訟程序，本身並不推定董事人沒有 本着誠實善意和為了我們的最佳利益行事，或董事人有合理理由相信他或她的行為是非法的。如果被賠償的董事在上述任何訴訟中勝訴，董事有權獲得賠償，包括律師費在內的所有費用，以及董事或官員在訴訟中合理產生的所有判決、罰款和和解金額。

我們 已為我們的任何董事或高級管理人員購買並目前維持保險，以承擔董事或高級管理人員因此而承擔的任何責任，無論我們是否有權 根據我們的公司章程的規定對董事或高級管理人員的責任進行賠償。 鑑於上述條款可能允許我們的董事、高級管理人員或控制本公司的人員對證券法下產生的責任進行賠償，美國證券交易委員會已通知我們，該賠償違反證券法中所表達的公共政策，因此不能強制執行。

參與某些法律程序

據我們所知，我們沒有任何董事或高級管理人員在刑事訴訟中被定罪，不包括交通違法或類似的輕罪，也沒有在過去五年中參與任何司法或行政訴訟，導致 做出判決、法令或最終命令，禁止個人未來違反聯邦或州證券法，或發現任何違反聯邦或州證券法的行為，但未經批准或和解而被駁回的事項除外。除我們在下文“關聯方交易”一節中的討論中所述外，我們的董事 及高級職員並未與吾等或吾等的任何聯屬公司或聯營公司進行任何根據美國證券交易委員會規則及法規須予披露的交易。

商業行為和道德準則

董事會於2019年6月21日通過了適用於我們董事、高級管理人員和員工的道德和商業行為準則。

高管薪酬

彙總表 薪酬表

我們的薪酬委員會由獨立的董事會成員組成，根據我們的財務和經營業績和前景，以及高管對我們成功的貢獻，確定支付給高管的薪酬 。 我們的薪酬委員會根據董事會或薪酬委員會設定的一系列績效標準來衡量我們的每位高管。此類標準基於特定的客觀參數，例如工作特徵、所需的專業精神、管理技能、人際交往技能、相關經驗、個人表現和公司整體表現。

我們的董事會尚未通過或建立正式的政策或程序來確定支付給我們高管的薪酬金額。我們的董事會將在管理層的參與下，對關鍵員工的適當薪酬進行獨立評估。我們的董事會對高管薪酬計劃、政策和計劃進行監督。

彙總表 薪酬表

下表提供了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度內，因向我們提供服務而獎勵、賺取或支付給每位指定的 高管的總薪酬信息。

(1) 期權和獎金是根據高管與本公司達成的協議授予的。期權獎勵的價值 代表授予日期的公允價值，不考慮沒收。

(2) 根據印尼法律，所有其他補償是指所得税預扣。在印度尼西亞，工資是在“帶回家工資”的基礎上協商的。因此，我們代表員工支付預扣所得税，這在法律上被認為是員工薪酬的一部分。

2020年末未償還的 股權獎

下表提供了截至2020年12月31日被任命的高管所持有的每個未行使的股票期權的信息。