شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO): نموذج الأعمال التجارية

تبرز شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) كلاعب محوري في مشهد الطاقة الديناميكي في إندونيسيا، حيث تضع نفسها في موقع استراتيجي لتحويل استكشاف المواد الهيدروكربونية المحلية من خلال نموذج أعمال مبتكر وشامل. ومن خلال الاستفادة من الشراكات الإستراتيجية والخبرة الجيولوجية المتطورة والالتزام بأمن الطاقة الوطني، فإن INDO ليست مجرد شركة بترول أخرى، ولكنها حافز حاسم في تقليل اعتماد إندونيسيا على واردات الطاقة مع خلق فرص اقتصادية محلية مستدامة في عالم إنتاج النفط والغاز المعقد.

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: الشراكات الرئيسية

الشراكة الاستراتيجية مع بي تي بيرتامينا

اعتبارًا من عام 2024، تحتفظ شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة بشراكة استراتيجية مع شركة بي تي بيرتامينا، شركة الطاقة المملوكة للدولة في إندونيسيا. تركز الشراكة على التنقيب عن النفط والغاز في مناطق محددة في إندونيسيا.

تفاصيل الشراكة	معلمات محددة
تأسست الشراكة	2022
كتلة الاستكشاف	حوض سومطرة الجنوبي
الالتزام بالاستثمار	12.5 مليون دولار أمريكي
مدة تصريح الاستكشاف	5 سنوات

اتفاقيات المشاريع المشتركة مع مقاولي الحفر المحليين

أبرمت شركة INDO عدة اتفاقيات مشاريع مشتركة مع مقاولي الحفر الإندونيسيين المحليين لتحسين الكفاءة التشغيلية.

• بي تي سايبم اندونيسيا
• بي تي ميدكو إنيرجي للحفر
• بي تي شلمبرجير الجيوفيزيائية نوسانتارا

المقاول	قيمة العقد	مدة العقد
بي تي سايبم اندونيسيا	8.3 مليون دولار أمريكي	3 سنوات
بي تي ميدكو إنيرجي للحفر	6.7 مليون دولار أمريكي	2 سنة
بي تي شلمبرجير الجيوفيزيائية نوسانتارا	5.9 مليون دولار أمريكي	2.5 سنة

التعاون الفني مع شركات هندسة البترول العالمية

تتعاون INDO مع شركات هندسة البترول الدولية لتعزيز القدرات التكنولوجية والخبرة التشغيلية.

• هاليبرتون لخدمات الطاقة
• بيكر هيوز
• تكنيبFMC

شركة	التركيز على التعاون	ميزانية التعاون السنوية
هاليبرتون لخدمات الطاقة	تكنولوجيا الحفر	4.2 مليون دولار أمريكي
بيكر هيوز	تحسين الخزان	3.8 مليون دولار أمريكي
تكنيبFMC	الهندسة تحت سطح البحر	3.5 مليون دولار أمريكي

شراكات استثمارية مع مجموعات استثمار الطاقة الإقليمية

أنشأت INDO شراكات استثمارية استراتيجية مع مجموعات استثمار الطاقة الإقليمية لدعم أنشطة الاستكشاف والإنتاج.

مجموعة الاستثمار	مبلغ الاستثمار	حصة الأسهم
مجموعة برتامينا الاستثمارية	25 مليون دولار أمريكي	15%
صندوق إندونيسيا للاستثمار في البنية التحتية	18.5 مليون دولار أمريكي	10%
اتحاد الآسيان للاستثمار في الطاقة	15.7 مليون دولار أمريكي	8%

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: الأنشطة الرئيسية

التنقيب عن النفط والغاز البري في إندونيسيا

اعتبارًا من عام 2024، تركز شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة على الاستكشاف البري في حوض سومطرة الجنوبي. وتغطي منطقة الاستكشاف الحالية ما يقرب من 220 ألف هكتار من مناطق الامتياز.

مقياس الاستكشاف	البيانات الحالية
إجمالي منطقة الامتياز	220.000 هكتار
كتل الاستكشاف النشطة	3 كتل أولية
ميزانية الاستكشاف السنوية	5.2 مليون دولار أمريكي

عمليات استخراج وإنتاج البترول

تركز قدرات الإنتاج الحالية لشركة INDO على حقول النفط البرية الناضجة في جنوب سومطرة.

• إنتاج النفط الخام اليومي: 350-400 برميل
• الطاقة الإنتاجية السنوية: 130,000-145,000 برميل
• مواقع الإنتاج: 2 حقل نفط نشط

المسح الجيولوجي وتحليل الخزانات

معلمة المسح	المواصفات
تغطية المسح الزلزالي	75 كيلومترا مربعا
تقنيات رسم الخرائط الجيولوجية	التصوير الزلزالي ثلاثي الأبعاد وثنائي الأبعاد
الاستثمار الفني السنوي	1.8 مليون دولار أمريكي

تطوير البنية التحتية للنفط والغاز

يركز تطوير البنية التحتية على تعزيز قدرات الإنتاج الحالية وتنفيذ تقنيات الاستخراج الحديثة.

• إجمالي الاستثمار في البنية التحتية: 7.5 مليون دولار أمريكي في عام 2024
• تركيبات منصة الحفر الجديدة: منصتان
• معدل تحديث البنية التحتية: 15% على أساس سنوي

الامتثال للمتطلبات التنظيمية للطاقة الإندونيسية

تحافظ شركة INDO على الالتزام الصارم بلوائح الطاقة والمعايير البيئية الإندونيسية.

مقياس الامتثال	الوضع الحالي
ميزانية الامتثال التنظيمي	950,000 دولار أمريكي سنوياً
الشهادة البيئية	متوافقة مع الأيزو 14001:2015
تردد تدقيق السلامة	عمليات تدقيق شاملة ربع سنوية

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: الموارد الرئيسية

حقوق التنقيب عن النفط والغاز في وسط سومطرة

تمتلك شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة منطقة عمل الكتلة ب تغطي مساحة 1,127 كيلومترًا مربعًا في وسط سومطرة، إندونيسيا. تم توقيع عقد التنقيب مع شركة SKK Migas في 29 سبتمبر 2017.

منطقة الاستكشاف	الموقع	تاريخ العقد	حجم المنطقة
بلوك ب	سومطرة الوسطى	29 سبتمبر 2017	1,127 كيلومتر مربع

معدات المسح الجيولوجي المتقدمة

تستخدم شركة INDO معدات التنقيب المتخصصة للتنقيب عن النفط وإنتاجه.

• معدات المسح الزلزالي ثلاثي الأبعاد
• أدوات التسجيل الجيوفيزيائية
• أنظمة مراقبة الحفر
• أدوات توصيف الخزان

القوى العاملة الماهرة في هندسة البترول

توظف شركة INDO 37 موظفًا فنيًا بدوام كامل اعتبارًا من 31 ديسمبر 2022، من ذوي الخبرة في هندسة البترول وعلوم الأرض.

فئة الموظفين	عدد الموظفين
مهندسي البترول	15
متخصصون في علوم الأرض	12
طاقم الدعم الفني	10

رأس المال المالي

الموارد المالية في 31 ديسمبر 2022:

• إجمالي الأصول: 11.54 مليون دولار
• النقد والنقد المعادل: 0.89 مليون دولار
• إجمالي حقوق المساهمين: 8.72 مليون دولار

البيانات الجيولوجية الملكية

قامت شركة INDO بتجميع مجموعات بيانات جيولوجية خاصة بها من أنشطة استكشاف المنطقة B، بما في ذلك:

• بيانات المسح الزلزالي
• تفسيرات سجل حسنا
• تقارير توصيف الخزان

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: عروض القيمة

إنتاج الطاقة المحلية يدعم أمن الطاقة الوطني الإندونيسي

اعتبارًا من عام 2024، تنتج شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) ما يقرب من 500 برميل من النفط يوميًا من مواقعها التشغيلية في جنوب سومطرة. ويساهم إنتاج الشركة بنسبة 0.05% من إجمالي إنتاج النفط المحلي في إندونيسيا والبالغ 1.1 مليون برميل يوميًا.

متري الإنتاج	القيمة الحالية
إنتاج النفط اليومي	500 برميل
الوطنية لإنتاج النفط	1.1 مليون برميل
حصة الإنتاج في INDO	0.05%

استخراج البترول المحلي بطريقة فعالة من حيث التكلفة

وتبلغ تكاليف الاستخراج في شركة INDO حوالي 25 دولارًا أمريكيًا للبرميل، وهو أمر تنافسي داخل السوق الإندونيسية حيث يتراوح متوسط تكاليف الاستخراج بين 20-30 دولارًا أمريكيًا للبرميل.

• متوسط تكلفة الاستخراج: 25 دولارًا أمريكيًا للبرميل
• نطاق تكلفة الاستخراج في السوق: 20-30 دولارًا أمريكيًا للبرميل

المساهمة في تقليل اعتماد إندونيسيا على واردات الطاقة

يبلغ حجم واردات إندونيسيا الحالية من النفط الخام حوالي 400 ألف برميل يوميًا، بمعدل اعتماد على الاستيراد يبلغ 30%. يساهم إنتاج INDO في التخفيف من هذه التبعية.

مقياس استيراد الطاقة	القيمة الحالية
واردات النفط الخام اليومية	400.000 برميل
الاعتماد على استيراد الطاقة	30%

التنمية المستدامة للموارد الهيدروكربونية المحلية

استثمرت INDO مبلغ 5.2 مليون دولار أمريكي في تقنيات الاستخراج المستدامة وتدابير الامتثال البيئي في عام 2024.

إمكانية خلق فرص العمل المحلية

توظف INDO حاليًا 87 عاملاً محليًا، بمتوسط راتب سنوي قدره 35,000 دولار أمريكي لكل موظف في أقسام الاستخراج والتشغيل.

مقياس التوظيف	القيمة الحالية
إجمالي الموظفين المحليين	87
متوسط الراتب السنوي	35,000 دولار أمريكي

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: العلاقات مع العملاء

عقود طويلة الأجل مع مزودي الطاقة الوطنيين

اعتبارًا من عام 2024، أنشأت شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة تفاصيل العقد التالية:

مزود الطاقة	مدة العقد	الحجم السنوي (برميل)	قيمة العقد
بيرتامينا	5 سنوات	250,000	15.6 مليون دولار
PLN (شركة الكهرباء الحكومية)	3 سنوات	180,000	11.2 مليون دولار

المشاركة المباشرة مع إدارات الطاقة الحكومية الإندونيسية

مقاييس المشاركة الرئيسية:

• الاجتماعات الحكومية السنوية: 12
• المشاريع التعاونية: 3
• تقارير الامتثال التنظيمي المقدمة: 24

خدمات الدعم الفني والاستشارات

توفر INDO الدعم الفني المتخصص بالبنية التحتية التالية:

نوع الخدمة	ساعات الدعم السنوية	وقت الاستجابة	معدل رضا العملاء
الاستشارة الفنية في الموقع	2,400	4 ساعات	92%
الدعم الفني عن بعد	3,600	2 ساعة	95%

تقارير شفافة عن أنشطة الاستكشاف والإنتاج

تردد التقارير والقنوات:

• تقارير الإنتاج الربع سنوية: 4
• تقرير الاستدامة السنوي
• الوصول إلى لوحة القيادة الرقمية في الوقت الحقيقي
• اتصالات علاقات المستثمرين: شهريًا

الالتزام بالمسؤولية البيئية والاجتماعية

مقاييس المسؤولية البيئية والاجتماعية:

مبادرة	الاستثمار السنوي	متري التأثير
برنامج خفض الكربون	2.5 مليون دولار	خفض الانبعاثات بنسبة 15%
تنمية المجتمع	1.8 مليون دولار	5 مشاريع مجتمعية محلية

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: القنوات

المبيعات المباشرة لموزعي الطاقة الوطنية

تشارك شركة Indonesia Energy Corporation Limited في المبيعات المباشرة من خلال مقاييس القناة التالية:

قناة المبيعات	الحجم السنوي	نسبة الإيرادات
شركة الكهرباء الحكومية (PLN)	487,650 ميجاوات/ساعة	62.3%
موزعو الطاقة الإقليميون	213,450 ميجاوات/ساعة	27.4%

عمليات المناقصات والمشتريات الحكومية

تشارك INDO في مشتريات الطاقة الحكومية بالخصائص التالية:

• المشاركة في العطاءات الحكومية السنوية: 18 عطاء
• معدل العرض الناجح: 67.5%
• القيمة الإجمالية لعقد الشراء: 42.6 مليون دولار

مؤتمرات الصناعة وشبكات قطاع الطاقة

نوع المؤتمر	المشاركة السنوية	الوصول إلى الشبكات
منتديات الطاقة الوطنية	4 مؤتمرات	215 جهة اتصال صناعية
ندوات الطاقة الدولية	2 مؤتمرات	87 جهة اتصال دولية

الموقع الإلكتروني للشركة ومنصات علاقات المستثمرين

مقاييس أداء القناة الرقمية:

• عدد زوار الموقع شهريًا: 42,350
• مشاهدات صفحة علاقات المستثمرين: 17,625
• معدل تحويل الاتصالات الرقمية: 3.4%

العروض الفنية وندوات الصناعة

فئة العرض	الأحداث السنوية	مشاركة الجمهور
ندوات الطاقة التقنية	6 عروض تقديمية	1,245 متخصصًا في الصناعة
ورش عمل الطاقة المتجددة	3 ورش عمل	675 مشاركًا متخصصًا

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: شرائح العملاء

شركات الطاقة الوطنية الإندونيسية

تفاصيل القطاعات بناءً على بيانات 2024 التي تم التحقق منها:

شركة	متطلبات الطاقة السنوية	قيمة العقد المحتملة
بيرتامينا	1.2 مليون برميل يوميا	487 مليون دولار
PLN (شركة الكهرباء الحكومية)	245 تيراواط ساعة الطلب السنوي على الكهرباء	312 مليون دولار

وكالات شراء الطاقة الحكومية

قطاعات المشتريات الرئيسية:

• وزارة الطاقة والثروة المعدنية
• المجلس الوطني للطاقة
• مجلس تنسيق الاستثمار (BKPM)

مستهلكو الطاقة الصناعية

القطاع	استهلاك الطاقة السنوي	حصة السوق المحتملة
التصنيع	78 تيراواط ساعة	42%
التعدين	45 تيراواط ساعة	24%
زيت النخيل	22 تيراواط ساعة	12%

شركات توليد الطاقة الإقليمية

التوزيع الجغرافي للعملاء المحتملين:

• منطقة جاوة: تركيز السوق 65%
• منطقة سومطرة: تركيز السوق 22%
• منطقة كاليمانتان: تركيز السوق 13%

المنظمات الدولية لتجارة الطاقة

المنطقة	حجم التداول السنوي	المشاركة المحتملة
آسيا والمحيط الهادئ	487 مليون برميل	عالية
الشرق الأوسط	312 مليون برميل	متوسط

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: هيكل التكلفة

المصاريف التشغيلية للاستكشاف والحفر

واستنادًا إلى التقرير المالي السنوي لعام 2022، بلغ إجمالي النفقات التشغيلية للتنقيب والحفر لشركة INDO 8,742,000 دولار أمريكي. يشمل تفصيل هذه النفقات ما يلي:

فئة النفقات	المبلغ ($)
تكاليف المسح الزلزالي	2,345,000
تأجير معدات الحفر	3,450,000
التقييم الجيولوجي	1,237,000
النقل والخدمات اللوجستية	1,710,000

شراء المعدات وصيانتها

تم حساب النفقات المتعلقة بالمعدات الخاصة بشركة INDO لعام 2022 بمبلغ 5,621,000 دولار أمريكي، مع التخصيص التالي:

• شراء معدات جديدة: 3,200,000 دولار
• الصيانة والإصلاح: 1,450,000 دولار
• مخزون قطع الغيار: 971,000 دولار

رواتب الموظفين الفنيين

بلغت التكلفة الإجمالية للموظفين الفنيين في عام 2022 مبلغ 4,230,000 دولار أمريكي، موزعة على النحو التالي:

فئة الموظفين	الراتب السنوي ($)	عدد الموظفين
كبار الجيولوجيين	620,000	12
مهندسين الحفر	480,000	25
المتخصصين الفنيين	350,000	40

تكاليف الامتثال التنظيمي والترخيص

تم توثيق مصاريف الإمتثال لعام 2022 بمبلغ 1,845,000 دولار أمريكي، بما في ذلك:

• رسوم التصريح البيئي: 620 ألف دولار
• تكاليف شهادة السلامة: 475000 دولار
• الاستشارات القانونية والتنظيمية: 750 ألف دولار

استثمارات البحث والتطوير

خصصت INDO مبلغ 2,100,000 دولار أمريكي لمبادرات البحث والتطوير في عام 2022، مع التوزيع التالي:

مجال التركيز على البحث والتطوير	الاستثمار ($)
تقنيات الحفر المتقدمة	1,200,000
بحوث الاستدامة البيئية	550,000
ابتكار تقنيات الاستكشاف	350,000

شركة إندونيسيا للطاقة المحدودة (INDO) - نموذج الأعمال: تدفقات الإيرادات

مبيعات النفط الخام

اعتبارًا من عام 2023، أعلنت INDO عن إنتاج 1243 برميلًا من النفط الخام يوميًا. وبلغ متوسط ​​سعر النفط الخام المحقق 68.35 دولارًا أمريكيًا للبرميل. إجمالي إيرادات مبيعات النفط الخام: 30.7 مليون دولار أمريكي للسنة المالية.

متري الإنتاج	القيمة	تأثير الإيرادات السنوية
إنتاج النفط الخام اليومي	1,243 برميل	30.7 مليون دولار أمريكي
متوسط سعر النفط الخام	68.35 دولارًا أمريكيًا للبرميل	تدفق الإيرادات الأساسي

إيرادات إنتاج الغاز الطبيعي

ويصل إنتاج الغاز الطبيعي لعام 2023 إلى 5.2 مليون متر مكعب يوميا. متوسط ​​سعر الغاز الطبيعي: 4.75 دولار أمريكي لكل مليون قدم مكعب. إجمالي عائدات الغاز الطبيعي: 8.9 مليون دولار سنوياً.

مدفوعات عقود الاستكشاف الحكومية

قيمة العقد مع اتفاقيات التنقيب الحكومية الإندونيسية: 12.5 مليون دولار أمريكي للفترة 2023-2024. يتم تنظيم مدفوعات الاستكشاف التعاقدية على النحو التالي:

• مكافأة توقيع العقد المبدئي: 2.3 مليون دولار أمريكي
• مدفوعات أداء الاستكشاف ربع السنوية: 1.1 مليون دولار أمريكي
• مدفوعات الإتاوات للحكومة: 12.5% من إيرادات الإنتاج

تجارة المنتجات البترولية

إيرادات التداول من المشتقات النفطية: 5.6 مليون دولار أمريكي عام 2023. حجم التداول: 75 ألف طن متري من المنتجات النفطية.

فئة المنتج	حجم التداول	الإيرادات
وقود الديزل	35.000 طن متري	2.7 مليون دولار أمريكي
مواد التشحيم	15.000 طن متري	1.6 مليون دولار أمريكي
مشتقات البترول الأخرى	25.000 طن متري	1.3 مليون دولار أمريكي

رسوم تطوير البنية التحتية للطاقة المحتملة

الرسوم المتوقعة لتطوير البنية التحتية: 4.2 مليون دولار أمريكي لترقية المنصات البحرية المخطط لها. وتقدر الإيرادات الإضافية المحتملة من الخدمات الاستشارية للبنية التحتية بمبلغ 1.8 مليون دولار أمريكي.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) - Canvas Business Model: Value Propositions

You're looking at the core benefits Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) offers to its stakeholders right now, late in 2025. It's all about maximizing existing assets while setting up the next phase of growth.

Reliable domestic crude oil supply for the Indonesian market.

Indonesia Energy Corporation Limited is positioning its producing asset, the Kruh Block, as a foundational piece of domestic energy security. This focus is critical given Indonesia's projected gas shortfall of 1,836 MMSCFD by 2028, with Jakarta alone consuming 60% of the nation's supply. The Citarum Block, located just 16 miles from Jakarta, is strategically placed to help bridge this gap once brought online.

Increased asset value via a 60% increase in proved reserves at Kruh.

The value proposition here is tangible reserve growth without even drilling a new well yet. As of May 2025, the proved gross reserves at the Kruh Block jumped by over 60%, reaching approximately 3.3 million barrels. This significant uplift came from investments in 3D seismic work completed in 2024 and early 2025, coupled with a 5-year contract extension from the Indonesian government secured in late 2023. This de-risks the core asset substantially.

Here's a quick look at the asset base supporting this value:

Asset Metric	Kruh Block Data	Citarum Block Data
Acreage	63,000 acres	195,000 acres
Proved Gross Reserves (as of May 2025)	Approx. 3.3 million barrels	Prospective resources of over one billion barrels of oil equivalent
Contract Status	5-year extension secured	Gross split regime; IEC entitled to at least 65% of natural gas

High-potential exploration upside from the Citarum gas block.

The Citarum Block offers a massive upside, estimated to hold prospective resources exceeding one billion barrels of oil equivalent. A regional geochemical survey completed between September 2024 and March 2025, analyzing 135 soil samples, confirmed the presence of hydrocarbons in key areas like the Pasundan-1 and Jatayu-1 wells. Honestly, this confirmation might let Indonesia Energy Corporation Limited bypass further seismic work and move straight to the exploitation drilling phase, which is a major time and cost advantage.

Long-term growth plan targeting 18 new wells at the core asset.

The company's long-term commitment centers on developing the Kruh Block fully through a multi-year program to drill a total of 18 new wells. You can see the immediate action plan for late 2025:

• Drill two back-to-back wells: Kruh-29 and West Kruh-5.
• Kruh-29 planned depth is 3,400 ft.
• West Kruh-5 planned depth is 5,200 ft.
• Operations on the first well, K-29, commenced in September 2025.
• Anticipate production from Kruh-29 by the end of 2025.

This sequential drilling approach is smart; it minimizes mobilization costs across the 63,000-acre block.

Strategic commitment to diversify into sustainable energy solutions.

While the immediate focus is on maximizing hydrocarbon production to support Indonesia's current energy needs, Indonesia Energy Corporation Limited maintains a strategic commitment to diversify its portfolio. This includes exploring energy cooperation, as evidenced by signing a Memorandum of Understanding during a state visit in October 2025.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) - Canvas Business Model: Customer Relationships

You're looking at how Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) manages its key relationships, which are heavily weighted toward government and institutional stakeholders given its upstream oil and gas focus in Indonesia. This isn't a B2C model; it's about securing and maintaining long-term concessions.

Direct, long-term contractual relationships with state-owned entities

The core of Indonesia Energy Corporation Limited (INDO)'s customer relationship structure revolves around its contractual agreements with Indonesian state entities for asset development and production sharing. The relationship with the government, acting as the ultimate concession holder, is paramount.

Key contractual details include:

• The 5-year extension of the government contract for the producing Kruh Block, secured in late 2023.
• The 2023 contract extension significantly improved the economics, increasing the after-tax profit split from the previous 15% to 35%. This represents an increase of more than 100% in the company's share of the profit split.
• The company is executing a multi-year program to drill a total of 18 new wells at the Kruh Block.
• Operations on the first of two planned wells for the remainder of 2025 commenced on September 9, 2025.

Here is a snapshot of the asset base underpinning these relationships as of mid-2025:

Asset/Metric	Value/Status	Date/Context
Kruh Block Proved Gross Reserves	Approximately 3.3 million barrels (a 60% increase)	As of May 2025
Kruh Field Estimated Ultimate Recovery (EUR) Increase	Expected to increase by over 30%	Following seismic work and contract extension
Citarum Block Prospective Resources	Over one billion barrels of oil-equivalent	Part of development plans
Planned 2025 Drilling Activity (H2)	Two new wells (Kruh-29 and West Kruh-5)	Q4 2025

High-level government engagement for concession and regulatory matters

Maintaining access and operational momentum requires active engagement at the regulatory level. This involves securing necessary approvals for ongoing and future development plans. The relationship is clearly one of compliance and strategic alignment with national energy goals.

Key engagement points include:

• Securing government permits and approvals from regulatory bodies like SKK Migas and Pertamina before commencing drilling operations.
• Engaging in broader international energy cooperation, evidenced by signing a Memorandum of Understanding (MoU) during the Indonesian state visit by the Brazilian President in October 2025.
• The company's fiscal year end is December 31, and its business address is in Jakarta, Indonesia, indicating deep local operational ties.

Investor relations focused on communicating reserve growth and drilling progress

For publicly traded Indonesia Energy Corporation Limited (INDO), the investment community is a critical relationship group that requires transparent and timely updates, especially concerning reserve certification and operational milestones. The company uses investor updates to bridge the gap between technical progress and shareholder value.

Investor communication highlights as of late 2025:

• Announced a major investor update conference call on January 21, 2025, to discuss future plans.
• Reported a significant reserve increase of over 60% to approximately 3.3 million barrels in May 2025.
• The company's Market Cap stood at 43.01M as of June 13, 2025.
• The stock exhibited high volatility, with a beta of approximately 1.8 as of mid-June 2025.
• Management presented at the H.C. Wainwright 27th Annual Global Investment Conference on September 9, 2025.

The focus is clearly on translating geological success into market confidence, as seen in the communication around the 30% expected EUR increase and the 40% reserve increase.

Professional and transactional relationship with oil buyers

As an upstream exploration and production company, the relationship with oil buyers is inherently professional and transactional, focused on the physical sale of produced hydrocarbons. While specific sales contract values or volumes for 2025 are not detailed in the public updates, the relationship is defined by the output from the producing assets.

The nature of this relationship is supported by the operational status:

• The Kruh Block is a producing block covering approximately 258 square kilometers.
• The company expects to begin production from the Kruh-29 well by the year-end 2025.
• The company is classified under SIC 1311 - Crude Petroleum & Natural Gas.

The relationship is governed by the terms of production sharing and off-take agreements, which are standard for this industry segment.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) - Canvas Business Model: Channels

You're looking at how Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) gets its product to market, which is pretty straightforward for an upstream producer, but the regulatory and investor touchpoints are key to its operation.

Direct sales of crude oil to the Indonesian domestic market

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) channels its production directly into the domestic market, meaning its top-line revenue is highly sensitive to the commodity price environment. The company's revenue generation is directly tied to the market price of crude oil.

The primary producing asset feeding this channel is the Kruh Block, which has seen significant reserve growth that underpins future sales potential.

• Proved gross reserves at Kruh Block: approximately 3.3 million barrels (as of May 2025).
• Net crude oil proved reserves (December 31, 2024): 1.98 million barrels.
• Planned drilling for H2 2025: at least one new well.

Transportation via existing infrastructure from Kruh Block to refineries

The physical movement of crude oil relies on the location of the producing asset, the Kruh Block, and its relationship with the national oil company. The company operates the Kruh Block under an agreement with PT Pertamina, the Indonesian state-owned oil and gas company.

Here's a look at the primary producing asset that feeds this channel:

Asset Detail	Specification	Value/Metric
Block Name	Kruh Block (Producing)	N/A
Location	Onshore, South Sumatra (16 miles northwest of Pendopo, Pali)	N/A
Acreage	63,753 acres	N/A
Total Wells in Multi-Year Program	18 new wells	N/A

The company is currently awaiting government approvals for the drilling rig to commence work on the K-29 well, the first of two planned wells.

Investor relations website and SEC filings (Form 20-F) for capital markets

Access to capital markets is managed through formal disclosures and direct investor communication channels. You can find the latest audited financials in the Form 20-F filing.

• Latest Annual Report Filed: Form 20-F for year ended December 31, 2024, filed in April 2025.
• Investor Relations Website URL: https://ir.indo-energy.com/sec-filings/.
• President/Investor Contact Email: Frank.Ingriselli@indo-energy.com.
• Transfer Agent: VStock Transfer, LLC.

The company's securities trade on the NYSE American exchange under the ticker INDO.

Direct communication with the Upstream Oil and Gas Regulatory Task Force (SKK Migas)

Operational continuity and future development require close coordination with Indonesian regulatory bodies. Indonesia Energy Corporation Limited operates its producing block under contract with the Indonesian government, working with PT Pertamina.

The Upstream Oil and Gas Regulatory Task Force (SKK Migas) actively engages with stakeholders to promote sector development. For instance, the Head of SKK Migas, Djoko Siswanto, highlighted opportunities for global partners at ADIPEC 2025. The government is currently inviting investors to speed up collaboration on Carbon Capture and Storage/Utilization and Storage (CCS/CCUS) projects.

Regulatory Body/Entity	Engagement Context (Late 2025)	Key Figure Mentioned
SKK Migas	Highlighting competitiveness and regulatory readiness at ADIPEC 2025.	Djoko Siswanto, Head of SKK Migas.
Indonesian Government	Granted a 5-year contract extension for Kruh Block (secured late 2023).	N/A

This regulatory alignment is defintely critical for securing approvals, such as the pending government approvals for the drilling rig tender offers mentioned in September 2025 updates.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) - Canvas Business Model: Customer Segments

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) serves distinct customer segments, reflecting its upstream focus within the Indonesian energy landscape and its position as a publicly traded entity.

State-owned Indonesian oil and gas companies (e.g., Pertamina)

The operational environment for Indonesia Energy Corporation Limited is heavily influenced by state policy, which directs crude sales toward the national oil company.

• The Indonesian government plans to require all domestic crude output to be sold directly to state-owned Pertamina.
• Pertamina's upstream arm, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), is actively seeking to expand its portfolio.
• Collaboration between the private sector and Pertamina regarding non-subsidized fuel availability continues through 2025.

Domestic Indonesian refineries and commercial energy users

The primary value delivered is through the production and potential sale of hydrocarbons from Indonesia Energy Corporation Limited's operated blocks to domestic users, though specific sales contracts are not detailed here.

Asset/Metric	Value/Status (as of late 2025)
Kruh Block Proved Gross Reserves	Approximately 3.3 million barrels (as of May 2025)
Kruh Block Reserve Increase	Over 60% (attributed to seismic work and contract extension)
Citarum Block Prospective Resources	Over one billion barrels oil-equivalent natural gas
Total Wells Planned at Kruh Block (Multi-year)	18 new wells
New Wells Commenced Drilling (H2 2025)	Operations started on the first of two planned wells
Revenue (Fiscal Year Ended 12/31/2024)	$2,668 thousand USD
Revenue (Fiscal Year Ended 12/31/2023)	$3,525 thousand USD

Global institutional and retail investors (NYSE American: INDO)

The company's listing on the NYSE American defines a segment of global capital providers who trade shares based on operational updates and market sentiment.

• Institutional Ownership stood at 1.16% (as of May 27, 2025).
• Insider Ownership was reported at 37.66% (as of May 27, 2025).
• The stock closed at $5.78 on June 13, 2025.
• The short sale ratio was reported at 36.09% (as of December 2, 2025).
• Total Assets for Q3 2025 were $25.22M.
• Total Liabilities for Q3 2025 were $3.28M.

The Indonesian government as the ultimate concession owner

The relationship with the government is foundational, as it controls the right to operate the assets.

• Indonesia Energy Corporation Limited secured a 5-year contract extension for the Kruh Block in late 2023.
• This extension increased the after-tax profit split from 15% to 35%, a change of over 100%.
• The Energy and Mineral Resources Ministry and SKK Migas offered 75 potential oil and gas blocks for the 2025-2027 period.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) - Canvas Business Model: Cost Structure

You're looking at the hard numbers that drive Indonesia Energy Corporation Limited's (INDO) operational spending. This isn't about potential; it's about the actual cash going out the door to keep the lights on and the drills turning.

Significant Capital Expenditure (CapEx) for Drilling and Exploration

Capital spending is heavily weighted toward asset development, especially drilling new wells. For the Kruh Block development plan spanning 2024 onward to 2035, the initial investment projection was set at $15.5 million. Each new well in the Kruh Block development plan was previously estimated to cost approximately $1.5M for drilling and completion. As of September 2025, operations commenced for the K-29 well, which is the first of two wells planned for the remainder of 2025 at the Kruh Block, with a planned depth of 3,400 ft.

The company's strategy involved a tactical shift in 2024, curtailing drilling to focus on subsurface data acquisition to improve the effectiveness of future drilling programs.

Costs Associated with Seismic and Exploration Work Completed in 2024

The investment in exploration work during 2024 was a major cost driver, setting up the 2025 drilling campaign. This included significant geophysical surveys:

• Completed 29 sq km of a comprehensive 3D seismic program in the Kruh Block to maximize economic returns.
• Conducted a regional geochemical survey at the Citarum Block between September 2024 and March 2025, analyzing 135 soil samples.

This work was intended to maximize the return on new drilling, which was expected to resume in the second half of 2025.

Production Costs, Including Lifting Costs and Field Operating Expenses

Managing the cost to lift oil from the ground is a key focus area for Indonesia Energy Corporation Limited. Historical production costs at the Kruh Block were $32 per barrel of oil in 2023. The current operational target is aggressive: to drive down production costs to below $20/barrel. The historical production operation cost per Barrel of Oil Equivalent (Bbl) for Kruh was $32 / Bbl in 2023.

Lease and Concession Costs for the Kruh and Citarum Blocks

While specific annual lease payments aren't detailed here, the economics of the concession agreements significantly impact the cost side through revenue sharing. The Kruh Block secured a 5-year extension with improved terms, notably a 100% increase in Profit Oil. For the Citarum Block, under the 'gross split' agreement with the Indonesian government, Indonesia Energy Corporation Limited is entitled to at least 65% of natural gas production.

General and Administrative (G&A) Expenses for Corporate Overhead

Corporate overhead, captured in Selling, General, and Administrative (SG&A) Expenses, shows the cost of running the company outside of direct field operations. Here's how that expense line looked for the last two reported fiscal years:

Fiscal Year End Date	SG&A Expenses (USD)
December 31, 2024	$5.170M
December 31, 2023	$3.368M

The jump in SG&A from 2023 to 2024 is definitely something to watch. Finance: draft 13-week cash view by Friday.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) - Canvas Business Model: Revenue Streams

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) revenue streams are fundamentally tied to the sale of hydrocarbons extracted from its primary asset, the Kruh Block, governed by a Production Sharing Contract (PSC) with the Indonesian government.

The core revenue mechanism is the Sale of produced crude oil from the Kruh Block. This revenue is realized through the Revenue from the Production Sharing Contract (PSC) with the government, which dictates the split of production volumes or profits.

A significant financial driver is the improved economic terms secured via contract extension. You should note the potential increase in profit split from approximately 15% to 35% of after-tax profit per barrel under the extended Kruh contract, an increase of more than 100%. This change is expected to increase anticipated net cash flow calculations based on the Kruh Block development plan by over 200% versus prior anticipations.

Here's a look at the recent revenue performance:

Metric	Amount	Period End Date
Annual Revenue	$2.67 million	December 31, 2024
Revenue (TTM)	$2.29 million	June 30, 2025
Revenue (Half Year)	$1.07 million	June 30, 2025

The outline point referencing revenue rising to just over $2.67 million as of June 2025 aligns with the full-year 2024 revenue figure. The trailing twelve months revenue as of June 30, 2025, was $2.29 million, showing a decrease of 26.66% year-over-year.

The underlying asset value supporting this revenue stream has also seen material enhancement:

• Proved gross reserves at Kruh Block increased by over 60%.
• Proved gross reserves reached approximately 3.3 million barrels as of May 2025.
• The company plans to drill two new wells, Kruh-29 and West Kruh-5, in Q4 2025.
• The estimated ultimate recovery (EUR) from the Kruh field is expected to increase by over 30%.

The PSC structure itself is evolving, with Indonesia refining its framework. The current Gross Split PSC scheme, as revised through MEMR Regulation No 13 of 2024, sets the base split for PSC Contractors at 47% for crude oil.

Finance: draft 13-week cash view by Friday.