Indonesia Energy Corporation Limited (INDO): Business Model Canvas

Die Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) entwickelt sich zu einem zentralen Akteur in der dynamischen Energielandschaft Indonesiens und positioniert sich strategisch, um die inländische Kohlenwasserstoffexploration durch ein innovatives und umfassendes Geschäftsmodell zu transformieren. Durch die Nutzung strategischer Partnerschaften, modernster geologischer Expertise und einem Engagement für die nationale Energiesicherheit ist INDO nicht nur ein weiteres Erdölunternehmen, sondern ein entscheidender Katalysator für die Reduzierung der Energieimportabhängigkeit Indonesiens und schafft gleichzeitig nachhaltige lokale Wirtschaftsmöglichkeiten in der komplexen Welt der Öl- und Gasförderung.

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Wichtige Partnerschaften

Strategische Partnerschaft mit PT Pertamina

Ab 2024 unterhält Indonesia Energy Corporation Limited eine strategische Partnerschaft mit PT Pertamina, dem staatlichen Energiekonzern Indonesiens. Die Partnerschaft konzentriert sich auf die Öl- und Gasexploration in bestimmten Regionen Indonesiens.

Einzelheiten zur Partnerschaft	Spezifische Parameter
Partnerschaft gegründet	2022
Erkundungsblock	Süd-Sumatra-Becken
Investitionsverpflichtung	12,5 Millionen US-Dollar
Dauer der Explorationsgenehmigung	5 Jahre

Joint-Venture-Vereinbarungen mit lokalen Bohrunternehmen

INDO hat mehrere Joint-Venture-Vereinbarungen mit lokalen indonesischen Bohrunternehmen geschlossen, um die betriebliche Effizienz zu optimieren.

• PT Saipem Indonesien
• PT Medco Energi Drilling
• PT Schlumberger Geophysical Nusantara

Auftragnehmer	Vertragswert	Vertragsdauer
PT Saipem Indonesien	8,3 Millionen US-Dollar	3 Jahre
PT Medco Energi Drilling	6,7 Millionen US-Dollar	2 Jahre
PT Schlumberger Geophysical Nusantara	5,9 Millionen US-Dollar	2,5 Jahre

Technische Zusammenarbeit mit internationalen Erdöltechnikunternehmen

INDO arbeitet mit internationalen Erdöltechnikunternehmen zusammen, um die technologischen Fähigkeiten und das betriebliche Fachwissen zu verbessern.

• Halliburton Energy Services
• Baker Hughes
• TechnipFMC

Fest	Fokus auf Zusammenarbeit	Jährliches Kooperationsbudget
Halliburton Energy Services	Bohrtechnik	4,2 Millionen US-Dollar
Baker Hughes	Reservoiroptimierung	3,8 Millionen US-Dollar
TechnipFMC	Unterwassertechnik	3,5 Millionen US-Dollar

Investitionspartnerschaften mit regionalen Energieinvestitionsgruppen

INDO hat strategische Investitionspartnerschaften mit regionalen Energieinvestitionsgruppen aufgebaut, um Explorations- und Produktionsaktivitäten zu unterstützen.

Investmentgruppe	Investitionsbetrag	Kapitalanteil
Pertamina Investment Group	25 Millionen US-Dollar	15%
Indonesischer Infrastruktur-Investmentfonds	18,5 Millionen US-Dollar	10%
ASEAN-Energieinvestitionskonsortium	15,7 Millionen US-Dollar	8%

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Hauptaktivitäten

Onshore-Öl- und Gasexploration in Indonesien

Ab 2024 konzentriert sich die Indonesia Energy Corporation Limited auf die Onshore-Exploration im Süd-Sumatra-Becken. Das aktuelle Explorationsgebiet umfasst rund 220.000 Hektar Konzessionsblöcke.

Explorationsmetrik	Aktuelle Daten
Gesamtkonzessionsfläche	220.000 Hektar
Aktive Erkundungsblöcke	3 Primärblöcke
Jährliches Explorationsbudget	5,2 Millionen US-Dollar

Erdölförderung und -produktion

Die aktuellen Produktionskapazitäten von INDO konzentrieren sich auf ausgereifte Onshore-Ölfelder in Süd-Sumatra.

• Tägliche Rohölproduktion: 350-400 Barrel
• Jährliche Produktionskapazität: 130.000–145.000 Barrel
• Produktionsstandorte: 2 aktive Ölfelder

Geologische Vermessung und Reservoiranalyse

Vermessungsparameter	Spezifikation
Abdeckung seismischer Untersuchungen	75 Quadratkilometer
Geologische Kartierungstechniken	3D- und 2D-seismische Bildgebung
Jährliche technische Investition	1,8 Millionen US-Dollar

Entwicklung der vorgelagerten Öl- und Gasinfrastruktur

Der Schwerpunkt der Infrastrukturentwicklung liegt auf der Verbesserung bestehender Produktionskapazitäten und der Implementierung moderner Extraktionstechnologien.

• Gesamtinvestitionen in die Infrastruktur: 7,5 Millionen US-Dollar im Jahr 2024
• Neue Bohrplattforminstallationen: 2 Plattformen
• Modernisierungsrate der Infrastruktur: 15 % im Jahresvergleich

Einhaltung der indonesischen Energieregulierungsanforderungen

INDO hält sich strikt an die indonesischen Energievorschriften und Umweltstandards.

Compliance-Metrik	Aktueller Status
Budget zur Einhaltung gesetzlicher Vorschriften	950.000 USD jährlich
Umweltzertifizierung	ISO 14001:2015-konform
Häufigkeit von Sicherheitsaudits	Vierteljährliche umfassende Audits

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Schlüsselressourcen

Öl- und Gasexplorationsrechte in Zentral-Sumatra

Die Indonesia Energy Corporation Limited hält Arbeitsbereich Block B mit einer Fläche von 1.127 Quadratkilometern in Zentral-Sumatra, Indonesien. Der Explorationsvertrag wurde am 29. September 2017 mit SKK Migas unterzeichnet.

Erkundungsgebiet	Standort	Vertragsdatum	Flächengröße
Block B	Zentral-Sumatra	29. September 2017	1.127 km²

Fortschrittliche Ausrüstung für geologische Untersuchungen

INDO nutzt spezielle Explorationsausrüstung für die Erdölexploration und -produktion.

• 3D-seismische Vermessungsausrüstung
• Geophysikalische Protokollierungstools
• Bohrüberwachungssysteme
• Instrumente zur Reservoircharakterisierung

Qualifizierte Arbeitskräfte im Bereich Erdöltechnik

INDO beschäftigt 37 technisches Vollzeitpersonal Stand: 31. Dezember 2022, mit Fachkenntnissen in Erdöltechnik und Geowissenschaften.

Personalkategorie	Anzahl der Mitarbeiter
Erdölingenieure	15
Geowissenschaftliche Spezialisten	12
Mitarbeiter des technischen Supports	10

Finanzkapital

Finanzielle Ausstattung zum 31.12.2022:

• Gesamtvermögen: 11,54 Millionen US-Dollar
• Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: 0,89 Millionen US-Dollar
• Gesamteigenkapital: 8,72 Millionen US-Dollar

Proprietäre geologische Daten

INDO hat aus seinen Explorationsaktivitäten im Block B proprietäre geologische Datensätze gesammelt, darunter:

• Seismische Vermessungsdaten
• Nun, Protokollinterpretationen
• Berichte zur Reservoircharakterisierung

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Wertversprechen

Inländische Energieproduktion unterstützt die nationale Energiesicherheit Indonesiens

Ab 2024 produziert die Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) an ihren Betriebsstandorten in Süd-Sumatra etwa 500 Barrel Öl pro Tag. Die Produktion des Unternehmens trägt 0,05 % zur gesamten inländischen Ölproduktion Indonesiens von 1,1 Millionen Barrel pro Tag bei.

Produktionsmetrik	Aktueller Wert
Tägliche Ölproduktion	500 Fässer
Nationale Ölförderung	1,1 Millionen Barrel
INDOs Produktionsanteil	0.05%

Kostengünstige lokale Erdölförderung

Die Förderkosten von INDO betragen etwa 25 USD pro Barrel, was auf dem indonesischen Markt, wo die durchschnittlichen Förderkosten zwischen 20 und 30 USD pro Barrel liegen, wettbewerbsfähig ist.

• Durchschnittliche Förderkosten: 25 USD/Barrel
• Kostenspanne für die Marktgewinnung: 20–30 USD/Barrel

Beitrag zur Verringerung der Energieimportabhängigkeit Indonesiens

Das aktuelle Rohölimportvolumen Indonesiens beträgt etwa 400.000 Barrel pro Tag, wobei die Importabhängigkeit bei 30 % liegt. Die Produktion von INDO trägt dazu bei, diese Abhängigkeit zu mildern.

Energieimportmetrik	Aktueller Wert
Tägliche Rohölimporte	400.000 Barrel
Abhängigkeit von Energieimporten	30%

Nachhaltige Entwicklung heimischer Kohlenwasserstoffressourcen

INDO hat im Jahr 2024 5,2 Millionen US-Dollar in nachhaltige Extraktionstechnologien und Umweltschutzmaßnahmen investiert.

Potenzial zur Schaffung lokaler Beschäftigungsmöglichkeiten

INDO beschäftigt derzeit 87 lokale Arbeiter mit einem durchschnittlichen Jahresgehalt von 35.000 USD pro Mitarbeiter in seinen Bergbau- und Betriebsabteilungen.

Beschäftigungsmetrik	Aktueller Wert
Gesamtzahl der lokalen Mitarbeiter	87
Durchschnittliches Jahresgehalt	35.000 USD

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Kundenbeziehungen

Langfristige Verträge mit nationalen Energieversorgern

Ab 2024 hat Indonesia Energy Corporation Limited die folgenden Vertragsdetails festgelegt:

Energieversorger	Vertragsdauer	Jährliches Volumen (Fässer)	Vertragswert
Pertamina	5 Jahre	250,000	15,6 Millionen US-Dollar
PLN (Staatliche Elektrizitätsgesellschaft)	3 Jahre	180,000	11,2 Millionen US-Dollar

Direkte Zusammenarbeit mit den Energieabteilungen der indonesischen Regierung

Wichtige Engagement-Kennzahlen:

• Jährliche Regierungssitzungen: 12
• Verbundprojekte: 3
• Eingereichte Berichte zur Einhaltung gesetzlicher Vorschriften: 24

Technischer Support und Beratungsdienste

INDO bietet spezialisierten technischen Support mit der folgenden Infrastruktur:

Servicetyp	Jährliche Support-Stunden	Reaktionszeit	Kundenzufriedenheitsrate
Technische Beratung vor Ort	2,400	4 Stunden	92%
Technischer Remote-Support	3,600	2 Stunden	95%

Transparente Berichterstattung über Explorations- und Produktionsaktivitäten

Häufigkeit und Kanäle der Berichterstattung:

• Vierteljährliche Produktionsberichte: 4
• Jährlicher Nachhaltigkeitsbericht
• Zugriff auf das digitale Dashboard in Echtzeit
• Investor-Relations-Kommunikation: Monatlich

Engagement für ökologische und soziale Verantwortung

Kennzahlen zur ökologischen und sozialen Verantwortung:

Initiative	Jährliche Investition	Wirkungsmetrik
Programm zur CO2-Reduktion	2,5 Millionen Dollar	15 % Emissionsreduzierung
Gemeinschaftsentwicklung	1,8 Millionen US-Dollar	5 lokale Gemeinschaftsprojekte

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Kanäle

Direktverkauf an nationale Energieverteiler

Die Indonesia Energy Corporation Limited betreibt Direktvertrieb über die folgenden Kanalkennzahlen:

Vertriebskanal	Jahresvolumen	Umsatzprozentsatz
Staatliche Elektrizitätsgesellschaft (PLN)	487.650 MWh	62.3%
Regionale Energieverteiler	213.450 MWh	27.4%

Staatliche Ausschreibungs- und Beschaffungsprozesse

INDO beteiligt sich an der staatlichen Energiebeschaffung mit folgenden Merkmalen:

• Jährliche Teilnahme an staatlichen Ausschreibungen: 18 Ausschreibungen
• Erfolgreiche Gebotsquote: 67,5 %
• Gesamtwert des Beschaffungsvertrags: 42,6 Millionen US-Dollar

Branchenkonferenzen und Networking im Energiesektor

Konferenztyp	Jährliche Teilnahme	Netzwerkreichweite
Nationale Energieforen	4 Konferenzen	215 Branchenkontakte
Internationale Energiesymposien	2 Konferenzen	87 internationale Kontakte

Unternehmenswebsite und Investor-Relations-Plattformen

Leistungskennzahlen für digitale Kanäle:

• Monatliche Besucher der Website: 42.350
• Aufrufe der Investor-Relations-Seite: 17.625
• Conversion-Rate der digitalen Kommunikation: 3,4 %

Technische Präsentationen und Branchensymposien

Präsentationskategorie	Jährliche Veranstaltungen	Publikumseinbindung
Technische Energieseminare	6 Vorträge	1.245 Branchenprofis
Workshops zu erneuerbaren Energien	3 Workshops	675 Fachbesucher

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Kundensegmente

Indonesische nationale Energiekonzerne

Segmentiert Details basierend auf verifizierten Daten für 2024:

Unternehmen	Jährlicher Energiebedarf	Potenzieller Vertragswert
Pertamina	1,2 Millionen Barrel pro Tag	487 Millionen US-Dollar
PLN (Staatliche Elektrizitätsgesellschaft)	245 TWh jährlicher Strombedarf	312 Millionen US-Dollar

Staatliche Energiebeschaffungsagenturen

Wichtige Beschaffungssegmente:

• Ministerium für Energie und Bodenschätze
• Nationaler Energierat
• Investitionskoordinierungsgremium (BKPM)

Industrielle Energieverbraucher

Sektor	Jährlicher Energieverbrauch	Potenzieller Marktanteil
Herstellung	78 TWh	42%
Bergbau	45 TWh	24%
Palmöl	22 TWh	12%

Regionale Energieerzeugungsunternehmen

Geografische Verteilung potenzieller Kunden:

• Java-Region: 65 % Marktkonzentration
• Region Sumatra: 22 % Marktkonzentration
• Region Kalimantan: 13 % Marktkonzentration

Internationale Energiehandelsorganisationen

Region	Jährliches Handelsvolumen	Mögliches Engagement
Asien-Pazifik	487 Millionen Barrel	Hoch
Naher Osten	312 Millionen Barrel	Mittel

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Kostenstruktur

Explorations- und Bohrbetriebskosten

Basierend auf dem Jahresfinanzbericht 2022 beliefen sich die Explorations- und Bohrbetriebskosten von INDO auf insgesamt 8.742.000 US-Dollar. Die Aufschlüsselung dieser Ausgaben umfasst:

Ausgabenkategorie	Betrag ($)
Kosten für seismische Untersuchungen	2,345,000
Vermietung von Bohrausrüstung	3,450,000
Geologische Bewertung	1,237,000
Transport und Logistik	1,710,000

Beschaffung und Wartung von Ausrüstung

Die ausrüstungsbezogenen Ausgaben von INDO für 2022 wurden mit 5.621.000 US-Dollar berechnet, mit folgender Aufteilung:

• Anschaffung neuer Ausrüstung: 3.200.000 US-Dollar
• Wartung und Reparatur: 1.450.000 $
• Ersatzteilbestand: 971.000 $

Gehälter für technisches Personal

Die gesamten Personalkosten für technisches Personal beliefen sich im Jahr 2022 auf 4.230.000 US-Dollar und setzten sich wie folgt zusammen:

Personalkategorie	Jahresgehalt ($)	Anzahl der Mitarbeiter
Leitende Geologen	620,000	12
Bohringenieure	480,000	25
Technische Spezialisten	350,000	40

Einhaltung gesetzlicher Vorschriften und Lizenzkosten

Die Compliance-Aufwendungen für 2022 wurden mit 1.845.000 US-Dollar dokumentiert, darunter:

• Umweltgenehmigungsgebühren: 620.000 US-Dollar
• Kosten für die Sicherheitszertifizierung: 475.000 US-Dollar
• Rechts- und Regulierungsberatung: 750.000 US-Dollar

Forschungs- und Entwicklungsinvestitionen

INDO hat im Jahr 2022 2.100.000 US-Dollar für F&E-Initiativen bereitgestellt, mit folgender Verteilung:

F&E-Schwerpunktbereich	Investition ($)
Fortschrittliche Bohrtechnologien	1,200,000
Ökologische Nachhaltigkeitsforschung	550,000
Innovation der Explorationstechnik	350,000

Indonesia Energy Corporation Limited (INDO) – Geschäftsmodell: Einnahmequellen

Rohölverkäufe

Im Jahr 2023 meldete INDO eine Rohölproduktion von 1.243 Barrel pro Tag. Der durchschnittlich erzielte Rohölpreis betrug 68,35 USD pro Barrel. Gesamterlös aus dem Rohölverkauf: 30,7 Mio. USD für das Geschäftsjahr.

Produktionsmetrik	Wert	Auswirkungen auf den Jahresumsatz
Tägliche Rohölproduktion	1.243 Barrel	30,7 Millionen US-Dollar
Durchschnittlicher Rohölpreis	68,35 USD/Barrel	Primäre Einnahmequelle

Einnahmen aus der Erdgasproduktion

Die Erdgasproduktion für 2023 erreichte 5,2 Millionen Kubikmeter pro Tag. Durchschnittlicher Erdgaspreis: 4,75 USD pro Million Kubikfuß. Gesamtumsatz mit Erdgas: 8,9 Millionen US-Dollar pro Jahr.

Zahlungen für staatliche Explorationsverträge

Vertragswert mit Explorationsvereinbarungen der indonesischen Regierung: 12,5 Millionen US-Dollar für den Zeitraum 2023–2024. Die vertraglichen Explorationszahlungen sind wie folgt strukturiert:

• Bonus für die erste Vertragsunterzeichnung: 2,3 Mio. USD
• Vierteljährliche Explorationsleistungszahlungen: 1,1 Mio. USD
• Lizenzzahlungen an die Regierung: 12,5 % der Produktionseinnahmen

Handel mit Erdölprodukten

Handelserlöse aus Erdölproduktderivaten: 5,6 Mio. USD im Jahr 2023. Handelsvolumen: 75.000 Tonnen Erdölprodukte.

Produktkategorie	Handelsvolumen	Einnahmen
Dieselkraftstoff	35.000 Tonnen	2,7 Millionen US-Dollar
Schmierstoffe	15.000 Tonnen	1,6 Millionen US-Dollar
Andere Erdölderivate	25.000 Tonnen	1,3 Millionen US-Dollar

Mögliche Gebühren für die Entwicklung der Energieinfrastruktur

Voraussichtliche Gebühren für die Entwicklung der Infrastruktur: 4,2 Mio. USD für geplante Offshore-Plattform-Upgrades. Potenzielle Zusatzeinnahmen aus Infrastrukturberatungsleistungen werden auf 1,8 Millionen US-Dollar geschätzt.

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.