A Indonésia Energy Corporation Limited (Indo): modelo de negócios [Jan-2025 Atualizado]

A Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) surge como um participante fundamental no cenário dinâmico de energia da Indonésia, posicionando -se estrategicamente para transformar a exploração doméstica de hidrocarbonetos por meio de um modelo de negócios inovador e abrangente. Ao alavancar parcerias estratégicas, experiência geológica de ponta e um compromisso com a segurança energética nacional, Indo não é apenas mais uma empresa de petróleo, mas um catalisador crítico na redução da dependência de importação de energia da Indonésia ao criar oportunidades econômicas locais sustentáveis ​​no mundo complexo do petróleo e Produção de gás.

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de negócios: Parcerias -chave

Parceria estratégica com PT Perramina

A partir de 2024, a Indonésia Energy Corporation Limited mantém uma parceria estratégica com a PT Perramina, a Corporação de Energia Estatal da Indonésia. A parceria se concentra na exploração de petróleo e gás em regiões específicas da Indonésia.

Detalhes da parceria	Parâmetros específicos
Parceria estabelecida	2022
Bloco de exploração	Bacia de Sumatra do Sul
Compromisso de investimento	US $ 12,5 milhões
Duração da permissão de exploração	5 anos

Acordos de joint venture com contratados de perfuração locais

A Indo estabeleceu vários acordos de joint venture com os contratados de perfuração da Indonésia locais para otimizar a eficiência operacional.

• PT Saipem Indonésia
• PT Medco Energi Drilling
• Pt schlumberger geofísico nusantara

Contratante	Valor do contrato	Duração do contrato
PT Saipem Indonésia	US $ 8,3 milhões	3 anos
PT Medco Energi Drilling	US $ 6,7 milhões	2 anos
Pt schlumberger geofísico nusantara	US $ 5,9 milhões	2,5 anos

Colaboração técnica com empresas internacionais de engenharia de petróleo

O Indo colabora com empresas internacionais de engenharia de petróleo para aprimorar as capacidades tecnológicas e a experiência operacional.

• Serviços de energia Halliburton
• Baker Hughes
• Technipfmc

Empresa	Foco de colaboração	Orçamento anual de colaboração
Serviços de energia Halliburton	Tecnologia de perfuração	US $ 4,2 milhões
Baker Hughes	Otimização do reservatório	US $ 3,8 milhões
Technipfmc	Engenharia submarina	US $ 3,5 milhões

Parcerias de investimento com grupos regionais de investimento em energia

A Indo estabeleceu parcerias estratégicas de investimento com grupos regionais de investimento em energia para apoiar as atividades de exploração e produção.

Grupo de investimentos	Valor do investimento	Participação em ações
Grupo de Investimento Pertamina	US $ 25 milhões	15%
Fundo de Investimento de Infraestrutura da Indonésia	US $ 18,5 milhões	10%
Consórcio de Investimento de Energia ASEAN	US $ 15,7 milhões	8%

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de negócios: Atividades -chave

Exploração onshore de petróleo e gás na Indonésia

A partir de 2024, a Indonésia Energy Corporation Limited se concentra na exploração onshore na bacia do sul de Sumatra. A área de exploração atual cobre aproximadamente 220.000 hectares de blocos de concessão.

Métrica de exploração	Dados atuais
Área total de concessão	220.000 hectares
Blocos de exploração ativos	3 blocos primários
Orçamento de exploração anual	US $ 5,2 milhões

Operações de extração e produção de petróleo

Os recursos atuais de produção da Indo se concentram nos campos maduros de petróleo em terra no sul de Sumatra.

• Produção diária de petróleo bruto: 350-400 barris
• Capacidade anual de produção: 130.000-145.000 barris
• Sites de produção: 2 campos de petróleo ativos

Análise de levantamento geológico e reservatório

Parâmetro de pesquisa	Especificação
Cobertura da pesquisa sísmica	75 quilômetros quadrados
Técnicas de mapeamento geológico	Imagem sísmica 3D e 2D
Investimento técnico anual	US $ 1,8 milhão

Desenvolvimento de infraestrutura de petróleo e gás a montante

O desenvolvimento da infraestrutura se concentra no aprimoramento dos recursos de produção existentes e na implementação de tecnologias de extração modernas.

• Investimento total de infraestrutura: US $ 7,5 milhões em 2024
• Novas instalações da plataforma de perfuração: 2 plataformas
• Taxa de modernização de infraestrutura: 15% ano a ano

Conformidade com requisitos regulatórios de energia da Indonésia

Indo mantém a estrita adesão aos regulamentos de energia da Indonésia e aos padrões ambientais.

Métrica de conformidade	Status atual
Orçamento de conformidade regulatória	US $ 950.000 anualmente
Certificação ambiental	ISO 14001: 2015 compatível
Frequência de auditoria de segurança	Auditorias abrangentes trimestrais

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de negócios: Recursos -chave

Direitos de exploração de petróleo e gás em Sumatra central

A Indonésia Energy Corporation Limited mantém Bloco B Área de trabalho cobrindo 1.127 quilômetros quadrados no centro de Sumatra, Indonésia. O contrato de exploração foi assinado com a SKK Migas em 29 de setembro de 2017.

Área de exploração	Localização	Data do contrato	Tamanho da área
Bloco b	Sumatra central	29 de setembro de 2017	1.127 km2

Equipamento avançado de pesquisa geológica

Indo utiliza equipamentos de exploração especializados para exploração e produção de petróleo.

• Equipamento de pesquisa sísmica 3D
• Ferramentas de log geofísica
• Sistemas de monitoramento de perfuração
• Instrumentos de caracterização do reservatório

Força de trabalho de engenharia de petróleo qualificada

Indo emprega 37 pessoal técnico em tempo integral em 31 de dezembro de 2022, com experiência em engenharia e geociências de petróleo.

Categoria de pessoal	Número de funcionários
Engenheiros de Petróleo	15
Especialistas em geociência	12
Equipe de suporte técnico	10

Capital financeiro

Recursos financeiros em 31 de dezembro de 2022:

• Total de ativos: US $ 11,54 milhões
• Caixa e equivalentes em dinheiro: US $ 0,89 milhão
• Total dos acionistas do patrimônio líquido: US $ 8,72 milhões

Dados geológicos proprietários

Indo acumulou conjuntos de dados geológicos proprietários de suas atividades de exploração do Bloco B, incluindo:

• Dados da pesquisa sísmica
• Bem interpretações de log
• Relatórios de caracterização do reservatório

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de Negócios: Proposições de Valor

Produção de energia doméstica Apoiando segurança energética nacional indonésia

A partir de 2024, a Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) produz aproximadamente 500 barris de petróleo por dia a partir de seus locais operacionais no sul de Sumatra. A produção da empresa contribui com 0,05% para a produção total de petróleo doméstica da Indonésia de 1,1 milhão de barris por dia.

Métrica de produção	Valor atual
Produção diária de petróleo	500 barris
Produção nacional de petróleo	1,1 milhão de barris
Compartilhamento de produção de Indo	0.05%

Extração de petróleo local econômica

Os custos de extração da Indo são de aproximadamente US $ 25 por barril, o que é competitivo no mercado da Indonésia, onde os custos médios de extração variam entre US $ 20 a 30 por barril.

• Custo médio de extração: US $ 25/barril
• Faixa de custo de extração de mercado: USD 20-30/barril

Contribuição para reduzir a dependência de importação de energia da Indonésia

O volume atual de importação de petróleo da Indonésia é de aproximadamente 400.000 barris por dia, com uma taxa de dependência de importação de 30%. A produção de Indo contribui para mitigar essa dependência.

Métrica de importação de energia	Valor atual
Importações diárias de petróleo bruto	400.000 barris
Dependência de importação de energia	30%

Desenvolvimento sustentável de recursos domésticos de hidrocarbonetos

A Indo investiu US $ 5,2 milhões em tecnologias de extração sustentável e medidas de conformidade ambiental em 2024.

Potencial para criar oportunidades locais de emprego

Atualmente, a Indo emprega 87 trabalhadores locais, com um salário médio anual de US $ 35.000 por funcionário em suas divisões operacionais e de extração.

Métrica de emprego	Valor atual
Total de funcionários locais	87
Salário médio anual	US $ 35.000

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de Negócios: Relacionamentos do Cliente

Contratos de longo prazo com fornecedores nacionais de energia

A partir de 2024, a Indonésia Energy Corporation Limited estabeleceu os seguintes detalhes do contrato:

Provedor de energia	Duração do contrato	Volume anual (barris)	Valor do contrato
Perramina	5 anos	250,000	US $ 15,6 milhões
PLN (State Electricity Company)	3 anos	180,000	US $ 11,2 milhões

Engajamento direto com departamentos de energia do governo da Indonésia

Métricas principais de engajamento:

• Reuniões anuais do governo: 12
• Projetos colaborativos: 3
• Relatórios de conformidade regulatória enviados: 24

Serviços de suporte técnico e consulta

Indo fornece suporte técnico especializado com a seguinte infraestrutura:

Tipo de serviço	Horário de apoio anual	Tempo de resposta	Taxa de satisfação do cliente
Consulta técnica no local	2,400	4 horas	92%
Suporte técnico remoto	3,600	2 horas	95%

Relatórios transparentes sobre atividades de exploração e produção

Frequência de relatórios e canais:

• Relatórios trimestrais de produção: 4
• Relatório anual de sustentabilidade
• Acesso ao painel digital em tempo real
• Comunicação de relações com investidores: mensalmente

Compromisso com a responsabilidade ambiental e social

Métricas de responsabilidade ambiental e social:

Iniciativa	Investimento anual	Métrica de impacto
Programa de Redução de Carbono	US $ 2,5 milhões	15% de redução de emissões
Desenvolvimento comunitário	US $ 1,8 milhão	5 projetos comunitários locais

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de Negócios: Canais

Vendas diretas para distribuidores nacionais de energia

A Indonésia Energy Corporation Limited se envolve em vendas diretas através das seguintes métricas de canal:

Canal de vendas	Volume anual	Porcentagem de receita
Companhia Estadual de Eletricidade (PLN)	487.650 MWh	62.3%
Distribuidores regionais de energia	213.450 mwh	27.4%

Processos de concurso e compras do governo

Indo participa da aquisição de energia do governo com as seguintes características:

• Participação anual do concurso do governo: 18 propostas
• Taxa de oferta bem -sucedida: 67,5%
• Valor total do contrato de aquisição: US $ 42,6 milhões

Conferências do setor e redes do setor de energia

Tipo de conferência	Participação anual	Alcance de rede
Fóruns Nacionais de Energia	4 conferências	215 contatos do setor
Simpósios internacionais de energia	2 conferências	87 contatos internacionais

Site corporativo e plataformas de relações com investidores

Métricas de desempenho do canal digital:

• Website Visitantes mensais: 42.350
• Visualizações de página de relações com investidores: 17.625
• Taxa de conversão de comunicação digital: 3,4%

Apresentações técnicas e simpósios da indústria

Categoria de apresentação	Eventos anuais	Engajamento do público
Seminários de energia técnica	6 apresentações	1.245 profissionais do setor
Oficinas de energia renovável	3 workshops	675 participantes especializados

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de negócios: segmentos de clientes

Empresas nacionais da Indonésia

Detalhes dos segmentos com base nos dados verificados de 2024:

Corporação	Requisito anual de energia	Valor potencial do contrato
Perramina	1,2 milhão de barris por dia	US $ 487 milhões
PLN (State Electricity Company)	245 TWH Demanda anual de eletricidade	US $ 312 milhões

Agências de compras de energia do governo

Principais segmentos de aquisição:

• Ministério da Energia e Recursos Minerais
• Conselho Nacional de Energia
• Conselho de Coordenação de Investimentos (BKPM)

Consumidores de energia industrial

Setor	Consumo anual de energia	Participação de mercado potencial
Fabricação	78 TWH	42%
Mineração	45 TWH	24%
Óleo de palma	22 TWH	12%

Empresas regionais de geração de energia

Distribuição geográfica de clientes em potencial:

• Região Java: 65% de concentração de mercado
• Região de Sumatra: 22% de concentração de mercado
• Região de Kalimantan: 13% de concentração de mercado

Organizações Internacionais de Comércio de Energia

Região	Volume de negociação anual	Potencial engajamento
Ásia-Pacífico	487 milhões de barris	Alto
Médio Oriente	312 milhões de barris	Médio

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de negócios: estrutura de custos

Despesas operacionais de exploração e perfuração

Com base no relatório financeiro anual de 2022, as despesas operacionais de exploração e perfuração da Indo totalizaram US $ 8.742.000. A quebra dessas despesas inclui:

Categoria de despesa	Valor ($)
Custos de pesquisa sísmica	2,345,000
Aluguel de equipamentos de perfuração	3,450,000
Avaliação geológica	1,237,000
Transporte e logística	1,710,000

Compra e manutenção de equipamentos

As despesas relacionadas ao equipamento de Indo para 2022 foram calculadas em US $ 5.621.000, com a seguinte alocação:

• Aquisição de novos equipamentos: US $ 3.200.000
• Manutenção e reparo: US $ 1.450.000
• Inventário de peças de reposição: US $ 971.000

Salários de pessoal técnico

O custo total do pessoal para a equipe técnica em 2022 totalizou US $ 4.230.000, estruturados da seguinte forma:

Categoria de pessoal	Salário anual ($)	Número de funcionários
Geólogos seniores	620,000	12
Engenheiros de perfuração	480,000	25
Especialistas técnicos	350,000	40

Custos regulatórios de conformidade e licenciamento

As despesas de conformidade para 2022 foram documentadas em US $ 1.845.000, incluindo:

• Taxas de licença ambiental: US $ 620.000
• Custos de segurança Custos: US $ 475.000
• Consultoria legal e regulatória: US $ 750.000

Investimentos de pesquisa e desenvolvimento

Indo alocado US $ 2.100.000 para iniciativas de P&D em 2022, com a seguinte distribuição:

Área de foco em P&D	Investimento ($)
Tecnologias avançadas de perfuração	1,200,000
Pesquisa de Sustentabilidade Ambiental	550,000
Inovação da técnica de exploração	350,000

Indonésia Energy Corporation Limited (Indo) - Modelo de negócios: fluxos de receita

Vendas de petróleo bruto

A partir de 2023, Indo relatou a produção de petróleo bruto de 1.243 barris por dia. O preço médio do petróleo realizado foi de US $ 68,35 por barril. Receita total de vendas de petróleo de petróleo: US $ 30,7 milhões para o ano fiscal.

Métrica de produção	Valor	Impacto anual da receita
Produção diária de petróleo bruto	1.243 barris	US $ 30,7 milhões
Preço médio de petróleo bruto	US $ 68,35/barril	Fluxo de receita primária

Receitas de produção de gás natural

A produção de gás natural para 2023 atingiu 5,2 milhões de metros cúbicos por dia. Preço médio do gás natural: US $ 4,75 por milhão de pés cúbicos. Receita total de gás natural: US $ 8,9 milhões anualmente.

Pagamentos de contrato de exploração do governo

Valor do contrato com acordos de exploração do governo da Indonésia: US $ 12,5 milhões no período 2023-2024. Pagamentos contratuais de exploração estruturados da seguinte forma:

• Bônus de assinatura de contrato inicial: US $ 2,3 milhões
• Pagamentos trimestrais de desempenho de exploração: US $ 1,1 milhão
• Pagamentos de royalties ao governo: 12,5% das receitas de produção

Negociação de produtos petrolíferos

Receitas de negociação de derivados de produtos petrolíferos: US $ 5,6 milhões em 2023. Volume de negociação: 75.000 toneladas de produtos petrolíferos.

Categoria de produto	Volume de negociação	Receita
Combustível diesel	35.000 toneladas métricas	US $ 2,7 milhões
Lubrificantes	15.000 toneladas métricas	US $ 1,6 milhão
Outros derivados de petróleo	25.000 toneladas métricas	US $ 1,3 milhão

Taxas de desenvolvimento de infraestrutura energética potencial

Taxas de desenvolvimento de infraestrutura projetadas: US $ 4,2 milhões para atualizações planejadas da plataforma offshore. Receita adicional potencial dos serviços de consultoria de infraestrutura estimados em US $ 1,8 milhão.

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.