Laporan Keuangan Konsolidasi 2012(Audited)

PT PERTAMINA (PERSERO) DANENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES

LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN/CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS

31 DESEMBER 2012 DAN 2011/31 DECEMBER 2012 AND 2011

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES

Lampiran 1/1 Schedule

Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yangtidak terpisahkan dari laporan keuangan konsolidasian ini.

The accompanying notes form an integral part of these consolidatedfinancial statements.

LAPORAN POSISI KEUANGANKONSOLIDASIAN31 DESEMBER 2012 DAN 2011DAN 1 JANUARI 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OFFINANCIAL POSITION

AS AT 31 DECEMBER 2012 AND 2011AND 1 JANUARY 2011

(Expressed in thousands of US Dollar,unless otherwise stated)

Catatan/ 1 Januari/Notes 2012 2011* January 2011*

ASET ASSETSASET LANCAR CURRENT ASSETSKas dan setara kas 2e,6 4,295,373 3,199,325 2,336,689 Cash and cash equivalentsKas yang dibatasi

penggunaannya 2e,7 172,788 128,009 325,837 Restricted cashInvestasi jangka pendek 2f 66,223 169,835 189,070 Short-term investmentsInvestasi jangka panjang - Long-term investments -

bagian lancar 2k,11 103,413 110,278 111,222 current portionPiutang usaha Trade receivables

Pihak yang berelasi 2d,2g,2h,41a 2,246,090 2,171,989 904,480 Related partiesPihak ketiga 2g,2h,8 1,609,266 1,369,773 1,336,746 Third parties

Piutang dari Pemerintah - Due from the Governmentbagian lancar 9 2,714,526 1,828,857 1,253,486 - current portion

Piutang lain-lain Other receivablesPihak yang berelasi 2d,2g,2h,41b 291,930 20,159 316,683 Related partiesPihak ketiga 2g,2h 677,771 396,661 672,654 Third parties

Persediaan 2i,10 8,961,211 7,778,112 6,514,638 InventoriesPajak dibayar di muka - bagian Prepaid taxes

lancar 2t,40a 405,314 306,909 273,994 - current portionBiaya dibayar di muka dan Prepayments

uang muka 2j 481,727 158,076 75,512 and advancesUang muka dividen 26 - - 166,834 Dividend advances

Jumlah Aset Lancar 22,025,632 17,637,983 14,477,845 Total Current Assets

ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETSPiutang dari Pemerintah 2g,9 - 77,021 233,165 Due from the GovernmentAset pajak tangguhan 2t,40e 896,683 926,682 748,286 Deferred tax assetsInvestasi jangka panjang - Long-term investments -

dikurangi bagian lancar 2k,11 650,493 625,280 645,083 net of current portionAset tetap 2l,2m,2v,12 7,972,593 7,730,143 7,249,072 Fixed assetsAset minyak dan gas 2m,2n,2p, Oil & gas and geothermal

serta panas bumi 2v,13 7,391,494 5,371,993 4,499,468 propertiesPajak dibayar di muka - dikurangi Prepaid taxes -

bagian lancar 2t,40a 1,662,787 2,179,343 1,860,072 net of current portionAset lain-lain 2v,14 282,678 375,198 291,354 Other assets

Jumlah Aset Tidak Lancar 18,856,728 17,285,660 15,526,500 Total Non-Current Assets

JUMLAH ASET 40,882,360 34,923,643 30,004,345 TOTAL ASSETS`

* Disajikan kembali (lihat Catatan 4) As restated (refer to Note 4) *










LIABILITAS LIABILITIESLIABILITAS JANGKA PENDEK SHORT-TERM LIABILITIESPinjaman jangka pendek 15 3,843,002 2,923,096 2,141,950 Short-term loansUtang usaha Trade payables

Pihak yang berelasi 2d,2o,41c 148,027 142,956 129,145 Related partiesPihak ketiga 2o,16 4,597,349 3,989,163 3,489,621 Third parties

Utang kepada Pemerintah yang Due to the Government -jatuh tempo dalam satu tahun 17 2,166,793 2,468,155 2,057,342 current portion

Utang pajak 2t,40b 533,877 686,999 708,246 Taxes payableBeban yang masih harus dibayar 18 1,569,283 1,373,527 1,024,478 Accrued expensesLiabilitas jangka panjang yang Long-term liabilities

jatuh tempo dalam satu tahun 2m,19 489,347 673,203 682,863 - current portionUtang lain-lain Other payables

Pihak yang berelasi 2d,2o,41d 72,668 66,425 39,071 Related partiesPihak ketiga 2o 469,019 373,907 505,371 Third parties

Pendapatan tangguhan yang Deferred revenue -jatuh tempo dalam satu tahun 77,545 75,004 100,507 current portion

Jumlah Liabilitas Jangka Pendek 13,966,910 12,772,435 10,878,594 Total Short-Term Liabilities

LIABILITAS JANGKA PANJANG LONG-TERM LIABILITIESUtang kepada Pemerintah -

setelah dikurangi bagian yang Due to the Government - net ofjatuh tempo dalam satu tahun 17 196,002 209,369 237,446 current portion

Liabilitas pajak tangguhan 2t,40e 1,163,410 954,611 636,083 Deferred tax liabilitiesLiabilitas jangka panjang -

setelah dikurangibagian yang jatuh Long-term liabilities - nettempo dalam satu tahun 2m,19 1,383,916 1,741,604 2,072,907 of current portion

Utang obligasi 2f,20 3,937,935 1,465,711 - Bonds payablePenyisihan imbalan kerja karyawan 2r,21b 3,485,719 3,557,649 3,549,203 Provision for employee benefitsPenyisihan untuk biaya Provision for decommissioning

pembongkaran dan restorasi 2p,22 1,364,286 749,273 631,534 and site restorationPendapatan tangguhan - setelah

dikurangi bagian yang jatuh Deferred revenue - net oftempo dalam satu tahun 92,456 101,690 151,402 current portion

Utang jangka panjang lain-lain 98,945 88,691 79,425 Other non-current payables

Jumlah Liabilitas Jangka Panjang 11,722,669 8,868,598 7,358,000 Total Long-Term Liabilities

JUMLAH LIABILITAS 25,689,579 21,641,033 18,236,594 TOTAL LIABILITIES











EKUITAS EQUITYEkuitas yang dapat

diatribusikan kepada Equity attributable topemilik entitas induk owners of the parent

Modal saham Share capitalModal dasar - 200.000.000 Authorised - 200,000,000

saham biasa - nilai nominal ordinary shares at parRp1.000.000 (nilai penuh) value of Rp1,000,000per saham; (full amount) per share;Ditempatkan dan disetor - Issued and paid up -2012: 83.090.697 saham 2012: 83,090,697 shares2011: 82.569.779 saham 24 9,864,901 9,809,882 9,809,882 2011: 82,569,779 shares

Penyesuaian terhadapakun ekuitas 25i (2,647,666) (2,647,666) (2,647,666) Equity adjustments

Bantuan Pemerintah Government contributedyang belum ditentukan assets pending finalstatusnya 25ii 1,361 61,969 67,010 clarification of status

Komponen ekuitas lainnya (10,930) 351 6,643 Other equity componentsSaldo laba Retained earnings- Ditentukan penggunaannya 4,875,239 3,538,331 2,462,719 Appropriated -- Belum ditentukan

penggunaannya 3,032,833 2,444,869 1,999,992 Unappropriated -

15,115,738 13,207,736 11,698,580

Kepentingan non-pengendali 2c,23 77,043 74,874 69,171 Non-controlling interest

JUMLAH EKUITAS 15,192,781 13,282,610 11,767,751 TOTAL EQUITY

JUMLAH LIABILITAS DAN TOTAL LIABILITIESEKUITAS 40,882,360 34,923,643 30,004,345 AND EQUITY






LAPORAN LABA-RUGI KOMPREHENSIFKONSOLIDASIANUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OFCOMPREHENSIVE INCOME

FOR THE YEARS ENDED31 DECEMBER 2012 AND 2011


Catatan/Notes 2012 2011*

Penjualan dan Pendapatan Sales and Other OperatingUsaha Lainnya 2q Revenues

Penjualan dalam negeri minyak Domestic sales of crude oil,mentah, gas bumi, energi panas natural gas, geothermal energybumi dan hasil minyak 28 43,764,013 44,611,660 and oil products

Penggantian biaya subsidi Subsidy reimbursementsdari Pemerintah 29 21,923,958 17,860,494 from the Government

Penjualan ekspor minyak Export of crude oil,mentah, gas bumi dan hasil minyak 30 4,714,261 4,289,796 natural gas and oil products

Imbalan jasa pemasaran 110,930 150,707 Marketing feesPendapatan usaha dari aktivitas Revenues in relation to

operasi lainnya 31 411,278 384,784 other operating activities

JUMLAH PENJUALAN DAN TOTAL SALES AND OTHERPENDAPATAN USAHA LAINNYA 70,924,440 67,297,441 OPERATING REVENUES

Beban Pokok Penjualan dan Cost of Sales and OtherBeban Langsung Lainnya 2q Direct Costs

Beban pokok penjualan 32 (60,699,253) (57,165,899) Cost of goods soldBeban produksi hulu dan Upstream production and

lifting 33 (2,390,961) (2,003,134) lifting costsBeban eksplorasi 34 (376,030) (203,056) Exploration costsBeban dari aktivitas Expenses in relation to

operasi lainnya 35 (521,930) (534,152) other operating activities

JUMLAH BEBAN POKOK PENJUALAN TOTAL COST OF SALESDAN BEBAN LANGSUNG LAINNYA (63,988,174) (59,906,241) AND OTHER DIRECT COSTS

LABA KOTOR 6,936,266 7,391,200 GROSS PROFIT

Beban penjualan dan pemasaran 36 (1,150,825) (998,988) Selling and marketing expensesGeneral and

Beban umum dan administrasi 37 (1,021,223) (1,038,288) administrative expensesProvision for impairments of

Penyisihan penurunan nilai piutang (38,827) (679,594) receivablesPendapatan penalti atas keterlambatan Income from penalty on long

pembayaran oleh pelanggan 2q 12,081 89,286 overdue payments by customersLaba/(rugi) selisih kurs 40,452 (10,090) Foreign exchange gain/(loss)Pemulihan/(penyisihan) penurunan nilai Reversal/(provision) for impairment

aset minyak dan gas bumi 13 108,760 (188,990) of oil and gas propertiesPendapatan keuangan 38 132,040 118,095 Finance incomeBeban keuangan 38 (329,303) (287,396) Finance costsRugi bersih Share in net loss of

perusahaan asosiasi 2k,11 (1,693) (6,320) associatesPendapatan lain-lain - bersih 39 114,560 115,839 Other income - net

(2,133,978) (2,886,446)






LAPORAN LABA-RUGI KOMPREHENSIFKONSOLIDASIANUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OFCOMPREHENSIVE INCOME

FOR THE YEARS ENDED31 DECEMBER 2012 AND 2011


Catatan/Notes 2012 2011*

LABA SEBELUM BEBAN INCOME BEFORE INCOMEPAJAK PENGHASILAN 4,802,288 4,504,754 TAX EXPENSE

Beban pajak penghasilan 2t,40c (2,036,578) (2,099,452) Income tax expense

LABA TAHUN BERJALAN 2,765,710 2,405,302 INCOME FOR THE YEAR

Pendapatan Other comprehensivekomprehensif lainnya 2c, 2k (537) (8,728) income

Differences arising from translationSelisih kurs karena penjabaran laporan of foreign currency financial

keuangan dalam mata uang asing (13,631) 1,994 statements

Pendapatan komprehensif Other comprehensivelainnya, bersih setelah pajak (14,168) (6,734) income, net of tax

JUMLAH PENDAPATAN TOTAL COMPREHENSIVEKOMPREHENSIF 2,751,542 2,398,568 INCOME

Laba yang dapat diatribusikankepada: Income attributable to:Pemilik entitas induk 2,760,654 2,399,157 Owners of the parentKepentingan non-pengendali 2c 5,056 6,145 Non-controlling interest

Laba tahun berjalan 2,765,710 2,405,302 Income for the year

Jumlah pendapatan komprehensif Total comprehensive incomeyang dapat diatribusikan kepada: attributable to:Pemilik entitas induk 2,749,373 2,392,865 Owners of the parentKepentingan non-pengendali 2c 2,169 5,703 Non-controlling interest

Jumlah pendapatan komprehensif 2,751,542 2,398,568 Total comprehensive income




Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporankeuangan konsolidasian ini.

The accompanying notes form an integral part of these consolidated financial statements.

LAPORAN PERUBAHAN EKUITAS KONSOLIDASIANUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITYFOR THE YEARS ENDED

31 DECEMBER 2012 AND 2011(Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

Diatribusikan kepada pemilik entitas induk/Attributable to owners of the parent

Komponen ekuitas lainnya/Other equity components

Selisih kurskarena

penjabaranlaporan

Bantuan keuanganPemerintah dalamyang belum mata uangditentukan selain US$/

Modal statusnya/ Differencesditempatkan Penyesuaian Government arising from Pendapatan Saldo laba/Retained earnings Kepentingan

dan terhadap contributed translation of komprehensif non-disetor/ akun assets non US$ lainnya/ Belum pengendali/Issued ekuitas/ pending final currency Other Ditentukan ditentukan Non- Jumlah

Catatan/ and paid-up Equity clarification financial comprehensive penggunaannya/ penggunaannya/ Jumlah/ controlling ekuitas/Notes capital adjustments of status statements income Appropriated Unappropriated Total interest Total equity

Balance as ofSaldo 1 Januari 2011* 9,809,882 (2,647,666) 67,010 (17,483) 24,126 2,462,719 1,999,992 11,698,580 69,171 11,767,751 1 January 2011*

Selisih kurs karena Differences arisingpenjabaran laporan from translationkeuangan dalam of non US$ currencymata uang selain US$ 2s - - - (998) - - - (998) 2,992 1,994 financial statements

Pendapatan komprehensif Other comprehensivelainnya - - - - (5,294) - - (5,294) (3,434) (8,728) income

Penyesuaian terhadap Adjustment to thebantuan Pemerintah Government contributedyang belum ditentukan assets pending finalstatusnya - - (5,041) - - - - (5,041) - (5,041) clarification of status

Pembagian dividen 2z - - - - - - (829,812) (829,812) - (829,812) Dividends declared

Appropriations ofAlokasi cadangan wajib - - - - - 97,714 (97,714) - - - compulsory reserves

Appropriations ofAlokasi cadangan lainnya - - - - - 977,898 (977,898) - - - other reserves

Appropriations of net incomefor partnership and

Alokasi laba untuk program community developmentskemitraan dan bina lingkungan - - - - - - (48,856) (48,856) - (48,856) programs

Laba tahun berjalan - - - - - - 2,399,157 2,399,157 6,145 2,405,302 Income for the year

Balance as ofSaldo 31 Desember 2011* 9,809,882 (2,647,666) 61,969 (18,481) 18,832 3,538,331 2,444,869 13,207,736 74,874 13,282,610 31 December 2011*




Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporankeuangan konsolidasian ini.

The accompanying notes form an integral part of these consolidated financial statements.

LAPORAN PERUBAHAN EKUITAS KONSOLIDASIANUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITYFOR THE YEARS ENDED

31 DECEMBER 2012 AND 2011(Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

Diatribusikan kepada pemilik entitas induk/Attributable to owners of the parent

Komponen ekuitas lainnya/Other equity components

Selisih kurskarena

penjabaranlaporan

Bantuan keuanganPemerintah dalamyang belum mata uangditentukan selain US$/

Modal statusnya/ Differencesditempatkan Penyesuaian Government arising from Pendapatan Saldo laba/Retained earnings Kepentingan

dan terhadap contributed translation of komprehensif non-disetor/ akun assets non US$ lainnya/ Belum pengendali/Issued ekuitas/ pending final currency Other Ditentukan ditentukan Non- Jumlah

Catatan/ and paid-up Equity clarification financial comprehensive penggunaannya/ penggunaannya/ Jumlah/ controlling ekuitas/Notes capital adjustments of status statements income Appropriated Unappropriated Total interest Total equity

Balance as ofSaldo 31 Desember 2011* 9,809,882 (2,647,666) 61,969 (18,481) 18,832 3,538,331 2,444,869 13,207,736 74,874 13,282,610 31 December 2011*

Penetapan bantuan Pemerintah Approval of Governmentyang belum ditentukan contributed assets pendingstatusnya menjadi final clarification of statusmodal saham 25ii 55,019 - (61,969) - - - - (6,950) - (6,950) to share capital

Bantuan Pemerintah Government contributedyang belum ditentukan assets pending finalstatusnya 25ii - - 1,361 - - - - 1,361 - 1,361 clarification of status

Selisih kurs karena Differences arisingpenjabaran laporan from translationkeuangan dalam of non US$ currencymata uang selain US$ 2s - - - (13,052) - - - (13,052) (579) (13,631) financial statements

Pendapatan komprehensif Other comprehensivelainnya - - - - 1,771 - - 1,771 (2,308) (537) income

Pembagian dividen 2z - - - - - - (769,978) (769,978) - (769,978) Dividends declared:

Appropriations ofAlokasi cadangan wajib - - - - - 108,602 (108,602) - - - compulsory reserves

Appropriations ofAlokasi cadangan lainnya - - - - - 1,228,306 (1,228,306) - - - other reserves

Appropriations of net incomefor partnership and

Alokasi laba untuk program community developmentskemitraan dan bina lingkungan - - - - - - (65,804) (65,804) - (65,804) programs

Laba tahun berjalan - - - - - - 2,760,654 2,760,654 5,056 2,765,710 Income for the year

Balance as ofSaldo 31 Desember 2012 9,864,901 (2,647,666) 1,361 (31,533) 20,603 4,875,239 3,032,833 15,115,738 77,043 15,192,781 31 December 2012






LAPORAN ARUS KAS KONSOLIDASIANUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWFOR THE YEARS ENDED

31 DECEMBER 2012 AND 2011(Expressed in thousands of US Dollar,

unless otherwise stated)

2012 2011*

ARUS KAS DARI AKTIVITAS CASH FLOWS FROM OPERATINGOPERASI: ACTIVITIES:

Penerimaan kas dari pelanggan 46,519,820 44,763,727 Cash receipts from customersPenerimaan kas dari Pemerintah Cash receipts from Government

terkait subsidi dan imbalan in relation to subsidyjasa pemasaran 21,508,605 14,764,935 and marketing fee

Pembayaran kas kepada pemasok (44,204,230) (42,228,920) Cash paid to suppliersPembayaran kas kepada Pemerintah (18,746,608) (12,090,336) Cash paid to GovernmentPembayaran pajak penghasilan badan (2,369,577) (2,393,118) Corporate income tax paidPembayaran kas kepada pekerja Cash paid to employees

dan manajemen (1,353,929) (1,266,005) and managementPenerimaan dari restitusi pajak 477,300 272,540 Tax restitution receivedPenerimaan/(penempatan) dari kas yang Cash receipts/(placement)

dibatasi penggunaannya (109,099) 108,067 from restricted cashPenerimaan bunga 70,618 43,744 Interest received

Arus kas bersih yang diperoleh Net cash generated fromdari aktivitas operasi 1,792,900 1,974,634 operating activities

ARUS KAS DARI AKTIVITAS CASH FLOWS FROM INVESTINGINVESTASI: ACTIVITIES:

Pembelian aset minyak dan gas Purchases of oil & gas andserta panas bumi (1,577,376) (1,280,487) geothermal properties

Pembelian aset tetap (729,338) (1,084,473) Purchases of fixed assetsPembayaran aset eksplorasi Payments of exploration

dan evaluasi (159,580) (1,916) and evaluation assetsPembayaran uang muka Advance payment

akuisisi bisnis (283,725) - for business acquisitionPelunasan dari investasi Repayment from investment

Medium Term Notes 104,650 113,299 in Medium Term NotesHasil dari pelepasan investasi jangka Proceeds from disposal of

pendek 100,022 71,129 short-term investmentHasil dari pelepasan investasi jangka Proceeds from disposal of

panjang - 1,468 long-term investmentPenempatan investasi jangka pendek - (51,894) Placement in short-term investmentsPenempatan investasi jangka panjang (108,834) (76,680) Placement in long-term investmentsPenerimaan bunga dari investasi 63,859 74,351 Interest received from investmentHasil dari penjualan aset tetap 11,519 22,739 Proceeds from sale of fixed assetsPenerimaan dividen dari Dividend received from

perusahaan asosiasi 725 3,384 associated companies

Arus kas bersih yang digunakanuntuk aktivitas investasi (2,578,078) (2,209,080) Net cash used in investing activities






LAPORAN ARUS KAS KONSOLIDASIANUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWFOR THE YEARS ENDED

31 DECEMBER 2012 AND 2011(Expressed in thousands of US Dollar,

unless otherwise stated)

2012 2011*

ARUS KAS DARI AKTIVITAS CASH FLOWS FROM FINANCINGPENDANAAN: ACTIVITIES:

Penerimaan dari pinjaman jangka pendek 11,856,432 11,111,987 Proceeds from short-term loansPenerimaan dari penerbitan obligasi 2,500,000 1,500,000 Proceeds from issuance of bondsPenerimaan dari pinjaman jangka panjang 696,383 178,875 Proceeds from long-term loansPenerimaan dari kas yang Cash receipts from restricted

dibatasi penggunaannya 64,320 89,760 cashPembayaran beban keuangan (304,005) (230,583) Payments of finance costsPembayaran dividen (763,697) (662,978) Payments of dividendPelunasan pinjaman jangka panjang (1,083,757) (519,838) Repayments of long-term loansPelunasan pinjaman jangka pendek (10,955,949) (10,330,841) Repayments of short-term loans

Arus kas bersih yang diperoleh dari Net cash generated from financingaktivitas pendanaan 2,009,727 1,136,382 activities

KENAIKAN BERSIH NET INCREASE IN CASH ANDKAS DAN SETARA KAS 1,224,549 901,936 CASH EQUIVALENTS

Efek perubahan nilai kurs pada Effect of exchange rate changeskas dan setara kas (128,501) (39,300) on cash and cash equivalents

SALDO KAS DAN SETARA KAS CASH AND CASH EQUIVALENTS ATPADA AWAL TAHUN 3,199,325 2,336,689 THE BEGINNING OF THE YEAR

SALDO KAS DAN SETARA KAS CASH AND CASH EQUIVALENTS ATPADA AKHIR TAHUN 4,295,373 3,199,325 THE END OF THE YEAR



Lampiran 5/1 ScheduleCATATAN ATASLAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN31 DESEMBER 2012 DAN 2011DAN 1 JANUARI 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)

NOTES TOTHE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS

31 DECEMBER 2012 AND 2011AND 1 JANUARY 2011


1. UMUM 1. GENERAL

a. PT Pertamina (Persero) (Perusahaan) a. PT Pertamina (Persero) (the Company)

i. Profil Perusahaan i. Company Profile

PT Pertamina (Persero) (“Perusahaan”)didirikan sesuai dengan Akta NotarisLenny Janis Ishak, S.H., No. 20 tanggal17 September 2003. PendirianPerusahaan didasarkan pada Undang-undang No. 1 Tahun 1995 tentangPerseroan Terbatas (PT), Undang-undang No. 19 Tahun 2003 tentangBadan Usaha Milik Negara (“BUMN”),Peraturan Pemerintah No. 12 Tahun 1998tentang Perusahaan Perseroan (Persero)dan Peraturan Pemerintah No. 45 Tahun2001 tentang Perubahan atas PeraturanPemerintah No. 12 Tahun 1998.Pendirian Perusahaan sebagai perseroanterbatas merupakan tindak lanjut dariditerbitkannya Undang-undang No. 22Tahun 2001 tanggal 23 November 2001tentang Minyak dan Gas Bumi, danPeraturan Pemerintah No. 31 Tahun 2003tanggal 18 Juni 2003 (PP No. 31) tentangpengalihan bentuk PerusahaanPertambangan Minyak dan Gas BumiNegara (Pertamina, selanjutnya disebut”Pertamina Lama”) menjadi PerusahaanPerseroan (Persero). Akta pendiriantersebut telah disahkan olehMenteri Kehakiman dan HakAsasi Manusia melalui suratNo. C-24025 HT.01.01.TH.2003 tanggal9 Oktober 2003 dan diumumkan dalamBerita Negara No. 93 TambahanNo. 11620 tanggal 21 November 2003.Anggaran Dasar Perusahaan telahberubah beberapa kali. Perubahanterakhir dilakukan untuk menyesuaikanstruktur modal Perusahaan yangdiaktakan dengan Akta Notaris LennyJanis Ishak, S.H., No. 1 tanggal 1 Agustus2012, yang telah disetujui oleh MenteriHukum dan Hak Asasi Manusia melaluiSurat Keputusan No. AHU-43594.AH.01.02. Tahun 2012 tanggal10 Agustus 2012.

PT Pertamina (Persero) the (“Company”)was established by Notarial Deed No. 20dated 17 September 2003 of Lenny JanisIshak, S.H. The establishment of theCompany was based on Law No. 1 Year1995 concerning Limited LiabilityCompanies, Law No. 19 Year 2003 onState-Owned Enterprises, GovernmentRegulation No. 12 Year 1998 on StateEnterprises (Persero) and GovernmentRegulation No. 45 Year 2001 regarding theAmendment to Government Regulation No.12 Year 1998. The establishment of theCompany as a limited liability entity is due tothe enactment of Law No. 22 Year 2001dated 23 November 2001 regarding Oil andGas and Government RegulationNo. 31 Year 2003 dated 18 June 2003(PP No. 31) regarding the change in thestatus of Perusahaan Pertambangan Minyakdan Gas Bumi Negara (Pertamina, the“former Pertamina Entity”) to a StateEnterprise (Persero). The deed ofestablishment was approved by the Ministerof Justice and Human Rights through letterNo. C-24025 HT.01.01.TH.2003 dated9 October 2003 and published in StateGazette No. 93 Supplement No. 11620dated 21 November 2003. The Company’sArticles of Association have been amendedseveral times. The latest amendment wasmade to adjust the capital structure of theCompany, under Notarial Deed No. 1 dated1 August 2012 of Lenny Janis Ishak, S.H.,which was approved by the Minister of Lawand Human Rights through Decision LetterNo. AHU-43594.AH.01.02. Year 2012 dated10 August 2012.






1. UMUM (lanjutan) 1. GENERAL (continued)

a. PT Pertamina (Persero) (Perusahaan)(lanjutan)

a. PT Pertamina (Persero) (the Company)(continued)

i. Profil Perusahaan (lanjutan) i. Company Profile (continued)

Sesuai dengan PP No. 31 segala hak dankewajiban, yang timbul dari kontrak danperjanjian antara Pertamina Lama denganpihak ketiga, sepanjang tidakbertentangan dengan Undang-undang No.22 Tahun 2001, beralih kepadaPerusahaan. Berdasarkan PP No. 31,tujuan Perusahaan adalah menjalankanusaha minyak dan gas baik di dalammaupun di luar negeri serta kegiatanusaha lain yang terkait. Dalammenjalankan usahanya, tujuanPerusahaan adalah menghasilkankeuntungan dan memberikan kontribusiterhadap peningkatan aktivitas ekonomiuntuk kesejahteraan masyarakatIndonesia.

In accordance with PP No. 31, all rights andobligations arising from contracts andagreements entered between the formerPertamina Entity and third parties, providedthese are not contrary to Law No. 22 Year2001, were transferred to the Company. Inaccordance with PP No. 31, the objective ofthe Company is to engage in the oil and gasbusiness in domestic and foreign marketsand in other related business activities. Inconducting its business, the Company’sobjective is to generate income andcontribute to the improvement of theeconomy for the benefit of the Indonesianpublic.

Sesuai dengan Anggaran Dasarnya,Perusahaan dapat menjalankan aktivitas-aktivitas sebagai berikut:

In accordance with its Articles ofAssociation, the Company shall conduct thefollowing activities:

a. Menjalankan usaha minyak mentahdan gas bumi, termasuk aktivitasterkait dengan produk minyak.

b. Menjalankan usaha di bidang energipanas bumi.

c. Mengelola pengusahaan danpemasaran Liquefied Natural Gas(LNG) dan produk lain yangdihasilkan dari pabrik LNG.

d. Menjalankan usaha energi baru danterbarukan.

e. Mengelola dan menjalankan aktivitasusaha lain yang menunjang kegiatanusaha tersebut di atas.

a. Operate in the crude oil and natural gasbusiness, including activities involvingpetroleum products.

b. Operate in the geothermal energybusiness.

c. Manage the operations and marketingof Liquefied Natural Gas (LNG) andother products produced by LNGplants.

d. Operate in the new and renewablebusiness.

e. Manage and conduct other relatedbusiness activities supporting the abovementioned activities.

Sesuai dengan Peraturan PresidenNo. 104 Tahun 2007, Pemerintahmengatur tentang penyediaan,pendistribusian, dan penetapan hargaLiquefied Petroleum Gas (LPG) yangdijual di dalam tabung 3 kilogram (LPGtabung 3 kg) untuk rumah tangga danusaha mikro/kecil dalam rangkamengurangi subsidi Bahan Bakar Minyak(BBM) sebagai akibat penggantian dariminyak tanah ke LPG (“program konversimitan”). Perusahaan telah ditugaskanuntuk menyediakan dan mendistribusikanLPG tabung 3 kg oleh Menteri Energi danSumber Daya Mineral (“MESDM”).

In accordance with Presidential RegulationNo. 104 Year 2007, the Governmentregulated the supply, distribution, anddetermination of the price of LiquefiedPetroleum Gas (LPG) sold in 3 kilogramcylinders (LPG 3 kg cylinders) forhousehold and micro/small businesses toreduce the cost of subsidised fuel products(BBM) as a result of substituting LPG forkerosene (“the kerosene conversionprogramme”). The Company has beenassigned to supply and distribute LPG 3 kgcylinders by the Minister of Energy andMineral Resources (“MoEMR”).






1. UMUM (lanjutan) 1. General (continued)



i. Profil Perusahaan (lanjutan) i. Company Profile (continued)

Efektif sejak tanggal 1 Januari 2007,Perusahaan ditugaskan sebagaipenanggung jawab dalam penyediaan danpendistribusian LPG tabung 3 kg sesuaidengan program konversi mitan untukwilayah tertentu di Indonesia. Sesuaiketentuan dalam penugasan ini,Perusahaan berhak untuk mendapatkanpenggantian pembayaran atas biaya danmarjin keuntungan dari Pemerintah.

Effective 1 January 2007, the Company wasassigned the responsibility for theprocurement and distribution of LPG 3 kgcylinders related to the kerosene conversionprogram in certain territories in Indonesia.Under the terms of such assignment, theCompany is entitled to reimbursement ofcosts and a profit margin from theGovernment.

Pada tanggal pendirian Perusahaan,seluruh kegiatan minyak dan gas, sertaenergi panas bumi yang dijalankan olehPertamina Lama termasuk operasibersama dengan perusahaan-perusahaanlainnya dialihkan kepada Perusahaan.Usaha-usaha ini selanjutnya telahdialihkan kepada Entitas Anak.

At the date of establishment of theCompany, all oil and gas and geothermalenergy activities of the former PertaminaEntity, including joint operations with othercompanies, were transferred to theCompany. These business have beentransferred to the Company’s subsidiaries.

Seluruh pegawai Pertamina Lama menjadipegawai Perusahaan.

All employees of the former Pertamina Entitybecame the employees of the Company.

ii. Wilayah kerja, kegiatan usaha danalamat utama

ii. Working areas, business activities andprincipal address

Wilayah operasi minyak dan gas bumi,serta wilayah operasi panas bumiPerusahaan dan Entitas Anak (bersama-sama disebut “Grup”) berlokasi diIndonesia dan negara lain dengankegiatan usaha utama meliputi:

The oil, natural gas and geothermal workingareas of the Company and Subsidiaries(together the “Group”) located in Indonesiaand other countries with the principalbusiness activities consisting of:

- Aktivitas Hulu - Eksplorasi danproduksi minyak mentah dan gasbumi

- Upstream Activities - Exploration forand production of crude oil and naturalgas

Aktivitas hulu minyak dan gas diIndonesia dilakukan oleh Perusahaan,PT Pertamina EP dan entitas anakdari PT Pertamina Hulu Energi (PHE)melalui struktur partisipasi(Indonesian Participation - IP danPertamina Participating Interests -PPI), Kontrak Kerja Sama (KKS), danJoint Operating Body - PSC (KKSyang dioperasikan bersama pihakketiga)

The Indonesian upstream oil and gasactivities are conducted by theCompany, PT Pertamina EP andsubsidiaries of PT Pertamina HuluEnergi (PHE) through structureparticipation arrangements (IndonesianParticipation - IP and PertaminaParticipating Interests - PPI), ProductionSharing Contracts (PSCs), and JointOperating Body - PSC (a PSC jointlyoperated with third party).









ii. Wilayah kerja, kegiatan usaha danalamat utama (lanjutan)

ii. Working areas, business activities andprincipal address (continued)

- Aktivitas Hulu - Eksplorasi danproduksi minyak mentah dan gasbumi (lanjutan)

- Upstream Activities - Exploration forand production of crude oil and naturalgas (continued)

Perusahaan berpartisipasi dalamventura bersama minyak dan gasbumi di Vietnam, Libya, Sudan,Australia dan Qatar.

The Company participates in oil andnatural gas joint ventures in Vietnam,Libya, Sudan, Australia and Qatar.

PHE juga berpartisipasi di dalamkegiatan kerjasama minyak dan gasbumi di Malaysia dan Australia.

PHE also participates in oil and naturalgas joint ventures in Malaysia andAustralia.

- Aktivitas Hulu - Eksplorasi danproduksi panas bumi

- Upstream Activities - Exploration forand production of geothermal

Aktivitas panas bumi meliputi kegiataneksplorasi dan produksi uap danlistrik. Aktivitas ini dilaksanakan olehPT Pertamina Geothermal Energy(“PGE”).

Geothermal activities includeexploration for and production of steamand generation of electricity. Theseactivities are conducted byPT Pertamina Geothermal Energy(“PGE”).

Selain aktivitas panas bumi yangdilakukan oleh PGE sendiri, PGE jugamemiliki Kontrak Operasi Bersama(KOB) dengan pihak ketiga untukmengembangkan area-area panasbuminya. Sesuai dengan KOB, PGEberhak menerima ProductionAllowance per triwulan sebagaikompensasi manajemen sebesarantara 2,66% dan 4% dari labaoperasi bersih KOB.

In addition to geothermal activitiesconducted directly by PGE (ownoperation), PGE also entered into JointOperating Contracts (JOCs) with thirdparties to develop its geothermalworking areas. In accordance with theJOCs, PGE is entitled to receiveQuarterly Production Allowancesrepresenting managerial compensationof between 2.66% and 4% of the JOC’snet operating income.

.











- Aktivitas Hilir - Pengolahan,perkapalan, pemasaran danperdagangan

- Downstream Activities - Processing,shipping, marketing and trading

Aktivitas Pengolahan Processing Activities

Aktivitas pengolahan meliputikegiatan pengolahan minyak mentahmenjadi hasil minyak dan produksiLPG dan petrokimia (paraxylene danpropylene) oleh enam unitpengolahan dengan kapasitaspengolahan terpasang sebagaiberikut:

Processing activities include processingof crude oil into oil products andproduction of LPG and petrochemicals(paraxylene and propylene) by sixrefinery units with installed processingcapacities as follows:

Unit pengolahan (UP)

Kapasitaspengolahan minyakmentah terpasang

(tidak diaudit)(barrel/hari)/

Installed processingcapacity of crude oil

(unaudited)(barrels/day)

Refinery unit (UP)

UP II - Dumai dan Sungai Pakning,Riau

170,000 UP II - Dumai and Sungai Pakning,Riau

UP III - Plaju dan Sungai Gerong,Sumatera Selatan

126,200 UP III - Plaju and Sungai Gerong,South Sumatera

UP IV - Cilacap, Jawa Tengah 348,000 UP IV - Cilacap, Central Java

UP V - Balikpapan, KalimantanTimur

260,000 UP V - Balikpapan, East Kalimantan

UP VI - Balongan, Jawa Barat 125,000 UP VI - Balongan, West Java

UP VII - Kasim, Papua Barat 10,000 UP VII - Kasim, West Papua

Aktivitas Pemasaran danPerdagangan

Marketing and Trading Activities

Aktivitas pemasaran danperdagangan dalam negeri meliputienam unit usaha untuk hasil minyak,sebagai berikut:

Domestic marketing and tradingactivities involve six business units foroil products, as follows:

1. BBM Retail 1. Retail Fuel

Unit bisnis yang menanganipemasaran BBM untuk sektortransportasi dan rumah tangga.

Business unit that handles themarketing of fuel (BBM) for thetransportation and householdsectors.

2. BBM Industri dan Marine 2. Industrial and Marine Fuel

Unit bisnis yang menanganisemua usaha pemasaran BBMkepada konsumen industri danperkapalan.

Business unit that handles themarketing of fuel (BBM) to industryand marine consumers.











- Aktivitas Hilir - Pengolahan,perkapalan, pemasaran danperdagangan (lanjutan)

- Downstream Activities - Processing,shipping, marketing and trading(continued)

Aktivitas Pemasaran danPerdagangan (lanjutan)

Marketing and Trading Activities(continued)

3. Pelumas 3. Lubricants

Unit bisnis yang menangani bisnisdalam negeri (segmen eceran dansegmen industri) dan bisnispelumas luar negeri.

Business unit that handles domestic(retail and industry segments) andoverseas lubricant business.

4. Gas Domestik 4. Domestic Gas

Unit bisnis yang menanganisemua usaha pemasaran untukLPG, Compressed Natural Gas(CNG) dan hydrocarbonrefrigerants untuk keperluanrumah tangga, komersial danindustri.

Business unit that handles allmarketing activities for LPG,Compressed Natural Gas (CNG)and hydrocarbon refrigerants forhousehold, commercial andindustrial purposes.

5. Aviasi 5. Aviation

Unit bisnis yang menangani usahapemasaran untuk bahan bakarpenerbangan dan jasa diIndonesia dan Timor Leste.

Business unit that handles marketingactivities for aviation products andservices in Indonesia and TimorLeste.

6. Niaga 6. Trading

Unit bisnis yang menangani usahaekspor-impor dan penjualandomestik untuk bitumen (aspal),special chemicals, bio-fuels danpetrokimia.

Business unit that handles export-import activities and domestic salesof bitumen (asphalt), specialchemicals, bio-fuels andpetrochemicals.

Aktivitas Perkapalan Shipping Activities

Aktivitas perkapalan antara laintermasuk kegiatan pengangkutanminyak mentah, LPG dan hasilminyak antar unit.

Shipping activities among othersinclude the transportation of crude oil,LPG and oil products between units.











- Kantor Pusat Perusahaan - Company’s Principal Address

Kantor pusat Perusahaan beralamatdi Jl. Medan Merdeka Timur No. 1A,Jakarta, Indonesia.

The principal address of the Company’shead office is Jl. Medan Merdeka TimurNo. 1A, Jakarta, Indonesia.

iii. Dewan Komisaris dan DireksiPerusahaan

iii. The Company’s Boards ofCommissioners and Directors

Sesuai dengan surat keputusan MenteriNegara BUMN No. SK-151/MBU/2012tanggal 20 Maret 2012, No. SK-118/MBU/2012 tanggal 7 Maret 2012 danKEP-124/MBU/2010 tanggal 8 Juli 2010,susunan dari Dewan KomisarisPerusahaan pada tanggal 31 Desember2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

In accordance with decision letters of theMinister of State-Owned EnterprisesNo. SK-151/MBU/2012 dated 20 March2012, No. SK-118/MBU/2012 dated 7 March2012 and KEP-124/MBU/2010 dated 8 July2010, the composition of the Board ofCommissioners of the Company as of31 December 2012 and 2011 was asfollows:

2012 2011

Komisaris Utama Sugiharto^ Sugiharto President CommissionerWakil Komisaris

Utama - Umar Said ^Vice President

CommissionerKomisaris Evita Herawati

LegowoEvita Herawati

LegowoCommissioner

Komisaris Anny Ratnawati Anny Ratnawati CommissionerKomisaris Harry Susetyo

NugrohoTriharyo Indrawan Commissioner

Komisaris Luluk Sumiarso^ Luluk Sumiarso CommissionerKomisaris Nurdin Zainal Nurdin Zainal^ Commissioner

^ Komisaris Independen^

Independent Commissioner

Sesuai dengan surat keputusan MenteriNegara BUMN No. SK-186/MBU/2012tanggal 18 April 2012 dan KEP-245/MBU/2011 tanggal 9 Desember 2011,susunan dari Direksi Perusahaan padatanggal 31 Desember 2012 dan 2011adalah sebagai berikut:

In accordance with decision letters of theMinister of State-Owned EnterprisesNo. SK-186/MBU/2012 dated 18 April 2012 andKEP-245/MBU/2011 dated 9 December 2011,the composition of the Board of Directors of theCompany as of 31 December 2012 and 2011was as follows:









iii. Dewan Komisaris dan DireksiPerusahaan (lanjutan)

iii. The Company’s Boards ofCommissioners and Directors (continued)

2012 2011

Direktur Utama Galaila Karen Kardinah Galaila Karen Kardinah President Director & CEO(Karen Agustiawan) (Karen Agustiawan)

Direktur Hulu Muhamad Husen Muhamad Husen Upstream Director

Direktur Pengolahan Chrisna Damayanto Edi Setianto Processing DirectorDirektur Pemasaran

dan Niaga Hanung Budya Yuktyanta Djaelani SutomoMarketing and

Trading DirectorDirektur Keuangan Andri Trunajaya Hidayat Andri Trunajaya Hidayat Finance DirectorDirektur Perencanaan

Investasi danManajemen Risiko Mohamad Afdal Bahaudin Mohamad Afdal Bahaudin

Invesment Planningand Risk Management

DirectorDirektur Umum Luhur Budi Djatmiko Waluyo General Affairs DirectorDirektur Sumber Daya

Manusia Evita Maryanti Tagor Rukmi HadihartiniHuman Resources

DirectorDirektur Gas Hari Karyuliarto^^ - Gas Director

^^Direktorat baru di tahun 2012^^

New directorate in 2012

iv. Jumlah karyawan iv. Number of employees

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan2011, Grup memiliki karyawan tetapmasing-masing sebanyak 24.784 dan24.181 karyawan (tidak diaudit).

As of 31 December 2012 and 2011, theGroup had 24,784 and 24,181 permanentemployees, respectively (unaudited).

v. BPMIGAS v. BPMIGAS

Berdasarkan putusan MahkamahKonstitusi No. 36/PUU-X/2012 tertanggal13 November 2012, sejak tanggal13 November 2012 BPMIGAS dibatalkansehingga tugas dan fungsinya diserahkankepada Pemerintah Indonesia sampaiditerbitkannya Undang-undang atauperaturan baru.

Based on the Constitutional Court's decisionNo. 36/PUU-X/2012 dated 13 November2012, effective on 13 November 2012BPMIGAS is annulled and therefore, itsduties and functions are assigned to theGovernment of Indonesia until the issue ofnew laws or regulations.

Berdasarkan Peraturan PresidenNo. 95/2012 tertanggal 13 November2012, sejak tanggal 13 November 2012,tugas, fungsi dan organisasi BPMIGASdiserahkan kepada MESDM. Semua KKSyang telah ditandatangani oleh BPMIGASdengan entitas usaha tetap berlaku.

Based on Presidential RegulationNo. 95/2012 dated 13 November 2012,effective from 13 November 2012 the duties,function, and organisation of BPMIGASassigned to MoEMR. All PSCs signedbetween BPMIGAS and business entitiesremain in effect.

Kementerian Energi dan Sumber DayaMineral (“KESDM”), berdasarkanKeputusan Menteri No. 3135K/08/MEM/2012 dan Keputusan MenteriNo. 3136 K/73/MEM 2012, membentukSatuan Kerja Sementara PelaksanaKegiatan Usaha Hulu Minyak dan GasBumi ("SKSP Migas"), yang efektif sejak13 November 2012, mengambil alih tugas,fungsi dan organisasi BPMIGAS.

Ministry of Energy Mineral and Resources(“MoEMR”), based on Ministerial DecisionNo. 3135 K/08/MEM/2012 and MinisterialDecision No. 3136 K/73/MEM 2012,established the Temporary Working Unit onUpstream Oil and Gas Activities (“SKSPMigas”) effective from 13 November 2012which assumes the duties, functions andorganisation of BPMIGAS.









v. BPMIGAS (lanjutan) v. BPMIGAS (continued)

Berdasarkan Peraturan PresidenNo. 9/2013 tertanggal 10 Januari 2013,dibentuk Satuan Kerja KhususPelaksanaan Kegiatan Usaha Minyak danGas Bumi (“SKK MIGAS”) menggantikanSKSP Migas.

Based on Presidential RegulationNo. 9/2013 dated 10 January 2013, theSpecial Working Unit on Upstream Oil andGas Activities (“SKK MIGAS”) wasestablished to replace the SKSP Migas.

b. Entitas Anak dan Perusahaan Asosiasi b. Subsidiaries and Associates

i. Entitas Anak i. Subsidiaries

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan31 Desember 2011, Grup memilikikepemilikan lebih dari 50%, secaralangsung maupun tidak langsung, padaEntitas Anak sebagai berikut:

As of 31 December 2012 and 31 December2011, the Group had ownership interests ofmore than 50%, directly or indirectly, in thefollowing Subsidiaries:

Persentase kepemilikan/Percentage of ownership

Tidak langsung/ Langsung/ Efektif/Indirect Direct Effective

Entitas Anak/Subsidiaries 2012 2011 2012 2011 2012 2011

____ 1. Pertamina Energy TradingLimited, Hong Kong - - 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

Entitas Anak/Subsidiaries of PertaminaEnergy Trading Limited:- Zambesi Investments

Limited, Hong Kong 100.00% 100.00% - - 100.00% 100.00%- Pertamina Energy Services

Pte. Limited, Singapura/Singapore 100.00% 100.00% - - 100.00% 100.00%

2. PT Usayanab)

- - 95.00% 95.00% 95.00% 95.00%Entitas Anak/Subsidiaries

of PT Usayana:- PT Patra Drilling Contractor 99.96% 99.96% - - 94.96% 94.96%- PT Patra Wahana Kridatama

a)- 99.80% - - - 94.81%







b. Entitas Anak dan Perusahaan Asosiasi(lanjutan)

b. Subsidiaries and Associates (continued)

i. Entitas Anak (lanjutan) i. Subsidiaries (continued)




3. PT Pertamina Hulu Energi 1.28% 1.28% 98.72% 98.72% 100.00% 100.00%Entitas Anak/Subsidiaries

of PT Pertamina Hulu Energi:- PT Pertamina Hulu Energi

Karama 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Jabung 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Tomori Sulawesi 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Jambi Merang 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Simenggaris 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Salawati 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Raja Tempirai 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Gebang North Sumatera 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

South Jambi B 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Kakap 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Tuban East Java 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Ogan Komering 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

West Madura Offshore 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Tengah K 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Corridor 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Salawati Basin 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Makassar Strait 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Pasiriaman 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%- PT Pertamina Hulu Energi

Coastal PlainsPekanbaru 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiDonggala 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiTuban 99.99% 99.99% - - 98.71% 98.71%

- PT Pertamina Hulu EnergiONWJ 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- Pertamina Hulu EnergiONWJ Ltd.,Delaware, USA 100.00% 100.00% - - 98.72% 98.72%

- Pertamina Hulu EnergiAustralia Pty. Ltd.,Australia 100.00% 100.00% - - 98.72% 98.72%

- PT Pertamina Hulu EnergiSemai II 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetana Kalimantan A 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetana Kalimantan B 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%








b. Subsidiaries and associates (continued)





- PT Pertamina Hulu EnergiMetana SumateraTanjung Enim 99.90% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetana Sumatera 2 99.90% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiWest Glagah Kambuna 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%

- PT Pertamina Hulu EnergiRandugunting 99.00% 99.00% - - 97.73% 97.73%



- Pertamina Hulu EnergiOSES Ltd., Jepang/Japan 99.99% 99.99% - - 98.71% 98.72%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetan Tanjung II 99.90% 99.90% - - 98.62% 98.62%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetan Tanjung IV 99.90% 99.90% - - 98.62% 98.62%

- Pertamina Hulu EnergiJawa Ltd., Jepang/Japan 100.00% 100.00% - - 98.72% 98.72%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetana Suban I 99.90% 99.90% - - 98.62% 98.62%

- PT Pertamina Hulu EnergiMetana Suban II 99.90% 99.90% - - 98.62% 98.62%


- PT Pertamina Hulu EnergiMetana Sumatera 3 99.50% - - - 98.23% -



- PT Pertamina Hulu EnergiMNK Sumatera Utara 99.50% - - - 98.23% -

4. PT Patra Jasa 0.02% 0.02% 99.98% 99.98% 100.00% 100.00%5. PT Pertamina Patra Niaga 0.18% 0.18% 99.82% 99.82% 100.00% 100.00%

(dahulu/formerly PT Patra Niaga)Entitas Anak/Subsidiaries

of PT Pertamina Patra Niaga:- PT Perta Insana

b)99.00% 99.00% - - 98.82% 98.82%

- PT Elnusa Rekabinac)

99.00% 99.00% - - 98.82% 98.82%- PT Patra Trading 98.00% 98.00% - - 97.82% 97.82%- PT Patra Logistik 90.00% 90.00% - - 89.84% 89.84%- PT Patra Teknik 80.70% 80.70% - - 80.55% 80.55%- PT Patra Fabrikasi

b)55.00% 55.00% - - 54.90% 54.90%

6. PT Pertamina Trans Kontinental 0.01% 0.01% 99.99% 99.99% 100.00% 100.00%(dahulu/formerly PT PertaminaTongkang)

Entitas Anak/Subsidiaries ofPT Pertamina TransKontinental:

- PT Peteka Karya Gapura 99.99% 99.99% - - 99.98% 99.98%- PT Peteka Karya Tirta 99.99% 99.99% - - 99.98% 99.98%- PT Peteka Karya Jala 99.99% 99.99% - - 99.98% 99.98%- PT Peteka Karya

Samudera 99.99% 99.99% - - 99.98% 99.98%













7. PT Pelita Air Service 0.01% 0.01% 99.99% 99.99% 100.00% 100.00%Entitas Anak/Subsidiary of

PT Pelita Air Service:- PT Indopelita Aircraft

Service 99.99% 99.99% - - 99.99% 99.99%8. PT Pertamina Retail 0.02% 0.02% 99.98% 99.98% 100.00% 100.00%9. PT Pertamina Bina Medika 0.02% 0.02% 99.98% 99.98% 100.00% 100.00%

10. PT Pertamina DanaVentura 0.07% 0.07% 99.93% 99.93% 100.00% 100.00%

Entitas Anak/Subsidiary ofPT Pertamina Dana Ventura:- PT Mitra Tour & Travel 95.00% 95.00% - - 94.93% 94.93%

11. PT Pertamina Training &Consulting 9.00% 9.00% 91.00% 91.00% 100.00% 100.00%

12. PT Pertamina EP - - 99.99% 99.99% 99.99% 99.99%13. PT Pertamina Geothermal

Energy 9.94% 9.94% 90.06% 90.06% 100.00% 100.00%14. Pertamina E&P Libya

Limited, British VirginIslands - - 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

15. PT Pertamina EP Cepu - - 99.00% 99.00% 99.00% 99.00%16. PT Pertamina Gas 0.01% 0.01% 99.99% 99.99% 100.00% 100.00%

Entitas Anak/Subsidiary ofPT Pertamina Gas:- PT Pertagas Niaga 99.00% 99.00% - - 98.99% 98.99%

17. PT Tugu Pratama Indonesia - - 65.00% 65.00% 65.00% 65.00%Entitas Anak/Subsidiaries of

PT Tugu Pratama Indonesia:- Tugu Insurance Company

Limited, Hong Kong 100.00% 100.00% - - 65.00% 65.00%- PT Tugu Pratama Interindo 99.99% 99.99% - - 64.99% 64.99%- PT Pratama Mitra Sejati 99.99% 99.99% - - 64.99% 64.99%- TRB (London) Ltd.,

Inggris/England 100.00% 100.00% - - 65.00% 65.00%- Synergy Risk Management

Consultant Ltd,Inggris/England 99.90% 99.90% - - 64.99% 64.99%

- PT Synergy RiskManagementConsultants 99.90% 99.90% - - 64.99% 64.99%

- TIMS System SolutionsLimited, Hong Kong 100.00% 100.00% - - 65.00% 65.00%

18. PT Pertamina Drilling ServicesIndonesia 0.13% 0.13% 99.87% 99.87% 100.00% 100.00%

19. PT Pertamina East Natunad)

0.10% - 99.90% - 100.00% -

a) Telah dilikuidasi/Liquidatedb) Dalam proses likuidasi/In liquidation processc) Tidak aktif/Inactived) Belum beroperasi/Not yet in operation









ii. Perusahaan Asosiasi ii. Associates

Perusahaan-perusahaan asosiasi dengankepemilikan langsung adalah sebagaiberikut:

The directly owned associates are asfollows:

Persentasekepemilikan/

Perusahaan asosiasi/ Percentage Kegiatan usaha/Associates of ownership Nature of business

1. Pacific Petroleum &Trading Co. Ltd.,Jepang/Japan

50.00% Jasa pemasaran/Marketing services

2. Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd.,Labuan Malaysia

45.00% Jasa pemasaran/Marketing services

3. PT Elnusa Tbk. 41.10% Pengolahan dan penjualan hasil olahanminyak dan gas, jasa konstruksi danperminyakan, teknologi informasi dantelekomunikasi/Processing and sale of oil andgas products, construction and oilfieldservices, information technology andtelecommunications

Perusahaan-perusahaan asosiasi dengankepemilikan tidak langsung adalah sebagaiberikut:

The indirectly owned associates are asfollows:

Persentasekepemilikan efektif/

Perusahaan asosiasi/ Effective percentage Kegiatan usaha/Associates of ownership Nature of business

1. PT Donggi Senoro LNG 29.00% Pengolahan LNG/LNG processing2. PT Tugu Reasuransi Indonesia 25.00% Reasuransi/Reinsurance3. PT Asuransi Samsung Tugu 19.50% Asuransi/Insurance4. PT Patra Bumi Lerep Permai

a)23.60% Perkebunan/Plantation

a) Telah dijual di bulan Juli 2012/Sold in July 2012









iii. Entitas Ventura Bersama iii. Joint Venture Entities

Entitas ventura bersama dengankepemilikan langsung adalah sebagaiberikut:

The directly owned joint venture entity is asfollows:


Entitas ventura bersama/ Percentage Kegiatan usaha/Joint venture entity of ownership Nature of business

1. PT Nusantara Regas 60.00% Regasifikasi LNG/LNG regasification

Entitas ventura bersama dengankepemilikan tidak langsung adalah sebagaiberikut:

The indirectly owned joint venture entitiesare as follows:


Entitas ventura bersama/ Percentage Kegiatan usaha/Joint venture entities of ownership Nature of business

1. PT Patra SK

2. PT Perta-Samtan Gas

3. PT Perta Daya Gas

35.00%

66.00%

65.00%

Pengolahan LBO/LBO processing

Pengolahan LNG/LNG processing

Regasifikasi LNG/LNG regasification

Grup menganggap keberadaan hakkeikutsertaan yang substantif dari pemegangsaham non-pengendali PT Nusantara Regas,PT Perta-Samtan Gas dan PT Perta DayaGas yang menyebabkan pemegang sahamtersebut memiliki hak veto atas kebijakankeuangan dan operasional yang penting.Dengan pertimbangan hak yang dimilikipemegang saham non-pengendali, Grup tidakmemiliki pengendalian atas kebijakankeuangan dan operasional yang penting diPT Nusantara Regas, PT Perta-Samtan Gas,dan PT Perta Daya Gas meskipun Grupmemiliki kepemilikan saham lebih dari 50%.

The Group considered the existence ofsubstantive participating rights held by thenon-controlling shareholders of PTNusantara Regas, PT Perta-Samtan Gasand PT Perta Daya Gas which provide suchshareholders with a veto right over thesignificant financial and operating policies.With respect to non-controlling rights, theGroup does not have control over thefinancial and operating policies of PTNusantara Regas, PT Perta-Samtan Gasand PT Perta Daya Gas even though theGroup has over 50% of share ownership.






2. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING 2. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTINGPOLICIES

Laporan keuangan konsolidasian Grup telahdisusun oleh Direksi dan diselesaikan pada tanggal15 Februari 2013.

The consolidated financial statements of the Groupwere prepared by the Board of Directors and finalisedon 15 February 2013.

Kebijakan akuntansi dan pelaporan keuangan yangtelah diterapkan oleh Grup sesuai dengan standarakuntasi keuangan di Indonesia, yaitu berdasarkanPernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK).Kebijakan akuntansi diterapkan secara konsistendalam penyusunan laporan keuangankonsolidasian untuk periode yang berakhir padatanggal 31 Desember 2012 dan 2011 oleh Grup.

The accounting and financial reporting policiesadopted by the Group conform to the Indonesianfinancial accounting standards, which are based onIndonesian Statements of Financial AccountingStandards (SFAS). The accounting policies wereapplied consistently in the preparation of theconsolidated financial statements for the periodsended 31 December 2012 and 2011 by the Group.

a. Dasar penyusunan laporan keuangankonsolidasian

a. Basis of preparation of the consolidatedfinancial statements

Laporan keuangan konsolidasian telah disusundengan harga perolehan, kecuali asetkeuangan yang tersedia untuk dijual dan asetkeuangan dan liabilitas keuangan yang diukurpada nilai wajar melalui laporan laba-rugi.

The consolidated financial statements have beenprepared on the basis of historical cost, exceptfor available-for-sale financial assets andfinancial assets and financial liabilities which aremeasured at fair value through profit or loss.

Laporan arus kas konsolidasian disusundengan menggunakan metode langsung danmengklasifikasi arus kas menjadi kegiatanoperasi, investasi dan pendanaan.

The consolidated statements of cash flows havebeen prepared based on the direct method byclassifying the cash flows on the basis ofoperating, investing and financing activities.

Laporan keuangan konsolidasian disajikandalam ribuan Dolar Amerika Serikat (”US$”),kecuali dinyatakan lain.

The consolidated financial statements arepresented in thousands of US Dollar (“US$”),unless otherwise stated.

b. Perubahan kebijakan akuntansi danpengungkapan

b. Changes in accounting policies anddisclosures

i. Standar baru dan revisi yang diadopsioleh Grup

i. New and amended standards adopted bythe Group

Berikut ini adalah perubahan atas standaryang wajib diterapkan untuk pertama kaliuntuk tahun buku yang dimulai pada tanggal1 Januari 2012.

The following amendments to standards aremandatory for the first time forthe financial year beginning on1 January 2012.






2. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING(lanjutan)

2. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTINGPOLICIES (continued)

b. Perubahan kebijakan akuntansi danpengungkapan (lanjutan)

b. Changes in accounting policies anddisclosures (continued)

i. Standar baru dan revisi yang diadopsioleh Grup (lanjutan)

i. New and amended standards adopted bythe Group (continued)

- PSAK No. 10 (Revisi 2010), “PengaruhPerubahan Kurs Valuta Asing”

- SFAS No. 10 (Revised 2010), “Effects ofChanges in Foreign Exchange Rates”

Standar ini memberikan pedomanbagaimana memasukkan transaksidalam mata uang asing dan kegiatanusaha luar negeri ke dalam laporankeuangan entitas dan bagaimanamenjabarkan laporan keuangan kedalam mata uang penyajian. Standar inijuga mensyaratkan entitas untukmengukur aset kewajiban, pendapatan,dan biaya dalam mata uang fungsional,yang didefinisikan sebagai mata uangpada lingkungan ekonomi utama dimanaentitas beroperasi.

This standard provides guidance on howto record foreign currency transactionsand foreign operations in the entity'sfinancial statements and how to describethe financial statements in thepresentation currency. This standard alsorequires entities to measure assets,liabilities, revenues, and cost in itsfunctional currency, defined as thecurrency of the primary economicenvironment in which the entity operates.

Grup telah melakukan evaluasi atasmata uang fungsionalnya danmenentukan bahwa Dolar AmerikaSerikat adalah mata uang padalingkungan ekonomi utama dimana Grupberoperasi. Sehubungan dengan hal ini,Grup telah menyajikan kembali laporankeuangan konsolidasian periodesebelumnya ke dalam mata uangfungsional Dolar Amerika Serikat danmengubah mata uang pelaporanmenjadi Dolar Amerika Serikat (lihatCatatan 4).

The Group has performed evaluation ofits functional currency and determinedthat US Dollar is the currency of theprimary economic environment in whichthe Group operates. Accordingly, theGroup has restated the prior periodconsolidated financial statements to USDollar functional currency and changedits presentation currency to US Dollar(refer to Note 4).












- PSAK No. 24 (Revisi 2010), “ImbalanKerja”

- SFAS No. 24 (Revised 2010), “EmployeeBenefits”

Standar yang telah direvisi inimenyatakan bahwa seluruhpenghargaan berbasis saham yangdiberikan ke pekerja harus dicatatdengan menggunakan prinsip-prinsipyang terdapat pada PSAK 53,“Pembayaran Berbasis Saham”.Beberapa revisi penting pada standar iniyang relevan bagi Grup adalah sebagaiberikut:

This revised standard clarifies that allshare based awards granted toemployees should be accounted forusing the principles of SFAS 53,”Share-Based Payment”. Several notablerevisions which are relevant to the Groupare as follows:

(1) Pengakuan keuntungan/(kerugian)aktuarialStandar yang direvisi inimemperkenalkan alternatif metodebaru untuk mengakuikeuntungan/(kerugian) aktuarial,yaitu dengan mengakui seluruhkeuntungan/(kerugian) melaluipendapatan komprehensif lainnya.

(1) Recognition of actuarialgains/(losses)The revised standard introduces anew alternative method to recogniseactuarial gains/(losses), that is torecognise all actuarialgains/(losses) in full through othercomprehensive income.

(2) Item-item pengungkapanStandar yang direvisi inimengemukakan beberapapersyaratan pengungkapan,antara lain:- Presentase atau jumlah setiap

kategori utama yangmembentuk nilai wajar dari asetprogram;

- Deskripsi naratif mengenaidasar yang digunakan untukmenentukan ekspektasi tingkatimbal hasil aset programkeseluruhan;

(2) Disclosure itemsThe revised standard introduces anumber of disclosure requirementsincluding disclosure of:

- The percentage or amount ofeach major category ofinvestment making up total planassets;

- A narrative description of thebasis used to determine theoverall expected rate of return onassets;

- Jumlah atas nilai kini kewajibanimbalan pasti dan nilai wajaraset program untuk periodetahun berjalan dan empatperiode tahunan sebelumnya;dan

- Jumlah penyesuaianpengalaman yang muncul atasliabilitas program dan asetprogram untuk periode tahunberjalan dan empat periodetahunan sebelumnya.

- The amounts for the currentannual period and the previousfour annual periods of presentvalue of the defined benefitobligation and fair value of theplan assets; and

- The amounts for the currentannual period and the previousfour annual periods of experienceadjustments arising on the planliabilities and plan assets.












- PSAK No. 24 (Revisi 2010), “ImbalanKerja” (lanjutan)

- SFAS No. 24 (Revised 2010), “EmployeeBenefits” (continued)

Grup telah memilih untuk tetapmenggunakan pendekatan koridordalam pengakuan keuntungan/(kerugian) aktuarial. Grup telahmemberikan pengungkapan tambahanpada Catatan 21.

The Group has elected to continue to usethe corridor approach in the recognitionof actuarial gains/(losses). The Grouphas added additional disclosures in Note21.

- PSAK No. 46 (Revisi 2010), “PajakPenghasilan”

- SFAS No. 46 (Revised 2010), “IncomeTaxes”

Tidak terdapat perubahan yangsignifikan pada kebijakan akuntansi.Terkait perlakuan akuntansi untuk hasilpemeriksaan pajak tidak lagi disajikansebagai bagian dari biaya lain-lain, tetapidisajikan sebagai bagian dari bebanpajak penghasilan.

There are no significant changes to theaccounting policy. As they relate to theaccounting treatment of tax audit resultsshould no longer be presented as part ofother expenses, but should be presentedas part of income tax expense.

- PSAK No. 60, “Instrumen Keuangan:Pengungkapan”

- SFAS No. 60, “Financial Instruments:Disclosures”

Standar yang baru menggabungkan danmemperluas sejumlah persyaratanpengungkapan yang telah adasebelumnya dan menambahkanbeberapa pengungkapan baru.

The new standard consolidates andexpands a number of existing disclosurerequirements and adds some newdisclosures.

Prinsip utama dari standar ini adalahuntuk mengungkapan informasi yangmemadai yang membuat penggunalaporan keuangan mampu mengevaluasikinerja dan posisi keuangan instrumenkeuangan yang signifikan milikperusahaan. PSAK 60 berisipengungkapan-pengungkapan baru atasrisiko-risiko dan manajemen risiko danmensyaratkan entitas pelaporan untukmelaporkan sensitivitas instrumenkeuangannya terhadap pergerakanrisiko-risiko tersebut. Beberapaperaturan baru yang penting antara lain:

The overriding principle of this standardis to disclose sufficient information toenable users of financial statements toevaluate the significance of financialinstruments for an entity’s financialperformance and position. SFAS 60contains new disclosures on risks andrisk management and requires reportingentities to report the sensitivity of theirfinancial instruments to movements inrisks. Some of the notable newrequirements are:

(1) Pengungkapan kualitatif dankuantitatif atas dampak dari risiko-risiko, antara lain risiko pasar,risiko kredit dan risiko likuiditas;

(1) Qualitative and quantitativedisclosures of the impact of risks,including market risk, credit riskand liquidity risk;












- PSAK No. 60, “Instrumen Keuangan:Pengungkapan” (lanjutan)

- SFAS No. 60, “Financial Instruments:Disclosures” (continued)

(2) Penambahan pengungkapanuntuk item-item yangmempengaruhi jumlah pendapatankomprehensif, dimana keuntungandan kerugian dipisahkanberdasarkan kategori instrumenkeuangan; dan

(3) Pengungkapan nilai wajar untuksetiap kelas aset dan kewajibankeuangan, serta pengungkapanhirarki nilai wajar untuk instrumenkeuangan yang diukur dengannilai wajar pada tanggalpelaporan.

(2) Enhanced disclosures for itemsaffecting total comprehensiveincome so that gains and losses areseparated by each category offinancial instruments; and

(3) Disclosures of fair values of eachclass of financial assets andliabilities and disclosure of fair valuehierarchy for financial instrumentsmeasured at fair value at thereporting date.

Grup telah menyertakan pengungkapanyang dipersyaratkan PSAK 60 untuklaporan keuangan dengan periode yangberakhir 31 Desember 2012.

The Group has incorporated disclosurerequirements of SFAS 60 for the financialstatement with the period ending31 December 2012.

- PSAK No. 64 (Revisi 2011), “AktivitasEksplorasi dan Evaluasi padaPertambangan Sumber Daya Mineral”

- SFAS No. 64 (Revised 2011),“Exploration and Evaluation of MineralResources”

Kini, perlakuan akuntansi untuk aktivitaseksplorasi dan evaluasi diatur dalamPSAK No. 64. Mengacu pada PSAK No.64, entitas tidak diperbolehkan untukmengaplikasikan standar ini untukpengeluaran yang terjadi sebelumeksplorasi dan evaluasi sumber dayamineral berlangsung, misalnyapengeluaran yang terjadi sebelumentitas memperoleh hak hukum untukmengeksplorasi suatu wilayah tertentu,atau setelah dapat dibuktikan terdapatkelayakan teknis dan komersial ataspenambangan sumber daya mineral.

The accounting treatment of explorationand evaluation activity is now addressedby SFAS 64. According to SFAS 64, anentity shall not apply this standard toexpenditure incurred before theexploration and evaluation of mineralresources, such as expenditure incurredbefore the entity has obtained the legalrights to explore a specific area, or afterthe technical feasibility and commercialviability of extracting mineral resources isdemonstrable.












- PSAK No. 64 (Revisi 2011), “AktivitasEksplorasi dan Evaluasi padaPertambangan Sumber Daya Mineral”(lanjutan)

- SFAS No. 64 (Revised 2011),“Exploration and Evaluation of MineralResources” (continued)

Tidak terdapat perubahan atas jumlahaktual biaya eksplorasi dan evaluasiyang telah dikapitalisasi. Hal inidikarenakan ketentuan transisi dalamPSAK 64 memperbolehkan entitas untukmeneruskan kebijakan akuntansi yangsebelumnya (sebagaimana tercantumdalam Catatan 2n) dan Grup telahmemutuskan untuk meneruskankebijakan akuntansi tersebut. Grup jugamenetapkan bahwa tidak terdapatperubahan pada pengukuran setelahpengakuan awal atas aset eksplorasidan evaluasi dari kebijakan akuntansiterdahulu atas persyaratan baru PSAK64, kecuali untuk penurunan nilai. PSAK64 memperkenalkan suatu cara barudalam pengujian penurunan nilai untukaset eksplorasi dan evaluasi. Grupmelakukan pengujian nilai atas aseteksplorasi dan evaluasi hanya ketikaterdapat indikasi penurunan nilai.Indikator penurunan nilai termasuk,namun tidak terbatas pada:

There has been no change to the actualamounts of exploration and evaluationexpenditure capitalised by the Group.This is because the transitionalprovisions of SFAS 64 allow an entity toretain its previous initial recognition policy(as set out in Note 2n) and the Group hasdecided to do so. Following analysis, theGroup has also determined there is nochange in the subsequent measurementof the exploration and evaluation assetsfrom the previous accounting policyunder the new requirements of SFAS 64,except for impairment. SFAS 64introduces a new impairment-testingregime for exploration and evaluationassets. The Group assesses explorationand evaluation assets for impairmentonly when there are indicators thatimpairment exists. Indicators ofimpairment include, but are not limited to:

- Hak untuk mengeksplorasi suatuwilayah telah berakhir atau akanberakhir pada waktu dekat tanpaadanya pembaruan;

- Tidak ada eksplorasi dan evaluasilebih lanjut yang direncanakan ataudianggarkan;

- Suatu keputusan telah dibuat untuktidak melanjutkan eksplorasi danevaluasi di suatu wilayah karenatidak adanya cadangan komersial;dan

- Terdapat data yang memadai untukmengindikasikan bahwa nilai bukutidak akan terpulihkan olehpengembangan dan produksi dimasa datang.

- Rights to explore in an area haveexpired or will expire in the nearfuture without renewal;

- No further exploration or evaluation isplanned or budgeted;

- A decision has been made todiscontinue exploration andevaluation in an area because of theabsence of commercial reserves; and

- Sufficient data exists to indicate thatthe book value will not be fullyrecovered from future developmentand production.

Pengenalan persyaratan pengujianpenurunan nilai yang baru tidakmenyebabkan perubahan bagi bebanpenurunan nilai Grup.

The introduction of the new impairmenttesting requirements has not resulted inany changes to the impairment chargefor the Group.












- PSAK No. 64 (Revisi 2011), “AktivitasEksplorasi dan Evaluasi padaPertambangan Sumber Daya Mineral”(lanjutan)

- SFAS No. 64 (Revised 2011),“Exploration and Evaluation of MineralResources” (continued)

Setelah penenerapan PSAK 64, aseteksplorasi dan evaluasi yang kelayakanteknis dan komersialnya telahteridentifikasi direklasifikasi ke “asetminyak dan gas serta panas bumi dalamtahap pengembangan” pada akun asetminyak dan gas, di mana pada kebijakansebelumnya tidak ada pemisahan antarapencatatan aset eksplorasi dan evaluasiyang ditangguhkan dan assetpengembangan. Lihat Catatan 13, “AsetMinyak dan Gas serta Panas Bumi”untuk jumlah yang direklasifikasi dansaldo terkait sebelum dan sesudahreklasifikasi.

Following the adoption of SFAS 64,exploration and evaluation assets forwhich technically feasible andcommercially viable reserves have beenidentified are reclassified to “oil & gasand geothermal properties underdevelopment” in the oil and gasproperties, whereas under the previouslythere were no distinction in the recordingof exploration and evaluation assets anddevelopment assets. See Note 13, “Oil &Gas and Geothermal Properties” for theamount reclassified and the relevantbalances before and afterreclassification.

PSAK 64 menyatakan bahwa biayaeksplorasi dan evaluasi yangditangguhkan harus diklasifikasi sebagaiaset tetap atau aset takberwujudtergantung sifatnya. Grup telahmenentukan bahwa aset eksplorasi danevaluasi mereka adalah termasuk asettak berwujud, kecuali jika terkait dengansuatu aset fisik.

SFAS 64 states deferred exploration andevaluation should be classified as atangible or intangible asset according toits nature. The Group has determinedthat its exploration and evaluation assetsare intangible asset, unless they relate tophysical assets.












- PSAK No. 28 (Revisi 2010), “AkuntansiKontrak Asuransi Kerugian” dan PSAKNo. 62, “Kontrak Asuransi”

- SFAS No. 28 (Revised 2010),“Accounting for General InsuranceContract” and SFAS No. 62, “InsuranceContract”

Standar ini mengatur pelaporankeuangan kontrak asuransi oleh setiapentitas yang menerbitkan kontrakasuransi.

Prinsip utama dari standar ini adalahuntuk mengungkapkan informasi yangmemadai kepada pengguna laporankeuangan mengenai jumlah dalamlaporan keuangan asuradur yang timbuldari kontrak asuransi dan membantupengguna laporan keuangan untukmemahami jumlah, waktu danketidakpastian arus kas masa depan darikontrak asuransi.

Perubahan yang disebabkan olehpenerapan PSAK 28 dan 62 ini adalahsebagai berikut:

1) Pemisahan komponen deposit dankomponen asuransi di dalamkontrak asuransi

2) Tes kecukupan liabilitas denganmenggunakan estimasi kini atasarus kas masa depan berdasarkankontrak asuransi

3) Pemisahan kontrak asuransi jangkapendek dan kontrak asuransi jangkapanjang

4) Penyajian estimasi klaim denganbasis gross

5) Pengungkapan jumlah yang timbuldari kontrak asuransi dan sifat sertaluas risiko dari kontrak asuransi

These standards set up financialreporting related to insurance contractsby each entity that issues insurancecontracts.

The main principles of these standardsare to disclose sufficient information tofinancial report users on the amounts inthe financial statements that arise frominsurance contracts and help the users offinancial statements to understand theamount, timing and future cash flowuncertainty of insurance contracts.

The changes caused by theimplementation of SFAS 28 and 62 areas follows:

1) Separation between deposit andinsurance component underinsurance contract

2) Liability adequacy testing usingpresent value estimation on futurecash flow based on insurancecontracts

3) Separation between short-term andlong-term insurance contract

4) Presentation of estimated claims on agross basis

5) Disclosure of the amounts arisingfrom insurance contract and thenature and extent of risk in insurancecontracts












- ISAK No. 25, “Hak atas Tanah” - IFAS No. 25, “Landrights”

Penerapan ISAK 25 tidak berdampakpada laporan keuangan konsolidasiankarena manajemen telah menyajikannilai hak atas tanah sesuai dengan ISAK25.

Implementation of IFAS 25 had no effecton the amounts reported in theconsolidated financial statements sincethe management has presented thelandrights in acordance with IFAS 25.

ii. Penerapan dari standar dan interpretasibaru/revisi berikut, tidak menimbulkanperubahan besar terhadap kebijakanakuntansi Grup dan efek materialterhadap laporan keuangankonsolidasian

ii. The adoption of these new/revisedstandards and interpretations did notresult in substantial changes to theGroup’s accounting policies and had nomaterial effect on the amounts reported inthe consolidated financial statements

Standar baru, revisi terhadap standar yangtelah ada dan interpretasi berikut ini, telahditerbitkan dan wajib untuk diterapkan untukpertama kali untuk tahun buku Grup yangdimulai pada atau setelah tanggal1 Januari 2012 atau periode setelahnya.Grup telah mengadopsinya tetapi tidak adadampaknya karena tidak relevan terhadapbisnis Grup saat ini.

The following new standards, amendments toexisting standards and interpretations havebeen published and are mandatory for thefirst time for the Group’s financial yearbeginning on 1 January 2012 or later periods.The Group has adopted them but they haveno impact since they are not currentlyrelevant to the Group’s business.

- PSAK No. 13 (Revisi 2011), “PropertiInvestasi”;

- PSAK No. 16 (Revisi 2011), “AsetTetap”;

- PSAK No. 18 (Revisi 2010), “Akuntansidan Pelaporan Program ManfaatPurnakarya”;

- PSAK No. 26 (Revisi 2011), “BiayaPinjaman”;

- PSAK No. 30 (Revisi 2011), “Sewa”;- PSAK No. 33 (Revisi 2011), “Aktivitas

Pengupasan Lapisan Tanah danPengelolaaan Lingkungan Hidup padaPertambangan Umum”;

- SFAS No. 13 (Revised 2011),“Investment Properties”;

- SFAS No. 16 (Revised 2011), “FixedAssets”;

- SFAS No. 18 (Revised 2010),“Accountingand Reporting by Retirement BenefitPlans”;

- SFAS No. 26 (Revised 2011), “BorrowingCosts”;

- SFAS No. 30 (Revised 2011), “Lease”;- SFAS No. 33 (Revised 2011), “Stripping

Activities and EnvironmentalManagement in General Mining”;










ii. Penerapan dari standar dan interpretasibaru/revisi berikut, tidak menimbulkanperubahan besar terhadap kebijakanakuntansi Grup dan efek materialterhadap laporan keuangankonsolidasian (lanjutan)

ii. The adoption of these new/revisedstandards and interpretations did notresult in substantial changes to theGroup’s accounting policies and had nomaterial effect on the amounts reported inthe consolidated financial statements(continued)

- PSAK No. 34 (Revisi 2010), “KontrakKonstruksi”;

- PSAK No. 36 (Revisi 2010), “AkuntansiAsuransi Jiwa”;

- PSAK No. 45 (Revisi 2011), “PelaporanKeuangan Entitas Nirlaba”;

- PSAK No. 50 (Revisi 2010), “InstrumenKeuangan: Penyajian”;

- PSAK No. 53 (Revisi 2010),“Pembayaran Berbasis Saham”;

- PSAK No. 55 (Revisi 2010), “InstrumenKeuangan: Pengakuan danPengukuran”;

- PSAK No. 56 (Revisi 2011), “Laba PerSaham”;

- SFAS No. 34 (Revised 2010),“Construction Contracts”;

- SFAS No. 36 (Revised 2010), “Accountingfor Life Insurance”;

- SFAS No. 45 (Revised 2011), “Report ofNon-profit Entity”;

- SFAS No. 50 (Revised 2010), “FinancialInstruments: Presentation”;

- SFAS No. 53 (Revised 2010), “Share-Based Payments”;

- SFAS No. 55 (Revised 2010), “FinancialInstrument: Recognition andMeasurement”;

- SFAS No. 56 (Revised 2011), “EarningPer Share”;

- PSAK No. 61, “Akuntansi HibahPemerintah dan Pengungkapan BantuanPemerintah”;

- PSAK No. 63 (Revisi 2011), “PelaporanKeuangan dalam Ekonomi Hiperinflasi”;

- ISAK No. 13, “Lindung Nilai InvestasiNeto dalam Kegiatan Usaha LuarNegeri”;

- ISAK No. 15, “Batas Aset Imbalan Pasti,Persyaratan Pendanaan Minimum danInteraksinya”;

- ISAK No. 16, ”Pengaturan KonsesiJasa”;

- ISAK No. 18, “Bantuan Pemerintah -Tidak Berelasi Spesifik dengan AktivitasOperasi”;

- ISAK No. 19, “Aplikasi PendekatanPenyajian Kembali Pada PSAK No. 63:Pelaporan Keuangan Dalam EkonomiHiperinflasi”;

- SFAS No. 61, “Accounting forGovernment Grants and Disclosure ofGovernment Assistance”;

- SFAS No. 63 (Revised 2011), “FinancialReporting in HyperinflationaryEconomies”;

- IFAS No. 13, “Hedging of a NetInvestment in a Foreign Operation”;

- IFAS No. 15, “The Limit on a DefinedBenefit Asset, Minimum FundingRequirements and their Interaction”;

- IFAS No. 16, “Service ConcessionArrangements”;

- IFAS No. 18, “Government Assistance -No Specific Relation to OperatingActivities”;

- IFAS No. 19, “Restatement Approach onSFAS No. 63: Financial Reporting inHyperinflationary Economies”;

- ISAK No. 20, “Pajak Penghasilan -Perubahan dalam Status Pajak Entitasatau Para Pemegang Sahamnya”;

- ISAK No. 22, “Perjanjian Konsesi Jasa:Pengungkapan”;

- ISAK No. 23, “Sewa Operasi - Insentif”;

- ISAK No. 24, “Evaluasi SubstansiBeberapa Transaksi yang MelibatkanSuatu Bentuk Legal Sewa”; dan

- ISAK No. 26, “Penilaian Ulang DerivatifMelekat”.

- IFAS No. 20, “Income Taxes - Changes inthe Tax Status of an Entity or itsShareholders”;

- IFAS No. 22, “Service ConcessionArrangements: Disclosure”;

- IFAS No. 23, “Operating Lease –Incentives”;

- IFAS No. 24, “Evaluating the Substanceof Transaction Involving the Legal Formof a Lease”; and

- IFAS No. 26, “Re-assessment ofEmbedded Derivatives”.










ii. Penerapan dari standar dan interpretasibaru/revisi berikut, tidak menimbulkanperubahan besar terhadap kebijakanakuntansi Grup dan efek materialterhadap laporan keuangankonsolidasian (lanjutan)

ii. The adoption of these new/revisedstandards and interpretations did notresult in substantial changes to theGroup’s accounting policies and had nomaterial effect on the amounts reported inthe consolidated financial statements(continued)

Pencabutan standar dan interpretasi initidak menyebabkan perubahan signifikanterhadap kebijakan akuntansi Grup dantidak berdampak material atas jumlah yangdilaporkan atas periode berjalan atauperiode sebelumnya:

The withdrawals of these standards andinterpretations did not result in significantchanges to the Group’s accounting policiesand had no material effect on the amountsreported for the current or prior financialperiod:

- PSAK No. 11, “Penjabaran LaporanKeuangan dalam Mata Uang Asing”;

- PSAK No. 27, “Akuntansi Koperasi”;

- PSAK No. 29, “Akuntansi Minyak danGas Bumi”;

- PSAK No. 39, “Akuntansi Kerja SamaOperasi”;

- PSAK No. 52, ”Mata Uang Pelaporan”;- ISAK No. 4, “Alternatif Perlakuan yang

Diizinkan atas Selisih Kurs”; dan- ISAK No. 5, “Pelaporan Perubahan Nilai

Wajar Investasi Efek dalam KelompokTersedia untuk Dijual”.

- SFAS No. 11, “Translation of FinancialStatements in Foreign Currencies”;

- SFAS No. 27, “Accounting forCooperatives”;

- SFAS No. 29, “Accounting for Oil andGas”;

- SFAS No. 39, “Accounting for JointOperations”;

- SFAS No. 52, “Reporting Currencies”;IFAS No. 4, “Allowable AlternativeTreatment of Foreign ExchangeDifferences”; and

- IFAS No. 5, “Reporting Changes in FairValue of Securities included in Availablefor Sale Investment”.

Grup sedang mengevaluasi dampak yangmungkin ditimbulkan dari revisi atas PSAK38, “Kombinasi Bisnis pada EntitasPengendali” dan pencabutan atas PSAK 51,“Akuntansi Kuasi-Reorganisasi (PPSAK 10)”yang wajib diterapkan untuk periodepelaporan keuangan yang dimulai 1 Januari2013.

The Group is still evaluating the possibleimpact of the revision on SFAS 38, “BusinessCombinations on Entity Under CommonControl” and withdrawal of SFAS 51, “QuasiReorganisation (PPSAK 10)”, which aremandatory for financial reporting periodsbeginning 1 January 2013.

Pencabutan PSAK No. 29 “AkuntansiMinyak dan Gas Bumi” tidak berdampakpada akuntansi yang digunakan oleh Grup.Sejak 1 Januari 2012, perlakuan akuntansiminyak dan gas bumi tersebut diatur dalamPSAK No. 12 (Revisi 2009), “BagianPartisipasi dalam Ventura Bersama” sertaPSAK No. 64 (Revisi 2011), “AktivitasEksplorasi dan Evaluasi padaPertambangan Sumber Daya Mineral”.

The withdrawal of SFAS No. 29, “Accountingfor Oil and Gas”, did not affect the accountingused by the Group. Effective 1 January 2012,the accounting treatment for accounting of oiland gas had been addressed by SFASNo. 12 (Revised 2009), “Interests in JointVentures” and SFAS No. 64 (Revised 2011),“Exploration and Evaluation of MineralResources”.








c. Prinsip konsolidasi c. Principles of consolidation

Entitas Anak Subsidiaries

Entitas Anak adalah seluruh entitas (termasukentitas bertujuan khusus) dimana Grupmemiliki kekuasaan untuk mengatur kebijakankeuangan dan operasional atasnya, biasanyamelalui kepemilikan lebih dari setengah haksuara. Keberadaan dan dampak dari haksuara potensial yang saat ini dapatdilaksanakan atau dikonversi,dipertimbangkan ketika menilai apakah Grupmengendalikan entitas lain. Entitas Anakdikonsolidasikan secara penuh sejak tanggalpengendalian dialihkan kepada Grup. EntitasAnak tidak dikonsolidasikan sejak tanggalGrup kehilangan pengendalian.

Subsidiaries are entities (including specialpurpose entities) over which the Group has thepower to govern the financial and operatingpolicies generally accompanying a shareholdingof more than one half of the voting rights. Theexistence and effect of potential voting rights thatare currently exercisable or convertible areconsidered when assessing whether the Groupcontrols another entity. Subsidiaries are fullyconsolidated from the date on which control istransferred to the Group. They are de-consolidated from the date on which that controlceases.

Grup menggunakan metode akuisisi untukmencatat kombinasi bisnis. Imbalan yangdialihkan untuk akuisisi suatu Entitas Anakadalah sebesar nilai wajar aset yang dialihkan,liabilitas yang diakui dan kepentingan ekuitasyang diterbitkan oleh Grup. Imbalan yangdialihkan termasuk nilai wajar aset atauliabilitas yang timbul dari kesepakatan imbalankontinjensi. Biaya terkait akuisisi dibebankanketika terjadi. Aset teridentifikasi yangdiperoleh dan liabilitas serta liabilitaskontinjensi yang diambil alih dalam suatukombinasi bisnis diukur pada awalnya sebesarnilai wajar pada tanggal akuisisi. Untuk setiapakuisisi, Grup mengakui kepentingan non-pengendali pada pihak yang diakuisisi baiksebesar nilai wajar atau sebesar bagianproporsional kepentingan non-pengendali atasaset neto pihak yang diakuisisi.

The Group uses the acquisition method ofaccounting to account for business combinations.The consideration transferred for the acquisitionof an entity is the fair value of the assetstransferred, the liabilities incurred and the equityinterests issued by the Group. The considerationtransferred includes the fair value of any asset orliability resulting from a contingent considerationarrangement. Acquisition-related costs areexpensed as incurred. Identifiable assetsacquired and liabilities and contingent liabilitiesassumed in a business combination aremeasured initially at their fair values at theacquisition date. On every acquisition, the Grouprecognises any non-controlling interest in theacquiree either at fair value or at the non-controlling interest’s proportionate share of theacquiree’s net assets.

Selisih lebih imbalan yang dialihkan, jumlahkepentingan non-pengendali pada pihak yangdiakuisisi serta nilai wajar pada tanggalakuisisi kepentingan ekuitas sebelumnyadimiliki pihak pengakuisisi atas nilai wajar asetteridentifikasi yang diakuisisi dicatat sebagaigoodwill. Jika jumlah ini lebih rendah dari nilaiwajar aset bersih entitas yang diakuisisi dalamkasus pembelian dengan diskon, selisihnyadiakui langsung dalam laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian.

The excess of the consideration transferred, theamount of any non-controlling interest in theacquiree and the acquisition-date fair value ofany previous equity interest in the acquiree overthe fair value of the Group’s share of theidentifiable net assets acquired is recorded asgoodwill. If this is less than the fair value of thenet assets of the Subsidiary acquired in the caseof a bargain purchase, the difference isrecognised directly in the consolidatedstatements of comprehensive income.








c. Prinsip konsolidasi (lanjutan) c. Principles of consolidation (continued)

Entitas Anak (lanjutan) Subsidiaries (continued)

Goodwill merupakan selisih lebih antara hargaperolehan investasi dan nilai wajar bagianGrup atas aset bersih Entitas Anak yangdiakuisisi pada tanggal akuisisi. Sebelum1 Januari 2011, goodwill diamortisasi selamamasa KKS menggunakan metode unit produksidimulai sejak tanggal akuisisi menggunakanbasis estimasi cadangan terbukti. Perubahandalam estimasi cadangan dilakukan secaraprospektif, dimulai sejak awal periodeterjadinya perubahan.

Sebagai hasil dari penerapan PSAK No. 22pada tanggal 1 Januari 2011, Grup telahmenerapkan kebijakan baru secara prospektifterkait dengan goodwill, dimana goodwill tidakakan diamortisasi lagi, tetapi dilakukanpengujian penurunan nilai secara tahunan dandicatat pada biaya perolehan dikurangipenurunan nilai.

Goodwill represents the excess of the acquisitioncost over the fair value of the Group’s share ofthe net assets of the acquired Subsidiary at thedate of acquisition. Before 1 January 2011,goodwill was amortised over the period of thePSC using the units of production method fromthe date of the acquisition based on estimatedproven reserves. Changes in estimated reservesare accounted for on a prospective basis, fromthe beginning of the period in which the changeoccurs.

As a result of adopting SFAS No. 22 on1 January 2011, the Group has applied the newaccounting policy prospectively in respect ofgoodwill whereby goodwill will no longer beamortised but will be tested annually forimpairment and carried at cost less impairment.

Transaksi, saldo dan keuntungan antar entitasGrup yang belum direalisasi telah dieliminasi.Kerugian yang belum direalisasi jugadieliminasi. Kebijakan akuntansi Entitas Anakdiubah jika diperlukan untuk memastikankonsistensi dengan kebijakan akuntasi yangdiadopsi Grup.

Intercompany transactions, balances andunrealised gains on transactions between Groupcompanies are eliminated. Unrealised losses arealso eliminated. Accounting policies ofSubsidiaries have been changed wherenecessary to ensure consistency with thepolicies adopted by the Group.

Transaksi dengan kepentingan non-pengendali

Transactions with non-controlling interests

Grup memperlakukan transaksi dengankepentingan non-pengendali sebagai transaksidengan pemilik ekuitas Grup. Untuk pembeliandari kepentingan non-pengendali, selisih antaraimbalan yang dibayar dan bagian yangdiakuisisi atas nilai tercatat aset bersih EntitasAnak dicatat pada ekuitas. Keuntungan ataukerugian pelepasan kepentingan non-pengendali juga dicatat pada ekuitas.

The Group treats transactions with non-controlling interests as transactions with equityowners of the Group. For purchases from non-controlling interests, the difference between anyconsideration paid and the relevant shareacquired of the carrying value of net assets ofthe Subsidiary is recorded in equity. Gains orlosses on disposals to non-controlling interestsare also recorded in equity.









Transaksi dengan kepentingan non-pengendali (lanjutan)

Transactions with non-controlling interests(continued)

Ketika Grup tidak lagi memiliki pengendalianatau pengaruh signifikan, kepentingan yangmasih tersisa atas entitas diukur kembaliberdasarkan nilai wajarnya, dan perubahannilai tercatat diakui dalam laporan laba-rugikomprehensif. Nilai wajar adalah nilai tercatatawal untuk kepentingan pengukuran kembalikepentingan yang tersisa sebagai entitasasosiasi, ventura bersama atau aset keuangan.Di samping itu, jumlah yang sebelumnya diakuipada pendapatan komprehensif lainsehubungan dengan entitas tersebut dicatatseolah-olah Grup telah melepas aset atauliabilitas terkait. Hal ini dapat berarti bahwajumlah yang sebelumnya diakui padapendapatan komprehensif lain direklasifikasipada laporan laba-rugi komprehensif.

When the Group ceases to have control orsignificant influence, any retained interest in theentity is remeasured to its fair value, with thechange in carrying amount recognised in thestatements of comprehensive income. The fairvalue is the initial carrying amount for thepurposes of subsequently accounting for theretained interest as an associate, joint venture orfinancial asset. In addition, any amountspreviously recognised in other comprehensiveincome in respect of that entity are accounted foras if the Group had directly disposed of therelated assets or liabilities. This may mean thatamounts previously recognised in othercomprehensive income are reclassified to thestatements of comprehensive income.

Entitas Asosiasi Associates

Entitas asosiasi adalah seluruh entitas dimanaGrup memiliki pengaruh signifikan namunbukan pengendalian, biasanya melaluikepemilikan hak suara antara 20% dan 50%.Investasi entitas asosiasi dicatat denganmetode ekuitas dan diakui awalnya sebesarharga perolehan. Di dalam investasi Grup atasentitas asosiasi termasuk goodwill yangdiidentifikasi ketika akuisisi, dikurangiakumulasi amortisasi dan penurunan nilai.

Associates are all entities over which the Grouphas significant influence but not control,generally accompanying a shareholding ofbetween 20% and 50% of the voting rights.Investments in associates are accounted forusing the equity method of accounting and areinitially recognised at cost. The Group’sinvestment in associates includes goodwillidentified on acquisition, net of any accumulatedamortisation and impairment loss.

Bagian Grup atas laba atau rugi entitasasosiasi pasca akuisisi diakui dalam laporanlaba-rugi komprehensif dan bagian atas mutasipendapatan komprehensif lainnya pascaakuisisi diakui didalam pendapatankomprehensif lainnya. Mutasi pendapatankomprehensif pasca akuisisi disesuaikanterhadap nilai tercatat investasinya. Jika bagianGrup atas kerugian entitas asosiasi samadengan atau melebihi kepentingannya padaentitas asosiasi, termasuk piutang tanpaagunan, Grup menghentikan pengakuanbagian kerugiannya, kecuali Grup memilikikewajiban atau melakukan pembayaran atasnama entitas asosiasi.

The Group’s share of its associates’ post-acquisition profits or losses is recognised in thestatements of comprehensive income, and itsshare of post-acquisition movements in othercomprehensive income is recognised in othercomprehensive income. The cummulative post-acquisition movements are adjusted against thecarrying amount of the investment. When theGroup’s share of losses in an associate equalsor exceeds its interest in the associate, includingany other unsecured receivables, the Groupdoes not recognise further losses, unless it hasincurred obligations or made payments on behalfof the associate.

Keuntungan dan kerugian dilusi yang timbuldari investasi entitas asosiasi diakui dalamlaporan laba-rugi komprehensif.

Dilution gains and losses arising frominvestments in associates are recognised in thestatements of comprehensive income.









Entitas Asosiasi (lanjutan) Associates (continued)

Keuntungan yang belum direalisasi atastransaksi antara Grup dan entitas asosiasinyadieliminasi sebesar kepentingan Grup padaentitas asosiasi. Kerugian yang belumdirealisasi juga dieliminasi kecuali transaksitersebut memberikan bukti penurunan nilaiaset yang ditransfer. Kebijakan akuntansientitas asosiasi disesuaikan jika diperlukanuntuk memastikan konsistensi dengankebijakan yang diterapkan oleh Grup.

Unrealised gains on transactions between theGroup and its associates are eliminated to theextent of the Group’s interest in the associates.Unrealised losses are also eliminated unless thetransaction provides evidence of an impairmentof the asset transferred. Accounting policies ofassociates have been changed where necessaryto ensure consistency with the policies adoptedby the Group.

Entitas Anak yang termasuk dalam laporankeuangan konsolidasian untuktahun yang berakhir pada tanggal31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

The Subsidiaries included in the consolidatedfinancial statements for the year ended31 December 2012 and 2011 are as follows:

Jumlah aset sebelumTahun eliminasi/Total assets

pendirian/ before eliminationsNama Entitas Anak/ Kegiatan usaha/ Year ofName of Subsidiary Nature of business establishment 2012 2011

1. Pertamina Energy Trading Perdagangan minyak mentah danLimited (PETRAL) dan hasil olahan minyak/Entitas Anak/and Trading of crudeSubsidiaries oil and oil products 1976 3,556,858 2,744,813

2. PT Usayana danEntitas Anak/ Jasa pengeboran minyak dan gas/and Subsidiaries Oil and gas drilling services 1979 31,307 36,834

3. PT Pertamina Hulu Energi Eksplorasi dan produksi minyak dandan Entitas Anak/ gas/Oil and gas exploration andand Subsidiaries production 1990 3,231,395 2,261,127

4. PT Patra Jasa Sewa perkantoran,perumahan dan hotel/Rental of offices, housing,and operation of hotels 1975 51,744 45,064

5. PT Pertamina Patra Niaga Jasa, perdagangan, dan aktivitasdan Entitas Anak/ industri/Services, tradingand Subsidiaries and industrial activities 1997 481,251 419,583

6. PT Pertamina TransKontinentaldan Entitas Anak/and Subsidiaries Perkapalan/Shipping 1969 149,238 127,096

7. PT Pelita Air Servicedan Entitas Anak/ Jasa pengangkutan udara/and Subsidiary Air transportation services 1970 70,407 58,659

8. PT Pertamina Retail Penjualan retail SPBU/Public fuel filling station business 1997 38,730 22,979









Entitas Asosiasi (lanjutan) Associates (continued)

Tahun Jumlah aset sebelum eliminasi/pendirian/ Total assets before eliminations

Nama Entitas Anak/ Kegiatan usaha/ Year ofName of Subsidiary Nature of business establishment 2012 2011

9. PT Pertamina Jasa kesehatan dan pengoperasianBina Medika rumah sakit/Health services and

operation of hospitals 1997 107,910 111,364

10. PT Pertamina DanaVentura dan Entitas Anak/ Manajemen portofolio/and Subsidiary Investment management 2002 155,968 152,858

11. PT Pertamina Training Jasa pengembangan& Consulting sumber daya manusia/

Human resourcesdevelopment services 1999 13,249 10,734

12. PT Pertamina EP Eksplorasi dan produksi minyak dangas/Oil and gas exploration andproduction 2005 10,844,211 9,908,356

13. PT Pertamina Geothermal Pengusahaan sumber daya panas bumi,Energy meliputi eksplorasi dan produksi uap

dan produksi listrik/Geothermalactivities,including explorationfor and production of steamand generation of electricity 2006 972,606 986,496

14. Pertamina E&P Libya Eksplorasi dan produksi minyak dan gas/Limited Oil and gas exploration and production 2005 154 154

15. PT Pertamina EP Cepu Eksplorasi dan produksi minyak dan gas/Oil and gas exploration and production 2005 779,612 593,532

16. PT Pertamina Gas Niaga minyak dan gas, transportasi gas,dan Entitas Anak/ pemrosesan, distribusi danand Subsidiary penyimpanan minyak dan gas/

Oil and gas trading, gas transportation,processing, distribution and storage 2007 727,417 601,731

17. PT Tugu Pratama Indonesia Jasa asuransi/Insurance services 1981 621,774 398,842dan Entitas Anak/and Subsidiaries

18. PT Pertamina Drilling Jasa pengeboran minyak dan gas/Services Indonesia Oil and gas drilling services 2008 515,792 401,701

19. PT Pertamina East Eksplorasi dan produksi minyak dan gas/Natuna Oil and gas exploration and production 2012 129 -

Perusahaan mengklasifikasikan investasi padaPT Arun Natural Gas Liquefaction danPT Badak Natural Gas Liquefaction sebagaiinvestasi tersedia untuk dijual pada hargaperolehan karena secara substansiPerusahaan tidak memiliki kendali pada keduaperusahaan tersebut. Operasi dari keduaperusahaan tersebut dikendalikan oleh paraprodusen gas bumi.

The Company classifies its investments inPT Arun Natural Gas Liquefaction and PT BadakNatural Gas Liquefaction as available-for-sale atcost because the Company, in substance, doesnot control those companies. The operations ofthose companies are controlled by the naturalgas producers.








d. Transaksi-transaksi pihak-pihak yangberelasi

d. Related party transactions

Perusahaan melakukan transaksi denganpihak-pihak yang berelasi sebagaimanadidefinisikan dalam PSAK No. 7“Pengungkapan Pihak-Pihak Berelasi”.Seluruh transaksi dan saldo yang materialdengan pihak-pihak yang berelasidiungkapkan dalam catatan atas laporankeuangan konsolidasian.

The Company enters into transactions withrelated parties as defined in SFAS No. 7“Related Party Disclosures”. All significanttransactions and balances with related partiesare disclosed in the notes to these consolidatedfinancial statements.

e. Kas dan setara kas e. Cash and cash equivalents

Kas dan setara kas termasuk kas, bank dansemua deposito berjangka yang jatuh tempodalam tiga bulan atau kurang sejak tanggalpenempatan dan tidak digunakan sebagaijaminan atau tidak dibatasi penggunaannya.

Untuk tujuan penyusunan laporan arus kas,kas dan setara kas disajikan setelah dikurangicerukan.

Cash and cash equivalents are cash on hand,cash in banks and time deposits with maturityperiods of three months or less at the time ofplacement and which are not used as collateralor are not restricted.

For the purpose of the statements of cash flows,cash and cash equivalents are presented net ofoverdrafts.

Kas dan setara kas yang dibatasipenggunaannya yang akan digunakan untukmembayar liabilitas yang akan jatuh tempodalam waktu satu tahun disajikan sebagai “Kasyang Dibatasi Penggunaannya” dan disajikansebagai bagian dari Aset Lancar pada neracakonsolidasian. Kas dan setara kas yangdibatasi penggunaannya untuk membayarliabilitas yang akan jatuh tempo dalam waktulebih dari satu tahun dari tanggal neracakonsolidasian disajikan sebagai “Aset Lain-lain- bersih” dan menjadi bagian dari Aset TidakLancar pada neraca konsolidasian.

Cash and cash equivalents which are restrictedfor repayment of currently maturing obligationsare presented as “Restricted cash” under theCurrent Assets section of the consolidatedbalance sheets. Cash and cash equivalentswhich are restricted to repay obligations maturingafter one year from the consolidated balancesheet date are presented as part of “OtherAssets - net” under the Non-Current Assetssection of the consolidated balance sheets.








f. Aset keuangan f. Financial assets

I. Klasifikasi I. Classification

Grup mengklasifikasikan aset keuangandalam kategori sebagai berikut: (i) asetkeuangan yang diukur pada nilai wajarmelalui laporan laba-rugi, (ii) pinjamandan piutang, dan (iii) aset keuanganyang tersedia untuk dijual. Klasifikasi initergantung pada tujuan perolehan asetkeuangan. Manajemen menentukanklasifikasi aset keuangan tersebut padasaat pengakuan awal.

Aset keuangan dihentikanpengakuannya apabila hak untukmenerima arus kas dari investasitersebut telah berakhir atau telahditransfer dan Grup telah mentransfersecara substansial seluruh risiko danmanfaat atas kepemilikan aset keuangantersebut.

The Group classifies its financial assetsinto the categories of: (i) financial assetsat fair value through profit or loss, (ii) loansand receivables and (iii) available-for-salefinancial assets. The classificationdepends on the purpose for which thefinancial assets were acquired.Management determines the classificationof its financial assets at initial recognition.

Financial assets are derecognised whenthe rights to receive cash flows from theinvestments have expired or have beentransferred and the Group has transferredsubstantially all risks and rewards ofownership.

(i) Aset keuangan yang diukur padanilai wajar melalui laporan laba-rugi

(i) Financial assets at fair value throughprofit or loss

Aset keuangan yang diukur padanilai wajar melalui laporan laba-rugiadalah aset keuangan yangdiperoleh untuk tujuandiperdagangkan. Aset keuangandiklasifikasikan dalam kelompok inijika diperoleh terutama ditujukanuntuk dijual dalam jangka pendek.Derivatif juga diklasifikasikansebagai dimiliki untukdiperdagangkan kecuali jikaditetapkan sebagai instrumenlindung nilai.

Financial assets at fair value throughprofit or loss are financial assets heldfor trading. A financial asset isclassified in this category if acquiredprincipally for the purpose of selling inthe short term. Derivatives are alsocategorised as held for trading unlessthey are designated as hedges.

Aset keuangan yang diukur padanilai wajar melalui laporan laba-rugi,pada awalnya diakui sebesar nilaiwajar dan biaya transaksinyadibebankan pada laporan laba-rugidan selanjutnya diukur pada nilaiwajar. Keuntungan atau kerugianyang timbul dari perubahan nilaiwajar dari aset keuangan inidisajikan didalam laporan laba-rugidi dalam periode terjadinya.

Financial assets carried at fair valuethrough profit or loss are initiallyrecognised at fair value, andtransaction costs are expensed in theprofit or loss and subsequently carriedat fair value. Gains or losses arisingfrom changes in fair value of thefinancial assets are presented in theprofit or loss in the period in whichthey arise.








f. Aset keuangan (lanjutan) f. Financial assets (continued)

I. Klasifikasi (lanjutan) I. Classification (continued)

(ii) Pinjaman dan piutang (ii) Loans and receivables

Pinjaman dan piutang adalah asetkeuangan non-derivatif denganpembayaran tetap atau telahditentukan dan tidak mempunyaikuotasi di pasar aktif. Aset keuanganini digolongkan ke dalam aset lancarkecuali diperkirakan akan jatuhtempo lebih dari 12 bulan setelahakhir periode pelaporan. Asetkeuangan yang disebut terakhir inidiklasifikasikan sebagai aset tidaklancar.

Loans and receivables are non-derivative financial assets with fixed ordetermined payments and not quotedin an active market. These financialassets are included in current assets,except where expected to maturemore than 12 months after the end ofthe reporting period. These areclassified as non-current assets.

Pinjaman dan piutang pada awalnyadiakui sebesar nilai wajar termasukbiaya transaksi yang dapatdiatribusikan secara langsung danselanjutnya diukur pada biayaperolehan diamortisasi denganmenggunakan metode suku bungaefektif.

Loans and receivables are initiallyrecognised at fair value includingdirectly attributable transaction costsand subsequently carried at amortisedcost using the effective interest ratemethod.

(iii) Aset keuangan yang tersedia untukdijual

(iii) Available-for-sale financial assets

Aset keuangan yang tersedia untukdijual adalah aset keuangan non-derivatif yang ditetapkan sebagaitersedia untuk dijual atau yang tidakdiklasifikasikan pada kategori lain.Aset keuangan ini digolongkansebagai aset tidak lancar kecualiinvestasinya jatuh tempo ataumanajemen bermaksud untukmelepasnya dalam waktu 12 bulandari akhir periode pelaporan.

Available-for-sale financial assets arenon-derivative financial assets that aredesignated as available-for-sale orthat are not classified in any othercategory. These financial assets areincluded in non-current assets unlessthe investment matures ormanagement intends to dispose of itwithin 12 months of the end of thereporting period.








f. Aset keuangan (lanjutan) f. Financial assets (continued)

I. Klasifikasi (lanjutan) I. Classification (continued)

(iii) Aset keuangan yang tersedia untukdijual (lanjutan)

(iii) Available-for-sale financial assets(continued)

Aset keuangan yang tersedia untukdijual pada awalnya diakui sebesarnilai wajar, termasuk biaya transaksiyang dapat diatribusikan secaralangsung. Setelah pengakuan awal,aset keuangan tersebut diukurdengan nilai wajar. Perubahan nilaiwajarnya diakui di bagianpendapatan komprehensif lainnya,kecuali untuk kerugian akibatpenurunan nilai dan keuntunganatau kerugian akibat perubahan kursdiakui di laporan laba-rugi. Jikasuatu aset keuangan tersedia untukdijual mengalami penurunan nilai,maka akumulasi keuntungan ataukerugian yang sebelumnya telahdiakui di bagian pendapatankomprehensif lainnya, diakui dalamlaporan laba-rugi.

Available-for-sale financial assets areinitially recognised at fair value,including directly attributabletransaction costs. Subsequently, thefinancial assets are carried at fairvalue. Changes in the fair value arerecognised in other comprehensiveincome, except for impairment lossesand foreign exchange gains or losses,which are recognised in the profit orloss. If the available-for-sale financialassets are impaired, the cumulativegain or loss previously recognised inother comprehensive income isrecognised in the profit or loss.

Investasi pada efek ekuitas, yangtidak memiliki kuotasi harga di pasaryang aktif dan nilai wajarnya tidakdapat diukur secara andal, diukurpada biaya perolehan.

Investments in equity securities that donot have a quoted market price in anactive market and whose fair valuecannot be reliably measured aremeasured at cost.

II. Saling hapus antar instrumenkeuangan

II. Offsetting financial instruments

Aset keuangan dan liabilitas keuangandisajikan secara saling hapus dan nilaibersihnya disajikan di dalam laporanposisi keuangan konsolidasian (neraca)jika terdapat hak yang berkekuatanhukum untuk melakukan saling hapusatas jumlah yang telah diakui tersebutdan ada niat untuk menyelesaikansecara neto, atau merealisasikan asetdan menyelesaikan liabilitas secarasimultan.

Financial assets and liabilitites are offsetand the net amount reported in theconsolidated statements of financialposition (balance sheet) when there is alegally enforceable right to offset therecognised amounts and there is anintention to settle on a net basis, or torealise the asset and settle the liabilitysimultaneously.








g. Penurunan nilai dari aset keuangan g. Impairment of financial assets

I. Aset yang dicatat berdasarkan biayaperolehan diamortisasi

I. Assets carried at amortised cost

Pada setiap tanggal neraca, Grupmengevaluasi apakah terdapat buktiyang objektif bahwa aset keuangan atausuatu kelompok aset keuanganmengalami penurunan nilai. Asetkeuangan atau kelompok aset keuanganditurunkan nilainya dan kerugianpenurunan nilai terjadi, hanya jikaterdapat bukti objektif mengenaipenurunan nilai tersebut adalah sebagaiakibat dari satu atau lebih peristiwa yangterjadi setelah pengakuan awal asettersebut (“peristiwa yang merugikan”),dan peristiwa yang merugikan tersebutberdampak pada estimasi arus kas masadepan atas aset keuangan ataukelompok aset keuangan yang dapatdiestimasi secara andal.

The Group asseses at each balance sheetdate whether there is objective evidencethat a financial asset or group of financialassets is impaired. A financial asset or agroup of financial assets is impaired andimpairment losses are incurred only ifthere is objective evidence of impairmentas a result of one or more events thatoccurred after the initial recognition of theasset (a “loss event”) and that loss event(or events) has an impact on the estimatedfuture cash flows of the financial asset or agroup of financial assets that can bereliably estimated.

Kriteria yang digunakan Grup untukmenentukan bahwa ada bukti objektifdari suatu penurunan nilai meliputi:

The criteria that the Group uses todetermine that there is objective evidenceof an impairment loss include:

- Debitur gagal membayar ataumenunggak pembayaran;

- kesulitan keuangan signifikan yangdialami debitur;

- pelanggaran kontrak, sepertiterjadinya wanprestasi atautunggakan pembayaran pokok ataubunga;

- Default or delinquency in payments bythe debtor;

- significant financial difficulty of thedebtor;

- a breach of contract, such as a defaultor delinquency in interest or principalpayments;

- pemberi pinjaman, dengan alasanekonomi atau hukum sehubungandengan kesulitan keuangan yangdialami pihak peminjam, memberikankeringanan kepada pihak peminjamyang tidak mungkin diberikan jikapihak peminjam tidak mengalamikesulitan tersebut;

- the lenders, for economic or legalreasons relating to the borrower’sfinancial difficulty, granting to theborrower a concession that the lenderswould not otherwise consider;








g. Penurunan nilai dari aset keuangan(lanjutan)

g. Impairment of financial assets (continued)

I. Aset yang dicatat berdasarkan biayaperolehan diamortisasi (lanjutan)

I. Assets carried at amortised cost(continued)

- terdapat kemungkinan bahwa debiturakan dinyatakan pailit ataumelakukan reorganisasi keuanganlainnya;

- the probability that the debtor will enterbankruptcy or other financialreorganisation;

- hilangnya pasar aktif dari asetkeuangan akibat kesulitan keuangan;atau

- the disappearance of an active marketfor that financial asset because offinancial difficulties; or

- data yang dapat diobservasimengindikasikan adanya penurunanyang dapat diukur atas estimasi aruskas masa depan dari kelompok asetkeuangan sejak pengakuan awalaset dimaksud, meskipunpenurunannya belum dapatdiidentifikasi terhadap aset keuangansecara individual dalam kelompokaset tersebut, termasuk antara lain:

- observable data indicating that there isa measurable decrease in theestimated future cash flows from aportfolio of financial assets since theinitial recognition of those assets,although the decrease cannot yet betraced to the individual financial assetsin the portfolio, including:

- memburuknya statuspembayaran pihak peminjamdalam kelompok tersebut; dan

- kondisi ekonomi nasional ataulokal yang berkorelasi denganwanprestasi atas aset dalamkelompok tersebut.

- adverse changes in the paymentstatus of borrowers in the portfolio;and

- national or local economicconditions that correlate withdefaults on the assets in theportfolio.

Jika terdapat bukti objektif bahwakerugian penurunan niIai telah terjadi,maka jumlah kerugian tersebut diukursebagai selisih nilai tercatat aset dengannilai kini estimasi arus kas masa depan(tidak termasuk kerugian kredit di masadepan yang belum terjadi) yangdidiskonto dengan menggunakan sukubunga efektif awal dari aset tersebut.Nilai tercatat aset tersebut dikurangi, baiksecara langsung maupun menggunakanpos provisi. Jumlah kerugian yang terjadidiakui pada laporan laba-rugi.

If there is objective evidence that animpairment loss has occured, the amountof loss is measured as the differencebetween the asset’s carrying amount andthe present value of estimated future cashflows (excluding future credit losses thathave not been incurred) discounted at thefinancial asset’s original effective interestrate. The carrying amount of the asset isreduced either directly or through the useof a provision account. The amount of theloss is recognised in the profit or loss.










I. Aset yang dicatat berdasarkan biayaperolehan diamortisasi (lanjutan)

I. Assets carried at amortised cost(continued)

Jika, pada periode berikutnya, jumlahkerugian penurunan nilai berkurang danpengurangan tersebut dapat dikaitkansecara objektif pada peristiwa yangterjadi setelah penurunan nilai diakui(seperti meningkatnya peringkat kreditdebitur), maka kerugian penurunan nilaiyang sebelumnya diakui akan dipulihkan,baik secara langsung, atau denganmenyesuaikan pos provisinya. Jumlahpemulihan tersebut diakui pada laporanlaba-rugi dan jumlahnya tidak bolehmengakibatkan nilai tercatat asetkeuangan melebihi biaya perolehandiamortisasi sebelum adanya pengakuanpenurunan nilai pada tanggal pemulihandilakukan.

If, in a subsequent period, the amount ofthe impairment loss decreases and thedecrease can be related objectively to anevent occurring after the impairment wasrecognised (such as an improvement inthe debtor’s credit rating), the previouslyrecognised impairment loss will bereversed either directly or by adjusting theprovision account. The reversal amount isrecognised in the profit or loss and theamount cannot exceed what the amortisedcost would have been had the impairmentnot been recognised at the date theimpairment was reversed.

II. Aset yang tersedia untuk dijual II. Assets classified as available for sale

Ketika penurunan nilai wajar atas asetkeuangan yang diklasifikasikan dalamkelompok tersedia untuk dijual telahdiakui secara langsung dalam ekuitasdan terdapat bukti objektif bahwa asettersebut mengalami penurunan nilai,maka kerugian kumulatif yangsebelumnya diakui secara langsungdalam ekuitas harus dikeluarkan dariekuitas dan diakui pada laporan laba-rugimeskipun aset keuangan tersebut belumdihentikan pengakuannya. Jumlahkerugian kumulatif yang dikeluarkan dariekuitas dan diakui pada laporan laba-rugimerupakan selisih antara biayaperolehan dengan nilai wajar kini,dikurangi kerugian penurunan nilai asetkeuangan yang sebelumnya telah diakuipada laporan laba-rugi.

When a decline in the fair value of anavailable-for-sale financial asset has beenrecognised directly in equity and there isobjective evidence that the assets areimpaired, the cumulative loss that hadbeen recognised in equity will bereclassified from equity to the profit or losseven though the financial asset has notbeen derecognised. The amount of thecumulative loss that is reclassified fromequity to the profit or loss is the differencebetween the acquisition cost and thecurrent fair value, less any impairment losson that financial asset previouslyrecognised in the profit or loss.

Kerugian penurunan nilai atas instrumenekuitas yang telah diakui pada laporanlaba-rugi tidak dapat dipulihkan melaluilaporan laba-rugi.

The impairment losses recognised in theprofit or loss on equity instrument can notbe reversed through the profit or loss.










II. Aset yang tersedia untuk dijual(lanjutan)

II. Assets classified as available for sale(continued)

Jika, pada periode berikutnya, nilai wajarinstrumen utang meningkat danpeningkatan tersebut dapat secaraobjektif dihubungkan dengan peristiwayang terjadi setelah pengakuan kerugianpenurunan nilai pada laporan laba-rugi,maka kerugian penurunan nilai tersebutdipulihkan melalui laporan laba-rugi.

If, in a subsequent period, the fair value ofa debt instrument increases and theincrease can be objectively related to anevent occuring after the impairment losswas recognised in the profit or loss, theimpairment loss is reversed through theprofit or loss.

h. Piutang h. Receivables

Piutang usaha dan piutang lain-lain padaawalnya diakui sebesar nilai wajar dankemudian diukur pada biaya perolehandiamortisasi dengan menggunakan metodesuku bunga efektif, dikurangi denganpenyisihan untuk penurunan nilai. Jika piutangdiharapkan tertagih dalam satu tahun ataukurang (atau dalam siklus normal operasi daribisnis jika lebih lama), piutang tersebutdikelompokkan sebagai aset lancar. Jika lebih,piutang tersebut disajikan sebagai aset tidaklancar.

Trade and other receivables are recognisedinitially at fair value and subsequently measuredat amortised cost using the effective interestmethod, less provision for impairment. Ifcollection is expected in one year or less (or inthe normal operating cycle of the business iflonger), they are classified as current assets. Ifmore, they are presented as non-current assets.

i. Persediaan i. Inventories

Persediaan minyak mentah dan persediaanhasil minyak dinilai berdasarkan nilai terendahantara biaya perolehan dan nilai realisasibersih.

Crude oil and oil product inventories arerecognised at the lower of cost and net realisablevalue.

Biaya perolehan ditentukan berdasarkanmetode rata-rata dan termasuk semua biayapembelian, biaya konversi dan biaya lain yangterjadi untuk membawa persediaan ke tempatdan kondisi saat ini.

Cost is determined based on the averagemethod and comprises all costs of purchases,costs of conversion and other costs incurred inbringing the inventory to its present location andcondition.

Nilai realisasi bersih untuk produk BBMbersubsidi adalah harga Mean of PlattsSingapore (MOPS) ditambah dengan biayadistribusi dan margin (Alfa) dikurangi denganestimasi biaya penyelesaian dan estimasibiaya untuk melakukan penjualan.

The net realisable value of subsidised fuelproducts (BBM) is the Mean of Platts Singapore(MOPS) price plus distribution costs and amargin (Alpha), less the estimated costs ofcompletion and the estimated costs necessary tomake the sale.








i. Persediaan (lanjutan) i. Inventories (continued)

Nilai realisasi bersih untuk produk LPG tabung3 kg adalah harga kontrak LPG Aramcoditambah biaya distribusi dan margin (Alfa)dikurangi dengan estimasi biaya penyelesaiandan estimasi biaya untuk melakukanpenjualan.

The net realisable value of LPG 3 kg cylinders isthe Aramco LPG contract price plus distributioncosts and a margin (Alpha), less the estimatedcosts of completion and the estimated costsnecessary to make the sale.

Persediaan material seperti suku cadang,bahan kimia dan sebagainya, dicatatberdasarkan metode rata-rata. Persediaanmaterial tidak termasuk persediaan usang,tidak terpakai dan lambat pergerakannya yangdisajikan dalam akun “Aset tidak lancar - Asetlain-lain - bersih”.

Materials such as spare parts, chemicals andothers are stated at average cost. Materialsexclude obsolete, unuseable and slow-movingmaterials which are recorded as part of the“Non-current assets - Other assets - net”account.

Penyisihan penurunan nilai persediaan usang,tidak terpakai, dan lambat pergerakannyadilakukan berdasarkan analisis manajementerhadap kondisi material tersebut pada akhirtahun.

A provision for obsolete, unuseable and slow-moving materials is provided based onmanagement’s analysis of the condition of suchmaterials at the end of the year.

j. Biaya dibayar dimuka dan uang muka j. Prepayments and advances

Biaya dibayar dimuka diamortisasi denganmenggunakan metode garis lurus selamaperiode manfaat masing-masing biaya.

Prepayments are amortised on a straight-linebasis over the estimated beneficial periods of theprepayments.

k. Investasi jangka panjang k. Long-term investments

(i) Investasi pada perusahaan asosiasi (i) Investments in associates

Perusahaan asosiasi adalah seluruhentitas dimana Grup mempunyai hakkepemilikan paling sedikit sebesar 20%tetapi pada umumnya tidak melebihi 50%,baik langsung maupun tidak langsung danmempunyai pengaruh signifikan, namunbukan pengendalian. Investasi padaperusahaan asosiasi dicatat denganmetode ekuitas dan pada awalnya diakuisebesar biaya perolehan.

Associates are all entities over which theGroup has ownership interests of at least20% but generally not more than 50%,directly or indirectly, and has significantinfluence, but not control. Investments inassociates are accounted for using theequity method of accounting and are initiallyrecognised at cost.

Untuk kebijakan akuntansi selengkapnyaatas entitas asosiasi lihat Catatan 2c.

See Note 2c for complete accounting policyon associates








k. Investasi jangka panjang (lanjutan) k. Long-term investments (continued)

(ii) Properti investasi - investasi jangkapanjang

(ii) Investment property - long-term investments

Properti investasi terdiri dari tanah danbangunan yang dikuasai Grup untukmenghasilkan pendapatan sewa atauuntuk kenaikan nilai, atau kedua-duanya,dan tidak untuk digunakan dalam produksiatau penyediaan barang atau jasa atauuntuk tujuan administratif atau dijualdalam kegiatan usaha normal.

Investment property consists of land andbuildings held by the Group to earn rentalincome or for capital appreciation, or both,rather than for use in the production orsupply of goods or services, administrativepurposes or sale in the ordinary course ofbusiness.

Properti investasi diukur denganmenggunakan metode biaya, yangdinyatakan sebesar biaya perolehantermasuk biaya transaksi dikurangiakumulasi penyusutan dan kerugianpenurunan nilai, jika ada, kecuali tanahyang tidak disusutkan. Biaya perolehantersebut termasuk bagian biayapenggantian dari properti investasi, jikakriteria pengakuan terpenuhi, dan tidaktermasuk biaya operasi penggunaanproperti tersebut.

An investment property is measured usingthe cost model, that is, stated at costincluding transaction costs lessaccumulated depreciation and impairmentlosses, if any, except for land which is notdepreciated. Such cost includes the cost ofreplacing part of the investment property, ifthe recognition criteria are satisfied, andexcludes operating expenses involving theuse of such property.

Penyusutan bangunan dihitung denganmenggunakan metode garis lurus berkisarantara 4 sampai 40 tahun yangmerupakan estimasi umur manfaatekonomisnya.

Building depreciation is computed using thestraight-line method over the estimateduseful lives of buildings ranging from 4 to 40years.

Properti investasi harus dihentikanpengakuannya pada saat pelepasan atauketika properti investasi tersebut tidakdigunakan lagi secara permanen dan tidakmemiliki manfaat ekonomis di masa depanyang dapat diharapkan dari pelepasannya.Laba atau rugi yang timbul daripenghentian pengakuan atau pelepasanproperti investasi diakui dalam laporanlaba-rugi komprehensif konsolidasiandalam tahun terjadinya penghentianpengakuan atau pelepasan tersebut.

An investment property is derecognisedupon disposal or when such investmentproperty is permanently withdrawn from useand no future economic benefits areexpected from its disposal. Gains or lossesarising from the derecognition or disposal ofinvestment property are recognised in theconsolidated statements of comprehensiveincome in the year such derecognition ordisposal occurs.

Transfer ke properti investasi dilakukanjika, dan hanya jika, terdapat perubahanpenggunaan yang ditunjukkan denganberakhirnya pemakaian oleh pemiliknya,dimulainya sewa operasi ke pihak lainatau selesainya pembangunan ataupengembangan. Transfer dari propertiinvestasi dilakukan jika, dan hanya jika,terdapat perubahan penggunaan yangditunjukkan dengan dimulainyapenggunaan oleh pemilik atau dimulainyapengembangan untuk dijual.

Transfers to investment property are madewhen, and only when, there is a change inuse, evidenced by the end of owner-occupation, commencement of an operatinglease to another party or the end ofconstruction or development. Transfers frominvestment property are made when, andonly when, there is a change in use,evidenced by the commencement of owner-occupation or commencement ofdevelopment with a view to sell.








k. Investasi jangka panjang (lanjutan) k. Long-term investments (continued)

(ii) Properti investasi - investasi jangkapanjang (lanjutan)

(ii) Investment property - long-term investments(continued)

Untuk transfer dari properti investasi keproperti yang digunakan sendiri,Perusahaan menggunakan metode biayapada tanggal perubahan penggunaan.Jika properti yang digunakan Perusahaanmenjadi properti investasi, Perusahaanmencatat properti tersebut sesuai dengankebijakan aset tetap sampai dengan saattanggal terakhir perubahanpenggunaannya.

For a transfer from investment property toowner-occupied property, the Companyuses the cost method at the date thechange occurs. If an owner-occupiedproperty becomes an investment property,the Company records the investmentproperty in accordance with the fixed assetpolicies up to the date of change in use.

l. Aset tetap l. Fixed assets

Pemilikan langsung Direct ownership

Tanah diakui sebesar biaya perolehan dantidak disusutkan. Aset tetap pada awalnyadiakui sebesar biaya perolehan danselanjutnya, kecuali tanah, dicatat sebesarbiaya perolehan dikurangi akumulasipenyusutan dan kerugian penurunan nilai.

Land is recognised at cost and not depreciated.Fixed assets are initially recognised at cost andsubsequently, expect for land, carried at costless accumulated depreciation and impairmentlosses.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal diakuisebagai bagian nilai tercatat aset atau sebagaiaset yang terpisah, sebagaimana mestinya,hanya jika kemungkinan besar Grup mendapatmanfaat ekonomis di masa depan berkenaandengan aset tersebut dan biaya perolehan asetdapat diukur dengan handal. Nilai yang terkaitdengan komponen yang diganti tidak diakui.Biaya perbaikan dan pemeliharaan dibebankanke dalam laporan laba-rugi komprehensifkonsolidasian dalam periode keuangan ketikabiaya-biaya tersebut terjadi.

Subsequent costs are included in the asset’scarrying amount or recognised as a separateasset, as appropriate, only when it is probablethat future economic benefits associated with theitem will flow to the Group and the cost of theitem can be measured reliably. The carryingamount of the replaced part is derecognised. Allother repairs and maintenance are charged tothe consolidated statements of comprehensiveincome during the financial period in which theyare incurred.

Biaya legal awal untuk mendapatkan hak legaldiakui sebagai bagian biaya akuisisi tanah,biaya-biaya tersebut tidak didepresiasikan.Biaya terkait dengan pembaruan hak atastanah diakui sebagai aset tak berwujud dandiamortisasi sepanjang umur hukum hak.

Initial legal costs incurred to obtain legal rightsare recognised as part of the acquisition cost ofthe land, and these costs are not depreciated.Costs related to renewal of land rights arerecognised as intangible assets and amortisedduring the period of the land rights.








l. Aset tetap (lanjutan) l. Fixed assets (continued)

Aset tetap, kecuali tanah, disusutkan denganmenggunakan metode garis lurus berdasarkanestimasi masa manfaat aset tetap sebagaiberikut:

Fixed assets, except land, are depreciated usingthe straight-line method over their estimateduseful lives as follows:

Tahun/Years

Tangki, instalasi pipa dan peralatan Tanks, pipeline installations andlainnya 5 - 20 other equipment

Kilang 40 RefineriesBangunan 40 BuildingsKapal laut 10 - 25 ShipsPesawat terbang 8 - 10 AircraftHarta benda modal (HBM) bergerak 5 - 10 Moveable assets

Pada setiap akhir tahun buku, nilai sisa, umurmanfaat dan metode penyusutan aset ditinjauulang dan disesuaikan secara prospektifsebagaimana mestinya.

At each financial year end, the residual values,useful lives and methods of depreciation ofassets are reviewed and adjusted prospectively,as appropriate.

Apabila suatu aset tetap sudah tidakdigunakan atau dijual, nilai tercatatnyadikeluarkan dari laporan keuangankonsolidasian, dan keuntungan dan kerugianyang timbul diakui dalam laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian.

When assets are retired or otherwise disposedof, their carrying values are eliminated from theconsolidated financial statements, and theresulting gains and losses on the disposal offixed assets are recognised in the consolidatedstatements of comprehensive income.

Aset dalam penyelesaian Assets under construction

Aset dalam penyelesaian merupakan biaya-biaya yang berhubungan secara langsungdengan pembangunan dan akuisisi aset tetapdan biaya-biaya lainnya. Biaya-biaya tersebutakan dipindahkan ke aset tetap yangbersangkutan pada saat pembangunanselesai. Penyusutan dibebankan sejak asettersebut siap digunakan.

Assets under construction represent costs for theconstruction and acquisition of fixed assets andother costs.These costs are transferred to therelevant asset account when the construction iscomplete. Depreciation is charged from the datethe assets are ready for use.

m. Sewa m. Leases

Suatu sewa di mana porsi yang signifikan atasrisiko dan manfaat kepemilikan aset masihtetap berada di tangan lessor, maka sewatersebut diklasifikasikan sebagai sewa operasi.Pembayaran sewa operasi (dikurangi denganinsentif yang diterima dari lessor) dibebankanke laporan laba-rugi komprehensifkonsolidasian dengan metode garis lurusselama masa sewa.

Leases in which a significant portion of the risksand rewards of ownership are retained by thelessor are classified as operating leases.Payments made under operating leases (net ofany incentives received from the lessor) arecharged to the consolidated statement ofcomprehensive income on a straight-line basisover the period of the lease.








m. Sewa (lanjutan) m. Leases (continued)

Sewa aset tetap di mana Grup memiliki secarasubstansial seluruh risiko dan manfaatkepemilikan aset diklasifikasikan sebagai sewapembiayaan. Sewa pembiayaan dikapitalisasipada awal masa sewa sebesar nilai wajar asetsewa atau sebesar nilai kini pembayaran sewaminimum, jika nilai kini jumlahnya lebih darinilai wajar.

Leases of fixed assets where the Groupsubstantially has all the risks and rewards ofownership are classified as finance leases.Finance leases are capitalised at the lease’scommencement at the lower of the fair value ofthe leased property or the present value of theminimum lease payments.

Penentuan apakah suatu perjanjianmerupakan, atau mengandung, sewadidasarkan atas substansi perjanjian padatanggal awal sewa dan apakah pemenuhanperjanjian tergantung pada penggunaan suatuaset tertentu dan perjanjian tersebutmemberikan suatu hak untuk menggunakanaset tersebut. Apabila perjanjian mengandungsewa, Grup akan menilai apakah perjanjiansewa tersebut adalah sewa pembiayaan atausewa operasi. Jika suatu perjanjianmengandung sewa, sewa yang mengalihkansecara substansial seluruh risiko dan manfaatyang terkait dengan kepemilikan aset akandiklasifikasikan sebagai sewa pembiayaan;sebaliknya akan diklasifikasikan sebagai sewaoperasi.

The determination of whether an arrangement is,or contains, a lease is based on the substance ofthe arrangement at the inception date andwhether the fulfilment of the arrangement isdependent on the use of a specific asset and thearrangement conveys a right to use the asset. Ifan arrangement contains a lease, the Group willassess whether such a lease is a finance oroperating lease. If an arrangement contains alease, a lease that transfers substantially to thelessee all of the risks and rewards incidental toownership of the leased item is classified as afinance lease; otherwise it is classified as anoperating lease.

Setiap pembayaran sewa dialokasikan antarabagian yang merupakan pelunasan liabilitasdan bagian yang merupakan beban keuangansedemikian rupa sehingga menghasilkantingkat suku bunga yang konstan atas saldopembiayaan. Unsur bunga dalam bebankeuangan dibebankan di laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian selama masasewa sedemikian rupa sehingga menghasilkansuatu tingkat suku bunga periodik yangkonstan atas saldo liabilitas setiap periode.Aset tetap yang diperoleh melalui sewapembiayaan disusutkan dengan metode yangsama dengan penyusutan aset tetap yangdimiliki sendiri. Jika tidak terdapat kepastianyang memadai bahwa Grup akan memiliki asettersebut pada akhir masa sewa, aset tersebutdisusutkan selama jangka waktu yang lebihpendek antara umur manfaat aset dan masasewa.

Each lease payment is allocated between theliability and finance charges so as to achieve aconstant rate of interest on the outstandingfinance balance. The interest element of thefinance cost is charged to the consolidatedstatements of comprehensive income over thelease period so as to produce a constant periodicrate of interest on the remaining balance of theliability for each period. Fixed assets acquiredunder finance leases are depreciated similarly toowned assets. If there is no reasonable certaintythat the Group will hold the ownership by the endof the lease term, the asset is depreciated overthe shorter of the useful life of the asset and thelease term.

Pada saat aset disewakan sebagai sewakeuangan, maka nilai kini dari pembayaransewa diakui sebagai piutang. Perbedaanantara piutang kotor dan nilai kini dari piutangdiakui sebagai pendapatan keuangan yangbelum direalisasikan.

When assets are leased out under a financelease, the present value of the lease payments isrecognised as a receivable. The differencebetween the gross receivable and the presentvalue of the receivable is recognised asunearned finance income.








n. Aset minyak dan gas serta panas bumi n. Oil & gas and geothermal properties

1. Aset Eksplorasi dan Evaluasi 1. Exploration and Evaluation Assets

Pengeluaran-pengeluaran sehubungandengan kegiatan eksplorasi dan evaluasiminyak dan gas serta panas bumi dicatatdengan menggunakan metode akuntansisuccessful efforts. Biaya-biaya yang terjadidiakumulasikan berdasarkan lapangan perlapangan.

Oil and natural gas, as well as geothermalexploration and evaluation expenditures areaccounted for using the “successful efforts”method of accounting. Costs areaccumulated on a field by field basis.

Biaya geologi dan geofisika dibebankanpada saat terjadi.

Geological and geophysical costs areexpensed as incurred.

Biaya-biaya untuk memperoleh hakeksplorasi dan eksploitasi minyak dan gasbumi dicatat sebagai biaya perolehan asetyang belum terbukti jika cadangan terbuktibelum ditemukan, atau sebagai biayaperolehan aset terbukti bila cadanganterbukti telah ditemukan. Biaya perolehanaset terbukti diamortisasi dari tanggalmulai produksi komersial berdasarkan totalestimasi cadangan terbukti (baik yangsudah dikembangkan maupun yang belumdikembangkan).

Costs to acquire rights to explore for andproduce oil and gas are recorded asunproved property acquisition costs forproperties where proved reserves have notyet been discovered, or proved propertyacquisition costs if proved reserves havebeen discovered. Proved property acquisitioncosts are amortised from the date ofcommercial production based on totalestimated units of proved (both developedand undeveloped) reserves.

Biaya-biaya pengeboran sumur eksplorasidan biaya-biaya pengeboran-sumur tesstratigrafi, dikapitalisasi sebagai bagiandari aset dalam penyelesaian - sumureksplorasi dan evaluasi, di dalam asetminyak dan gas bumi hingga ditentukanapakah sumur tersebut menemukancadangan terbukti. Jika sumur tersebutmenemukan cadangan terbukti,kapitalisasi biaya pengeboran sumurdievaluasi terhadap penurunan nilai danditransfer menjadi aset dalampenyelesaian - sumur pengembangan(walaupun sumur tersebut nantinya tidakakan dijadikan sumur produksi). Namundemikian, jika sumur tersebut tidakmenemukan cadangan terbukti, biayapengeboran sumur yang telahdikapitalisasi akan dibebankan ke dalamlaporan laba-rugi.

The costs of drilling exploratory wells and thecosts of drilling exploratory-type stratigraphictest wells are capitalised as part of assetsunder construction - exploratory andevaluation wells, within oil and gas propertiespending determination of whether the wellshave found proved reserves. If the wellshave found proved reserves, the capitalisedcosts of drilling the wells are tested forimpairment and transferred to assets underconstruction - development wells (eventhough the well may not be completed as aproduction well). If, however, the well has notfound proved reserves, the capitalised costsof drilling the well are then charged to profitand loss.








n. Aset minyak dan gas serta panas bumi(lanjutan)

n. Oil & gas and geothermal properties(continued)

1. Aset Eksplorasi dan Evaluasi (lanjutan) 1. Exploration and Evaluation Assets(continued)

Aset eksplorasi dan evaluasi direklasifikasidari eksplorasi dan evaluasi ketikaprosedur evaluasi telah selesai. Aseteksplorasi dan evaluasi yang cadangannyasecara komersial telah terbukti akandireklasifikasi menjadi asetpengembangan. Aset eksplorasi danevaluasi diuji penurunan nilai sebelumdireklasifikasi keluar dari eksplorasi danevaluasi.

Exploration and evaluation assets arereclassified from exploration and evaluationwhen evaluation procedures have beencompleted. Exploration and evaluation assetsfor which commercially-viable reserves havebeen identified are reclassified todevelopment assets. Exploration andevaluation assets are tested for impairmentimmediately prior to reclassification out ofexploration and evaluation.

2. Aset Pengembangan 2. Development Assets

Biaya-biaya pengeboran sumur dalampengembangan termasuk biayapengeboran sumur pengembangan yangtidak menghasilkan sumur pengembanganstratigrafi dikapitalisasi sebagai bagian dariaset dalam penyelesaian sumurpengembangan hingga prosespengeboran selesai. Pada saatpengembangan sumur telah selesai padalapangan tertentu, maka sumur tersebutakan ditransfer sebagai sumur produksi.

The costs of drilling development wellsincluding the costs of drilling unsuccessfuldevelopment wells and development-typestratigraphic wells are capitalised as part ofassets under construction of developmentwells until drilling is completed. When thedevelopment well is completed on a specificfield, it is transferred to the production wells.

Biaya-biaya sumur ekplorasi dan sumurpengembangan yang menghasilkan(sumur produksi) dideplesikan denganmenggunakan metode unit produksiberdasarkan cadangan terbukti sejakdimulainya produksi komersialnya darimasing-masing lapangan.

The costs of successful exploration wells anddevelopment wells (production wells) aredepleted using a units of production methodon the basis of proved developed reserves,from the date of commercial production of therespective field.

3. Aset Produksi 3. Production Assets

Aset produksi merupakan agregasi aseteksplorasi dan evaluasi dan pengeluaranpengembangan yang berhubungandengan sumur berproduksi. Aset produksidideplesikan menggunakan metode unitproduksi berdasarkan cadangan terbuktisejak dimulainya produksi komersialnyadari masing-masing lapangan.

Production assets are aggregatedexploration and evaluation assets anddevelopment expenditures associated withthe producing wells. Production assets aredepleted using a unit-of-production methodon the basis of proved reserves, from thedate of commercial production of therespective field.










4. Aset Minyak dan Gas Serta Panas BumiLainnya

4. Other Oil & Gas and Geothermal Assets

Aset minyak dan gas serta panas bumilainnya disusutkan dengan menggunakanmetode garis lurus berdasarkan taksiranmasa manfaat ekonomis atau masa KKSyang relevan, mana yang lebih rendah,sebagai berikut:

Other oil & gas and geothermal properties aredepreciated using the straight-line methodover the lesser of their estimated useful livesor the term of the relevant PSCs as follows:

Tahun/Years

InstalasiPabrik LPGBangunanHarta bergerakSumur panas bumi

31052

10

-----

3020302720

InstallationsLPG plantBuildings

Moveable equipmentGeothermal wells

Tanah dan hak atas tanah dinyatakanberdasarkan biaya perolehan dan tidakdisusutkan.

Land and land rights are stated at cost andare not amortised.

Masa manfaat dan metode penyusutanditelaah, dan disesuaikan jika diperlukan,disesuaikan secara prospektif setidaknyasetiap akhir tahun. Dampak dari setiaprevisi diakui dalam laba-rugi, ketikaperubahan terjadi.

The useful lives and methods of depreciationof assets are reviewed, and adjustedprospectively if appropriate, at least at eachfinancial year end. The effects of anyrevisions are recognised in profit or loss,when the changes arise.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal asetdiakui sebagai bagian dari nilai tercatataset atau sebagai aset yang terpisah,sebagaimana mestinya, hanya apabilakemungkinan besar Grup akanmendapatkan manfaat ekonomis masadepan berkenaan dengan aset tersebutdan biaya perolehan aset dapat diukurdengan handal. Nilai tercatat komponenyang diganti tidak lagi diakui. Biayaperbaikan dan pemeliharaan dibebankanke dalam laporan laba-rugi komprehensifkonsolidasian dalam periode dimanabiaya-biaya tersebut terjadi.

Subsequent costs are included in the asset’scarrying amount or recognised as a separateasset, as appropriate, only when it isprobable that future economic benefitsassociated with the item will flow to theGroup and the cost of the item can bemeasured reliably. The carrying amount ofthe replaced part is derecognised. All otherrepairs and maintenance are charged to theconsolidated statements of comprehensiveincome during the financial period in whichthey are incurred.

Akumulasi biaya atas pembangunan,instalasi, atau penyelesaian bangunan,pabrik dan fasilitas infrastruktur sepertianjungan dan saluran pipa dikapitalisasisebagai aset dalam penyelesaian. Biaya-biaya ini direklasifikasi ke aset tetap yangrelevan pada saat pembangunan atauinstalasinya telah siap untuk digunakan.Depresiasi mulai dibebankan pada saattersebut.

The accumulated costs of the construction,installation or completion of buildings, plantand infrastructure facilities such as platformsand pipelines are capitalised as assets underconstruction. These costs are reclassified tothe relevant fixed asset accounts when theconstruction or installation is ready for use.Depreciation is charged from that date.










5. Hak Kepemilikan atas Operasi Unitisasi 5. Ownership Interest in UnitisationOperation

Aset bersama adalah aset dimana setiappihak mempunyai hak dan kepemilikanbersama. Setiap pihak memiliki hakeksklusif untuk mendapatkan bagian dariaset dan manfaat ekonomis yangdihasilkan oleh aset tersebut.

A joint asset is an asset to which each partyhas rights, and often has joint ownership.Each party has exclusive rights to a share ofthe asset and the economic benefitsgenerated from that asset.

Pada unitisasi, operator dan non-operatormempersatukan aset mereka di dalam satulapangan produksi untuk membentuk satuunit produksi dan sebagai imbalanmenerima kepemilikan di dalam unittersebut. Dengan demikian, operasiunitisasi adalah perjanjian pengendalianbersama aset. Berdasarkan perjanjian ini,Grup mencatat bagiannya ataspengendalian bersama aset, setiapliabilitas yang terjadi, bagiannya atasliabilitas yang terjadi bersama denganpihak lain yang berkaitan dengan perjanjianbersama, setiap penghasilan dari penjualanatau penggunaan bagiannya atas outputventura bersama, bersama denganbagiannya atas beban yang terjadi padaventura bersama. Apabila Grup sebagaioperator, Grup akan mengakui piutang daripihak non-operator (sebesar porsi pihaknon-operator atas beban dan pengeluaranmodal yang ditanggung oleh operator); jikasebaliknya, Grup akan mengakui utangkepada operator.

In a unitisation, all the operating and non-operating participants pool their assets in aproducing field to form a single unit and inreturn receive an undivided interest in thatunit. As such, a unitisation operation is ajointly controlled asset arrangement. Underthis arrangement, the Group records itsshare of the joint asset, any liabilities itincurs, its share of any liabilities incurredjointly with the other parties relating to thejoint arrangement, any revenue from the saleor use of its share of the output of the jointasset and any expenses it incurs in respectof its interest in the joint arrangement. If theGroup is the operator, the Group recognisesreceivables from the other parties(representing the other parties’ share ofexpenses and capital expenditure borne bythe operator); otherwise, the Grouprecognises payables to the operator.

o. Utang usaha dan utang lain-lain o. Trade and other payables

Utang usaha dan utang lain-lain pada awalnyadiakui pada nilai wajar dan kemudian diukurdengan harga perolehan diamortisasi yangmenggunakan metode suku bunga efektif.Utang dikelompokan sebagai liabilitas lancarapabila pembayaran jatuh tempo dalam waktusatu tahun atau kurang (atau dalam siklusnormal operasi dari bisnis jika lebih lama). Jikatidak, utang usaha tersebut disajikan sebagaiutang tidak lancar.

Trade and other payables are recognised initiallyat fair value and subsequently measured atamortised cost using the effective interestmethod. Payables are classified as currentliabilities if payment is due within one year or less(or in the normal operating cycle of the businessif longer). If not, they are presented as non-current liabilities.








p. Penyisihan untuk biaya pembongkaran danrestorasi

p. Provision for decommissioning and siterestoration

Penyisihan untuk biaya pembongkaran danrestorasi dicatat untuk mengakui kewajibanhukum berkaitan dengan penarikan asetminyak dan gas bumi dan aset jangkapanjang lainnya yang berasal dari akuisisi,konstruksi atau pengembangan dan/atauoperasi normal dari aset tersebut. Penarikanaset tersebut ini, termasuk penjualan,peninggalan, pendaurulangan ataupenghapusan dengan cara lain, adalahpenarikan selain penghentian sementarapemakaian.

The provision for decommissioning and siterestoration provides for the legal obligationsassociated with the retirement of oil and gasproperties including the production facilities thatresult from the acquisition, construction ordevelopment and/or normal operation of suchassets. The retirement of such assets are theirother than temporary removal from serviceincluding sale, abandonment, recycling ordisposal in some other manner.

Kewajiban ini diakui sebagai liabilitas padasaat timbulnya kewajiban konstruktif yangberkaitan dengan penarikan sebuah aset.Biaya penarikan aset dalam jumlah yangsetara dengan jumlah liabilitas dikapitalisasisebagai bagian dari suatu aset tertentu dankemudian disusutkan atau dideplesi selamamasa manfaat aset tersebut. Liabilitas inidiukur pada nilai kini dari perkiraanpengeluaran yang diperlukan untukmenyelesaikan kewajiban, menggunakantingkat diskonto sebelum pajak yangmencerminkan penilaian pasar atas nilai waktuuang dan risiko yang terkait dengan kewajibantersebut.

These obligations are recognised as liabilitieswhen a constructive obligation with respect to theretirement of an asset is incurred. An assetretirement cost equivalent to these liabilities iscapitalised as part of the related asset’s carryingvalue and is subsequently depreciated ordepleted over the asset’s useful life. Theseobligations are measured at the present value ofthe expenditures expected to be required tosettle the obligation using a pre-tax rate thatreflects current market assessments of the timevalue of money and the risks specific to theobligation.

Perubahan dalam pengukuran liabilitastersebut yang timbul dari perubahan estimasiwaktu atau jumlah pengeluaran sumber dayaekonomis yang diperlukan untukmenyelesaikan kewajiban tersebut, atauperubahan dalam tingkat diskonto, akanditambahkan pada atau dikurangkan dariharga perolehan aset yang bersangkutan padaperiode berjalan. Jumlah yang dikurangkandari harga perolehan aset tidak boleh melebihijumlah tercatatnya. Jika penurunan dalamliabilitas melebihi nilai tercatat aset, kelebihantersebut segera diakui dalam laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian. Jika penyesuaiantersebut menghasilkan penambahan padaharga perolehan aset, Grup akanmempertimbangkan apakah hal inimengindikasikan bahwa nilai tercatat asetyang baru mungkin tidak bisa dipulihkansecara penuh. Jika terdapat indikasi tersebut,Grup akan melakukan pengujian penurunannilai terhadap aset tersebut dengan melakukanestimasi atas nilai yang dapat dipulihkan danakan mencatat kerugian dari penurunan nilai.

The changes in the measurement of theseobligations that result from changes in theestimated timing or amount of the outflow ofresources embodying economic benefitsrequired to settle the obligation, or a change inthe discount rate will be added to or deductedfrom the cost of the related asset in the currentperiod. The amount deducted from the cost ofthe asset should not exceed its carrying amount.If a decrease in the liability exceeds the carryingamount of the asset, the excess is recognisedimmediately in the consolidated statements ofcomprehensive income. If the adjustment resultsin an addition to the cost of an asset, the Groupwill consider whether this is an indication thatthe new carrying amount of the asset may notbe fully recoverable. If there is such anindication, the Group will test the asset forimpairment by estimating its recoverableamount, and will account for any impairmentloss incurred.








p. Penyisihan untuk biaya pembongkaran danrestorasi (lanjutan)

p. Provision for decommissioning and siterestoration (continued)

Penyisihan untuk hal-hal yang berkaitandengan lingkungan yang tidak berkaitandengan penarikan aset, dimana Grupmerupakan pihak yang bertanggung jawab,diakui ketika:- Grup memiliki kewajiban kini baik yang

bersifat hukum maupun konstruktif,sebagai akibat dari peristiwa masa lalu;

- besar kemungkinan penyelesaian liabilitastersebut mengakibatkan arus keluarsumber daya; dan

- estimasi yang andal mengenai jumlahliabilitas tersebut dapat ditentukan.

Provisions for environmental issues that may notinvolve the retirement of an asset, where theGroup is a responsible party, are recognisedwhen:

- the Group has a present legal orconstructive obligation as a result of pastevents;

- it is probable that an outflow of resources willbe required to settle the obligation; and

- the amount has been reliably estimated.

Penyisihan tersebut disajikan bersih setelahdikurangi kas yang dibatasi penggunaannya,jika ada, yang merupakan dana untuk tujuanrestorasi lokasi aset, purna operasi dankewajiban pasca operasi tersebut. Dana inidisimpan dalam rekening bersama antaraMESDM dan Perusahaan dan hanya dapatdigunakan untuk tujuan tersebut di atas dandengan persetujuan dari MESDM, atauditransfer ke MESDM apabila kegiatantersebut tidak dilakukan oleh Grup.

Such provision is presented net of the restrictedcash held, where applicable, which representsthe deposit for the site restoration,decommissioning and post operation obligations.This deposit is maintained in a joint bankaccount between MOEMR and the Companyand can only be used for such purposes with theapproval from MOEMR, or should be transferredto MOEMR if the activities are not conducted bythe Group.

Kewajiban penarikan aset untuk fasilitas hilirsecara umum baru dapat dipastikan pada saatfasillitas tersebut ditutup secara permanen dandibongkar. Namun demikian, fasilitas inimemiliki umur yang tidak terbatas berdasarkanrencana kelanjutan penggunaannya, dandengan demikian, nilai wajar dari liabilitashukum bersyarat ini tidak dapat diukur karenatanggal penyelesaian di masa depan dariliabilitas tersebut tidak dapat diperkirakan.Perusahaan melakukan evaluasi secaraberkala atas aset di hilir untuk menentukanapakah ada perubahan dalam fakta dankondisi yang ada yang dapat menyebabkantimbulnya kewajiban penarikan aset.

Asset retirement obligations for downstreamfacilities generally become firm at the time thefacilities are permanently shutdown anddismantled. However, these sites haveindeterminate lives based on plans for continuedoperations, and as such, the fair value of theconditional legal obligations can not bemeasured, since it is impossible to estimate thefuture settlement dates of such obligation. TheCompany performs periodic reviews of itsdownstream assets for any changes in facts andcircumstances that might require recognition ofasset retirement obligations.








q. Pengakuan pendapatan dan beban q. Revenue and expense recognition

(i) Pendapatan (i) Revenue

Pendapatan dari produksi minyakmentah dan gas bumi diakui berdasarkanmetode provisional entitlements padasaat lifting. Perbedaan lifting aktualminyak mentah dan gas bumimenghasilkan piutang ketika entitlementsfinal melebihi lifting minyak mentah dangas bumi (posisi underlifting) danmenghasilkan utang ketika lifting minyakmentah dan gas bumi melebihientitlements final (posisi overlifting).Volume underlifting dan overlifting dinilaiberdasarkan harga rata-rata tertimbangtahunan Minyak Mentah Indonesia –(ICP) (untuk minyak mentah) dan hargayang ditetapkan dalam Perjanjian JualBeli Gas yang bersangkutan (untuk gasbumi).

Revenues from the production of crude oiland natural gas are recognised on the basisof the provisional entitlements method atthe point of lifting. Differences between theCompany’s actual liftings of crude oil andnatural gas result in a receivable when finalentitlements exceed liftings of crude oil andgas (underlifting position) and in a payablewhen lifting of crude oil and gas exceedfinal entitlements (overlifting position).Underlifting and overlifting volumes arevalued based on the annual weightedaverage Indonesian Crude Price (ICP) (forcrude) and price as determined in therespective Sale and Purchase Contract (forgas).

Perusahaan mengakui pendapatansubsidi ketika menjual produk subsididan Perusahaan berhak atas subsidi itu.

The Company recognises subsidy revenueas it sells the subsidy products and whenthe Company becomes entitle to subsidy.

Pendapatan dari penjualan dan jasamasing-masing diakui pada saat risikodan manfaat kepemilikan barang secarasignifikan telah berpindah kepadapembeli dan pada saat jasa diberikan.

Revenue from sales and services isrecognised when the significant risks andrewards of ownership of the goods aretransferred to the buyer and when suchservices are performed, respectively.

Pendapatan denda yang berasal daripiutang penjualan produk BBM yangtertunggak diakui jika besar kemungkinanPerusahaan akan memperoleh sumberdaya ekonomis sehubungan denganpenyelesaian atas piutang tersebut,namun demikian pada umumnya diakuipada saat Perusahaan dan pelanggantersebut menyepakati jumlah penalti danada bukti-bukti bahwa pelangganberkomitmen untuk membayar penaltinya.

Penalty income from overdue receivablesfrom BBM sales is recognised to the extentthat it is probable that the Company willreceive economic resources related to thesettlement of those receivables, and isgenerally recognised when the Companyand its customers agree on the amount ofthe penalties and there is evidence that thecustomers have committed to pay thepenalties.

Biaya dan pendapatan sehubungandengan penjualan listrik antara PGE,kontraktor panas bumi danPT Perusahaan Listrik Negara (Persero)(“PLN”) dicatat berdasarkan Energy SalesContracts (ESC) dalam KOB. KOBtersebut mengharuskan penjualan listrikdari kontraktor KOB ke PLN dilakukanmelalui PGE pada nilai yang samadengan biaya pembelian listrik darikontraktor KOB.

The cost and revenue involving sales ofelectricity among PGE, geothermalcontractors and PT Perusahaan ListrikNegara (Persero) (“PLN”) are recordedbased on Energy Sales Contracts (ESCs)under JOCs. The contracts stipulate thatthe sale of electricity from the JOCcontractors to PLN is to be made throughPGE in the same amount of the purchasecosts as the electricity from the JOCs.








q. Pengakuan pendapatan dan beban(lanjutan)

q. Revenue and expense recognition (continued)

(ii) Beban (ii) Expenses

Beban diakui pada saat terjadinyaberdasarkan konsep akrual.

Expenses are recognised when incurred onan accrual basis.

r. Program pensiun dan imbalan kerja r. Pension plan and employee benefits

(i) Kewajiban imbalan pasca masa kerja (i) Post-retirement benefit obligation

Skema pensiun dapat diklasifikasikansebagai program iuran pasti atau programimbalan pasti, bergantung pada substansiekonomis syarat dan kondisi utamaprogram tersebut. Program iuran pastiadalah program imbalan pascakerja yangmewajibkan perusahaan membayarsejumlah iuran tertentu kepada entitasterpisah, sehingga perusahaan tidakmemiliki kewajiban hukum atau konstruktifuntuk membayar iuran lebih lanjut jikaentitas tersebut tidak memiliki aset yangcukup untuk membayar seluruh imbalanpascakerja sebagai imbalan atas jasa yangdiberikan pekerja pada periode berjalandan periode lalu. Program imbalan pastiadalah program pensiun yang menentukanjumlah imbalan pensiun yang akanditerima seorang karyawan pada saatpensiun, biasanya berdasarkan pada satuatau lebih faktor seperti usia, masa kerjadan kompensasi.

Pension schemes are classified as eitherdefined contribution plans or defined benefitplans, depending on the economic substanceof the plan as derived from its principal termsand conditions. A defined contribution plan isa post-retirement benefit plan under which anenterprise pays fixed contributions into aseparate entity and will have no legal orconstructive obligation to pay furthercontributions if the fund does not holdsufficient assets to pay all employee benefitsrelating to employee service in the currentand prior periods. A defined benefit plan is apension plan that defines the amount ofpension benefit that an employee will receiveon retirement, usually dependent on one ormore factors such as age, years of serviceand compensation.

Grup harus menyediakan jumlah minimalimbalan pensiun sesuai dengan Undang-undang (“UU”) Ketenagakerjaan No.13/2003 atau Kontrak Kerja Bersama(“KKB”), mana yang lebih tinggi. KarenaUU Ketenagakerjaan atau KKBmenentukan rumus tertentu untukmenghitung jumlah minimal imbalanpensiun, pada dasarnya, program pensiunberdasarkan UU Ketenagakerjaan atauKKB adalah program imbalan pasti.

The Group is required to provide a minimumamount of pension benefit in accordance withLabour Law No. 13/2003 or the Company’sCollective Labour Agreement (“CLA”),whichever is higher. Since the Labour Law orthe CLA sets the formula for determining theminimum amount of benefits, in substancepension plans under the Labour Law or theCLA represent defined benefit plans.








r. Program pensiun dan imbalan kerja(lanjutan)

r. Pension plan and employee benefits(continued)

(i) Kewajiban imbalan pasca masa kerja(lanjutan)

(i) Post-retirement benefit obligation (continued)

Liabilitas program pensiun imbalan pastiyang diakui dalam laporan posisikeuangan adalah nilai kini kewajibanimbalan pasti pada tanggal laporankeuangan dikurangi nilai wajar asetprogram, serta disesuaikan dengankeuntungan atau kerugian aktuarial danbiaya jasa lalu yang belum diakui.Besarnya kewajiban imbalan pastiditentukan berdasarkan perhitunganaktuaris independen yang dilakukansecara tahunan menggunakan metodeprojected unit credit. Nilai kini kewajibanimbalan pasti ditentukan denganmendiskonto estimasi arus kas keluarmasa depan menggunakan tingkat sukubunga obligasi pemerintah berkualitastinggi (dengan pertimbangan saat ini tidakada pasar aktif untuk obligasi korporatberkualitas tinggi) dalam mata uang yangsama dengan mata uang imbalan yangakan dibayarkan dan waktu jatuh tempoyang kurang lebih sama dengan waktujatuh tempo imbalan yang bersangkutan.Aset program adalah aset yang dimilikioleh dana imbalan kerja jangka panjangatau polis asuransi yang memenuhi syarat.Aset program tersebut tidak boleh dipakaiuntuk menyelesaikan liabilitas kepadakreditur Grup dan tidak dapat dibayarkankepada Grup. Nilai wajar ditentukanberdasarkan informasi harga pasar.

The liability recognised in the statement offinancial position in respect of the definedbenefit pension plans is the present value ofthe defined benefit obligation at the financialstatement date less the fair value of planassets, together with adjustments forunrecognised actuarial gains or losses andpast service costs. The defined benefitobligation is calculated annually byindependent actuaries using the projectedunit credit method. The present value of thedefined benefit obligation is determined bydiscounting the estimated future cashoutflows using interest rates of high qualitygovernment bonds (considering that currentlythere is no deep market for high qualitycorporate bonds) that are denominated in thecurrency in which the benefits will be paid,and that have terms of maturityapproximating the terms of the relatedpension liability. Plan assets are assets thatare held by a long-term employee benefitfund or qualifying insurance policies. Planassets are not available to the creditors ofthe Group, nor can they be paid to theGroup. Fair value is determined based onmarket price information.

Beban yang diakui dilaporan laba-rugitermasuk biaya jasa kini, beban bunga,amortisasi biaya jasa lalu dan keuntungandan kerugian aktuaria.

Expenses charged to the profit or loss includecurrent service costs, interest expense,amortisation of past service costs andactuarial gains and losses.

Biaya jasa lalu diakui segera di laporanlaba-rugi, kecuali perubahan pada programpensiun bergantung kepada sisa masakerja karyawan untuk jangka waktutertentu (periode hak atau vested). Dalamhal ini, biaya jasa lalu diamortisasimenggunakan metode garis lurus selamaperiode rata-rata sampai imbalan tersebutmenjadi hak atau vested.

Past-service costs are recognisedimmediately in the profit or loss, unless thechanges to the pension plan are conditionalon the employees remaining in service for aspecified period of time (the vesting period).In this case, the past-service costs areamortised on a straight-line basis over thevesting period.










(i) Kewajiban imbalan pasca masa kerja(lanjutan)

(i) Post-retirement benefit obligation (continued)

Keuntungan dan kerugian aktuarial dariprogram imbalan pasca-kerja yang timbuldari penyesuaian pengalaman danperubahan asumsi aktuarial diakui sebagaipenghasilan atau beban pada saatakumulasi keuntungan dan kerugianaktuarial bersih yang belum diakui untukmasing-masing program imbalan pastipada akhir periode pelaporan sebelumnyamelebihi jumlah yang lebih besar diantara10% dari nilai kini kewajiban imbalan pastidan 10% dari nilai wajar aset dana pensiun,pada tanggal tersebut. Keuntungan ataukerugian tersebut dibebankan ataudikreditkan pada laporan laba-rugiberdasarkan metode garis lurus selamarata-rata sisa masa kerja yang diharapkandari pekerja.

Actuarial gains and losses arising fromexperience adjustments and changes inactuarial assumptions involving post-employment benefits plans are recognised asincome or expense when the net cumulativeunrecognised actuarial gains and losses foreach individual plan at the end of the previousreporting period exceeds the greater of 10%of the present value of the defined benefitsobligation and 10% of the fair value of planassets at that date. These gains or losses arecharged or credited to the profit or loss on astraight-line basis over the expected averageremaining working lives of the employees.

(ii) Pesangon pemutusan kontrak kerja (ii) Termination benefits

Pesangon pemutusan kontrak kerjaterutang ketika karyawan dihentikankontrak kerjanya oleh Grup sebelumtanggal pensiun normal atau ketikakaryawan menerima penawaranpengunduran diri secara sukarela sebagaiganti dari manfaat yang diterima. Grupmengakui pesangon pemutusan kontrakkerja ketika Grup menunjukkankomitmennya baik untuk memutuskankontrak kerja dengan karyawanberdasarkan suatu rencana formal terinciyang secara realistis kecil kemungkinanuntuk dibatalkan; atau menyediakanpesangon pemutusan kontrak kerjasebagai hasil dari penawaran yangdiberikan untuk mendorong pemberhentiansecara sukarela. Pesangon yang jatuhtempo lebih dari 12 bulan setelah periodepelaporan akan didiskonto ke nilai kini.

Termination benefits are payable whenemployee’s employment is terminated by theGroup before the normal retirement date, orwhenever an employee accepts voluntaryredundancy in exchange for these benefits.The Group recognises the terminationbenefits when it is demonstrably committed toeither terminating the employment of currentemployees according to a detailed formalplan without a realistic possibility ofwithdrawal; or providing termination benefitsas a result of an offer made to encouragevoluntary redundancy. Benefits falling duemore than 12 months after the end of thereporting period are discounted to theirpresent value.










(iii) Imbalan kerja jangka panjang lainnya (iii) Other long-term employee benefits

Perusahaan memberikan imbalan jangkapanjang lainnya kepada pekerjanya.Imbalan ini biasanya diberikan kepadapekerja yang tetap bekerja sampai usiapensiun dan memenuhi masa kerjaminimum. Biaya yang diharapkan timbulatas imbalan ini diakru selama masa kerjadengan menggunakan metodologiakuntansi yang sama seperti yangdigunakan dalam program pensiun imbalanpasti. Keuntungan dan kerugian aktuarialyang timbul dari penyesuaian danperubahan dalam asumsi-asumsi aktuarialdibebankan atau dikreditkan ke laporanlaba-rugi komprehensif konsolidasian padaperiode terjadinya. Kewajiban ini dinilaisetiap tahun oleh aktuaris independen yangmemenuhi syarat.

The Company provides other long-termemployee benefits to its employees. Theentitlement to these benefits is usuallyconditional on the employee remaining inservice up to retirement age and thecompletion of a minimum service period. Theexpected costs of these benefits are accruedover the period of employment using thesame accounting methodology as used fordefined benefit pension plans. Actuarial gainsand losses arising from experienceadjustments and changes in actuarialassumptions are charged or credited to theconsolidated statements of comprehensiveincome in the period in which they arise.These obligations are valued annually byindependent qualified actuaries.

s. Transaksi dan saldo dalam denominasinon-Dolar Amerika Serikat

s. Transactions and balances in non-US Dollardenomination

Grup menyelenggarakan pembukuan dalammata uang Dolar Amerika Serikat, kecualiuntuk PT Patra Jasa, PT Pertamina TransKontinental, PT Pertamina Bina Medika,PT Pertamina Dana Ventura, PT Usayana,PT Pertamina Retail dan PT PertaminaTraining & Consulting yang menggunakanmata uang Rupiah sesuai dengan mata uangfungsionalnya.

The Group maintains its accounting records inUS Dollar, except for PT Patra Jasa,PT Pertamina Trans Kontinental, PT PertaminaBina Medika, PT Pertamina Dana Ventura,PT Usayana, PT Pertamina Retail andPT Pertamina Training & Consulting whichmaintain accounting records in Rupiahdenomination, their functional currency.

Transaksi dalam mata uang asing dijabarkanke dalam mata uang Dolar Amerika Serikatdengan menggunakan kurs yang berlaku padatanggal transaksi. Pada setiap tanggalpelaporan, aset dan liabilitas moneter dalammata uang asing dijabarkan ke dalam matauang Dolar Amerika Serikat menggunakankurs penutup. Kurs yang digunakan sebagaiacuan adalah kurs yang dikeluarkan oleh BankIndonesia. Keuntungan dan kerugian selisihkurs yang timbul dari penyelesaian transaksidalam mata uang asing dan dari penjabaranaset dan liabilitas moneter dalam mata uangasing diakui di dalam laporan laba-rugi, kecualijika ditangguhkan di dalam ekuitas sebagailindung nilai arus kas dan lindung nilaiinvestasi bersih yang memenuhi syarat.

Foreign currency transactions are translated intoUS Dollar using the exchange rates prevailing atthe dates of the transactions. At each reportingdate, monetary assets and liabilitiesdenominated in foreign currency are translatedinto US Dollar using the closing exchange rate.The exchange rate used as a benchmark is therate which is issued by Bank Indonesia. Foreignexchange gains and losses resulting from thesettlement of such transactions and from thetranslation at period-end exchange rates ofmonetary assets and liabilities denominated inforeign currencies are recognised in the profit orloss, except when deferred in equity as qualifyingcash flow hedges and qualifying net investmenthedges.








s. Transaksi dan saldo dalam denominasinon-Dolar Amerika Serikat (lanjutan)

s. Transactions and balances in non-US Dollardenomination (continued)

Laporan keuangan suatu kegiatan usaha luarnegeri yang merupakan bagian integral dariPerusahaan dijabarkan seolah-olah transaksikegiatan usaha luar negeri tersebutmerupakan transaksi Perusahaan sendiri.

The accounts of the foreign currencydenominated operations that are integral to theCompany are translated as if the transactions ofthe foreign currency denominated operationswere the Company’s own transactions.

Untuk Entitas Anak dalam negeri dan luarnegeri, yang bukan merupakan bagian integraldari operasi Perusahaan dan mata uangfungsionalnya bukan Dolar Amerika Serikat,aset dan liabilitas dijabarkan ke dalam matauang Dolar Amerika Serikat denganmenggunakan kurs penutup yang berlaku padatanggal neraca. Ekuitas dijabarkan denganmenggunakan kurs historis. Pendapatan danbeban dijabarkan dengan menggunakan kursrata-rata selama periode yang bersangkutan.

For domestic and foreign Subsidiaries that arenot integral to the Company’s operations and forwhich the functional currency is not US Dollar,the assets and liabilities are translated into USDollar at the exchange rates prevailing at thebalance sheet date. The equity is translated athistorical exchange rates. The revenue andexpenses are translated at average exchangerates for the period.

Nilai tukar yang digunakan pada tanggal31 Desember 2012 dan 2011 masing-masingadalah sebagai berikut (nilai penuh):

The exchange rates used as of 31 December2012 and 2011 were as follows (full amount):

2012 2011

1.000 Rupiah/ Dolar Amerika Serikat 0.10 0.11 1,000 Rupiah/US DollarDolar Singapura/Dolar Amerika Serikat 0.82 0.77 Singapore Dollar/US Dollar100 Yen Jepang/DolarAmerika Serikat 1.16 1.29 100 Japanese Yen/US DollarDolar Hong Kong/Dolar Amerika Serikat 0.13 0.13 Hong Kong Dollar/US DollarEuro/Dolar Amerika Serikat 1.32 1.29 Euro/US Dollar

Laba atau rugi bersih selisih kurs dibebankanpada laporan laba-rugi komprehensifkonsolidasian periode berjalan.

The resulting net foreign exchange gain orlosses are recognised in the current periodconsolidated statements of comprehensiveincome.

t. Pajak penghasilan t. Income tax

Metode liabilitas neraca diterapkan untukmenentukan beban pajak penghasilan.Berdasarkan metode ini, beban pajak kinidihitung berdasarkan taksiran laba kena pajaktahun berjalan. Aset dan liabilitas pajaktangguhan diakui untuk semua perbedaantemporer yang timbul antara jumlah aset danliabilitas komersial dengan perhitungan pajakpada setiap tanggal pelaporan.

The balance sheet liability method is applied todetermine income tax expense. Under thismethod, current tax expense is provided basedon the estimated taxable income for the year.Deferred tax assets and liabilities are recognisedfor temporary differences between commercialassets and liabilities and the tax bases at eachreporting date.








t. Pajak penghasilan (lanjutan) t. Income tax (continued)

Aset dan liabilitas pajak tangguhan yangberasal dari kegiatan diluar kegiatan KKSdihitung dengan menggunakan tarif pajak yangberlaku atau secara substansif telah berlakupada tanggal neraca. Untuk aset dan liabilitaspajak tangguhan terkait kegiatan KKS dihitungdengan menggunakan tarif pajak yang berlakupada tanggal efektifnya KKS atau tanggalperpanjangan atau tanggal perubahan KKS.Perubahan nilai tercatat aset dan liabilitaspajak tangguhan yang disebabkan olehperubahan tarif pajak dibebankan pada tahunberjalan, kecuali untuk transaksi-transaksiyang sebelumnya telah langsung dibebankanatau dikreditkan ke ekuitas.

Deferred tax assets and liabilities involvingactivities other than PSCs activities aremeasured at the tax rates that have beenenacted or substantively enacted at the balancesheet date. Deferred tax assets and liabilitiesinvolving PSC activities are measured at the taxrates in effect at the effective dates of the PSCsor extensions or amendments of such PSCs.Changes in deferred tax assets and liabilities asa result of amendments of tax rates arerecognised in the current year, except fortransactions previously charged or crediteddirectly to equity.

Aset pajak tangguhan yang berhubungandengan saldo rugi fiskal yang belum digunakandan biaya KKS yang belum memperolehpenggantian (unrecovered costs) diakuiapabila besar kemungkinan jumlah laba fiskalpada masa mendatang akan memadai untukdikompensasi dengan saldo rugi fiskal yangbelum digunakan dan biaya KKS yang belummemperoleh penggantian.

Deferred tax assets relating to the carry forwardof unused tax losses and unrecovered PSCscosts are recognised to the extent that it isprobable that in the future, taxable income will beavailable against which the unused tax lossesand unrecovered PSCs costs can be utilised.

Koreksi terhadap kewajiban perpajakan dicatatpada saat surat ketetapan pajak diterima, ataudalam hal Grup mengajukan banding, ketika:(1) pada saat hasil dari banding tersebutditetapkan, kecuali bila terdapat ketidakpastianyang signifikan atas hasil banding tersebut,maka koreksi berdasarkan surat ketetapanpajak terhadap liabilitas perpajakan tersebutdicatat pada saat pengajuan banding dibuat,atau (2) pada saat dimana berdasarkanpengetahuan dari perkembangan atas kasuslain yang serupa dengan kasus yang sedangdalam proses banding, berdasarkan ketentuanPengadilan Pajak atau Mahkamah Agung,dimana hasil yang diharapkan dari prosesbanding secara signifikan tidak pasti, makapada saat itu perubahan kewajiban perpajakandiakui berdasarkan jumlah ketetapan pajakyang diajukan banding.

Amendments to taxation obligations arerecorded when an assessment is received or, forassessment amounts appealed against by theGroup, when: (1) the result of the appeal isdetermined, unless there is significantuncertainty as to the outcome of such an appeal,in which event the impact of the amendment oftax obligations based on an assessment isrecognised at the time of making such appeal, or(2) at the time based on knowledge ofdevelopments in similar cases involving mattersappealed, in rulings by the Tax Court or theSupreme Court, where a positive appealoutcome is adjudged to be significantlyuncertain, in which event the impact of anamendment of tax obligations is recognisedbased on the assessment amounts appealed.

Grup secara periodik mengevaluasi posisiyang dilaporkan di Surat PemberitahuanTahunan (SPT) sehubungan dengan situasi dimana aturan pajak yang belaku membutuhkaninterpretasi. Jika perlu, Grup menentukanpenyisihan berdasarkan jumlah yangdiharapkan akan dibayar kepada otoritaspajak.

The Group periodically evaluates positions takenin tax returns with respect to situations in whichapplicable tax regulations are subject tointerpretation. Where appropriate, it establishesprovisions based on the amounts expected to bepaid to the tax authorities.








u. Informasi segmen u. Segment information

Segmen operasi adalah suatu komponen darientitas:

An operating segment is a component of anenterprise:

a. yang terlibat dalam aktivitas bisnis yangmana memperoleh pendapatan danmenimbulkan beban (termasukpendapatan dan beban terkait dengantransaksi dengan komponen lain darientitas yang sama);

a. that engages in business activities fromwhich it may earn revenues and incurexpenses (including revenue and expensesrelated to the transactions with differentcomponents within the same entity);

b. hasil operasinya dikaji ulang secarareguler oleh pengambil keputusanoperasional untuk membuat keputusantentang sumber daya yang dialokasikanpada segmen tersebut dan menilaikinerjanya; dan

b. whose operating results are regularlyreviewed by the enterprise’s chief operatingdecision maker to make decisions aboutresources to be allocated to the segmentand to assess its perfomance; and

c. tersedia informasi keuangan yang dapatdipisahkan.

c. for which discrete financial information isavailable.

v. Penurunan nilai aset non-keuangan v. Impairment of non-financial assets

Aset yang memiliki umur manfaat tidakterbatas - sebagai contoh, goodwill atau asettak berwujud yang belum siap digunakan -tidak diamortisasi dan dilakukan pengujianpenurunan nilai secara tahunan.

Assets that have an indefinite useful life - forexample, goodwill or intangible assets not readyfor use - are not subject to amortisation and aretested annually for impairment.

Aset yang diamortisasi atau didepresiasi diujiterhadap penurunan nilai ketika terdapatindikasi bahwa nilai tercatatnya mungkin tidakdapat dipulihkan. Penurunan nilai diakui jikanilai tercatat aset melebihi jumlah terpulihkan.Jumlah terpulihkan adalah yang lebih tinggiantara nilai wajar aset dikurangi biaya untukmenjual dan nilai pakai aset. Dalammenentukan penurunan nilai, asetdikelompokkan pada tingkat yang palingrendah dimana terdapat arus kas yang dapatdiidentifikasi (unit penghasil kas). Aset non-keuangan selain goodwill yang mengalamipenurunan nilai diuji setiap tanggal pelaporanuntuk menentukan apakah terdapatkemungkinan pemulihan penurunan nilai.

Assets that are subject to amortisation ordepreciation are reviewed for impairmentwhenever events or changes in circumstancesindicate that the carrying amount may not berecoverable. An impairment loss is recognised inthe amount by which the asset’s carryingamount exceeds its recoverable amount. Therecoverable amount is the higher of an asset’sfair value less costs to sell and value in use. Forthe purposes of assessing impairment, assetsare grouped at the lowest levels for which thereare separately identifiable cash flows (cash-generating units). Non-financial assets otherthan goodwill that suffer an impairment arereviewed for possible reversal of the impairmentat each reporting date.

w. Biaya emisi penerbitan obligasi w. Bonds issuance costs

Biaya emisi penerbitan obligasi disajikansebagai pengurang “Utang Obligasi” sebagaibagian dari liabilitas tidak lancar pada laporanposisi keuangan konsolidasian.

Bonds issuance costs are presented asdeduction from “Bonds Payable” as part of non-current liabilities in the consolidated statementsof financial position.

Selisih antara hasil emisi neto dengan nilainominal merupakan diskonto yang diamortisasidengan metode suku bunga efektif selamajangka waktu utang obligasi.

The difference between net proceeds andnominal value represents a discount which isamortised using the effective interest methodover the term of the bonds.








x. Ventura bersama x. Joint venture

Partisipasi Grup pada pengendalian bersamaentitas diakui berdasarkan konsolidasiproporsional. Grup menggabungkanbagiannya atas setiap penghasilan dan beban,aset dan liabilitas dan arus kas dari venturabersama entitas satu per satu dengan unsuryang sama, dengan laporan keuangankonsolidasian Grup. Grup mengakui bagiankeuntungan atau kerugian dari penjualan asetoleh Grup kepada ventura bersama yangdapat diatribusikan ke bagian partisipasiventurer lainnya. Grup tidak mengakuibagiannya atas keuntungan atau kerugian dariventura bersama yang dihasilkan daripembelian aset ventura bersama oleh Grupsampai Grup menjual kembali aset tersebutkepada pihak independen. Tetapi, kerugianatas transaksi tersebut diakui segera jikakerugian tersebut mencerminkan suatupengurangan dalam nilai realisasi dari asetlancar atau rugi penurunan nilai.

The Group‘s interests in jointly controlled entitiesare accounted for based on proportionateconsolidation. The Group combines its share ofthe joint venture‘s individual income andexpenses, asset and liabilities, and cash flows ona line-by-line basis with similar items in theGroup‘s consolidated financial statements. TheGroup recognises the portion of gains and losseson the sale of assets by the group to the jointventure that is attributable to the other venturers.The Group does not recognise its share of profitor losses from the joint venture that result fromthe Group‘s purchase of assets from the jointventure until it resells the assets to theindependent party. However, a loss on thetransactions is recognised immediately if the lossprovides evidence of a reduction in the netrealisable value of current assets, or animpairment loss.

Keuntungan atau kerugian dari kontribusi asetnon-moneter ke pengendalian bersama entitasdiakui dalam laporan laba-rugi komprehensifkonsolidasian sebatas bagian partisipasiekuitas venturer lain. Keuntungan ataukerugian yang belum direalisasi atas kontribusiaset non-moneter dieliminasi terhadap asetyang mendasarinya.

Gains or losses from non-monetary contributionsto a jointly controlled entity is recognised in theconsolidated statement of comprehensive incometo the extent of the other venturer’s interest. Anyunrealised gains or losses from non-monetarycontribution assets are eliminated against theunderlying assets.

Kerjasama operasi merupakan kesepakatandua pihak atau lebih untuk bekerja samamelakukan aktivitas ekonomi denganmelakukan Pengendalian Bersama Operasi(“PBO”). Pengendalian bersama mencakupkeputusan keuangan dan operasional daripihak-pihak yang bekerja sama.

Jointly controlled operations are contractualarrangements whereby two or more partiesundertake an economic activity which is subjectto Joint Operating Contract (“JOC”). Joint controlexists when there are joint financial andoperational decisions made by the involvedparties.

Dalam pengoperasian PBO, hak untukmenggunakan dan kepemilikan aset PBOdiatur dalam perjanjian kerjasama antar pihakterkait. Pendapatan, beban, aset dankewajiban dari aset PBO, disajikan dalamlaporan keuangan konsolidasian sebesar porsikepemilikan Perusahaan dan Entitas Anakpada PBO.

Under JOC, the rights to use and ownership ofthe jointly controlled assets are under co-operative arrangements between the respectiveparties. Revenues, expenses, assets andliabilities involving JOC assets are presented inthe consolidated financial statements inaccordance with the Company’s andSubsidiaries’ portions of ownership interests inthe JOC.








y. Modal saham y. Share capital

Saham biasa dikelompokkan sebagai ekuitas.

Biaya langsung yang berkaitan denganpenerbitan saham baru disajikan sebagaipengurang ekuitas, neto setelah pajak, darijumlah yang diterima.

Ordinary shares are classified as equity.

Incremental costs directly attributable to theissue of new shares are shown in equity as adeduction, net of tax, from the proceeds.

z. Dividen z. Dividends

Pembagian dividen kepada pemegang sahamdiakui sebagai liabilitas dalam laporankeuangan konsolidasian Grup dalam periodedimana pembagian dividen tersebutdiumumkan.

Dividend distribution to the shareholders isrecognised as a liability in the Groupconsolidated financial statements in the period inwhich the dividends are declared.

aa. Biaya Pinjaman aa. Borrowing Costs

Biaya pinjaman merupakan bunga dan selisihkurs pinjaman yang diterima dalam mata uangasing dan biaya lainnya (amortisasidiskonto/premi dari pinjaman diterima) yangterjadi sehubungan dengan peminjaman dana.

Borrowing costs are interest and exchangedifferences on foreign currency denominatedborrowings and other costs (amortisation ofdiscounts/premiums on borrowings, etc.)incurred in connection with the borrowing offunds.

Biaya pinjaman yang dapat diatribusikansecara langsung dengan perolehan,konstruksi, atau pembuatan asset kualifikasiandikapitalisasi sebagai bagian dari biayaperolehan aset tersebut. Biaya pinjamanlainnya diakui sebagai beban pada saatterjadinya.

Borrowing costs which directly attributable to theacquisition, construction, or production ofqualifying assets which should be capitalised aspart of the acquisition cost of the qualifyingassets. Other borrowing costs are recognised asexpense in the period in which they are incurred.

Jika Grup menjamin dana secara khusus untuktujuan memperoleh aset kualifikasian, makaentitas menentukan jumlah biaya pinjamanyang layak dikapitalisasikan sebesar biayapinjaman aktual yang terjadi selama tahunberjalan dikurangi penghasilan investasi atasinvestasi sementara dari pinjaman tersebut.

To the extent that the Group borrows fundsspecifically for the purpose of obtaining aqualifying asset, the entity determines theamount of borrowing costs eligible forcapitalisation as the actual borrowing costincurred on that borrowing during the year lessany investment income on the temporaryinvestment of those borrowings.

Jika pengembangan aktif atas asetkualifikasian dihentikan, Grup menghentikankapitalisasi biaya pinjaman selama periodeyang diperpanjang tersebut.

The Group suspends capitalisation of borrowingcosts during extended periods in which itsuspends active development of a qualifyingasset.

Kapitalisasi biaya pinjaman dihentikan saatselesainya secara substansial seluruh aktivitasyang diperlukan untuk mempersiapkan asetkualifikasian agar dapat digunakan atau dijualsesuai dengan maksudnya.

The Group ceases capitalising borrowing costswhen substantially all the activities necessary toprepare the qualifying asset for its intended useor sale are complete.






3. PENGGUNAAN ESTIMASI, PERTIMBANGAN,DAN ASUMSI MANAJEMEN

3. MANAGEMENT USE OF ESTIMATES,JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS

Dalam penerapan kebijakan akuntansi Grup sepertiyang diungkapkan dalam Catatan 2 pada laporankeuangan konsolidasian, manajemen harusmembuat estimasi, pertimbangan, dan asumsi atasnilai tercatat aset dan liabilitas yang tidak tersediaoleh sumber-sumber lain.

Estimasi dan asumsi tersebut, berdasarkanpengalaman historis dan faktor lain yangdipertimbangkan relevan.

In the application of the Group’s accounting policies,which are described in Note 2 to the consolidatedfinancial statements, management is required tomake estimates, judgements and assumptions aboutthe carrying amounts of assets and liabilities that arenot readily apparent from other sources.

The estimates and assumptions are based onhistorical experience and other factors that areconsidered to be relevant.

Manajemen berkeyakinan bahwa pengungkapanberikut telah mencakup ikhtisar estimasi,pertimbangan, dan asumsi signifikan yang dibuatoleh manajemen, yang berpengaruh terhadapjumlah-jumlah yang dilaporkan serta pengungkapandalam laporan keuangan konsolidasian.

Management believes that the following represent asummary of the significant estimates, judgementsand assumptions made that affected certain reportedamounts and disclosures in the consolidated financialstatements.

a. Pertimbangan a. Judgements

Pertimbangan-pertimbangan berikut dibuatoleh manajemen dalam proses penerapankebijakan akuntansi Grup yang memilikidampak yang paling signifikan terhadapjumlah-jumlah yang diakui dalam laporankeuangan konsolidasian:

The following judgements are made bymanagement in the process of applying theGroup’s accounting policies that have the mostsignificant effects on the amounts recognised inthe consolidated financial statements.

(i) Mata uang fungsional (i) Functional currency

Dalam proses penerapan kebijakanakuntansi Grup, manajemen telahmembuat pertimbangan untukmenentukan mata uang fungsionalentitas anak luar negeri (Catatan 4a).

In the process of applying the Group’saccounting policies, management has madejudgement on the determination offunctional currency of the foreignsubsidiaries (Notes 4a).

(ii) Klasifikasi aset keuangan dan liabilitaskeuangan

(ii) Classification of financial assets andfinancial liabilities

Grup menentukan klasifikasi aset danliabilitas tertentu sebagai aset keuangandan liabilitas keuangan dengan menilaiapakah aset dan liabilitas tersebutmemenuhi definisi yang ditetapkan dalamPSAK 55. Aset keuangan dan liabilitaskeuangan dicatat sesuai dengankebijakan akuntansi Grup sebagaimanadiungkapkan dalam Catatan 2f.

The Group determines the classifications ofcertain assets and liabilities as financialassets and liabilities by determining if theymeet the definition set forth in SFAS 55.Accordingly, the financial assets andliabilities are accounted for in accordancewith the Group’s accounting policiesdisclosed in Note 2f.






3. PENGGUNAAN ESTIMASI, PERTIMBANGAN,DAN ASUMSI MANAJEMEN (lanjutan)

3. MANAGEMENT USE OF ESTIMATES,JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued)

a. Pertimbangan (lanjutan) a. Judgements (continued)

(iii) Aset keuangan yang tidak memilikikuotasi harga di pasar aktif

(iii) Financial assets not quoted in active market

Grup mengklasifikasikan aset keuangandengan mengevaluasi, antara lain,apakah aset tersebut memiliki atau tidakmemiliki kuotasi harga di pasar yangaktif. Evaluasi tersebut juga mencakupapakah kuotasi harga suatu asetkeuangan di pasar yang aktif, merupakankuotasi harga yang tersedia secarareguler, dan kuotasi harga tersebutmencerminkan transaksi di pasar yangaktual dan terjadi secara reguler dalamsuatu transaksi wajar.

The Group classifies financial assets byevaluating, among other things, whether theasset is quoted or not in an active market.Included in the evaluation of whether afinancial asset is quoted in and activemarket is the determination of whetherquoted prices are readily and regularlyavailable, and whether those pricesrepresent actual and regularly ocurringmarket transactions on an arm’s lengthbasis.

(iv) Cadangan kerugian penurunan nilai asetkeuangan

(iv) Allowance for impairment of financial assets

Cadangan kerugian penurunan nilaipinjaman yang diberikan dan piutangdipelihara pada jumlah yang menurutmanajemen adalah memadai untukmenutup kemungkinan tidak tertagihnyaaset keuangan. Pada setiap tanggallaporan posisi keuangan konsolidasian,Grup secara spesifik menelaah apakahtelah terdapat bukti obyektif bahwa suatuaset keuangan telah mengalamipenurunan nilai (tidak tertagih).

Allowance for impairment losses ismaintained at a level considered adequateto provide for potentially uncollectiblereceivables. The Group assessesspecifically at each consolidated statementof financial position date whether there is anobjective evidence that a financial asset isimpaired (uncollectible).

Cadangan yang dibentuk adalahberdasarkan pengalaman penagihanmasa lalu dan faktor-faktor lainnya yangmungkin mempengaruhi kolektibilitas,antara lain kemungkinan kesulitanlikuiditas atau kesulitan keuangan yangsignifikan yang dialami oleh debitur ataupenundaan pembayaran yang signifikan.

The level of allowance is based on pastcollection experience and other factors thatmay affect collectability such as theprobability of insolvency or significantfinancial difficulties of the debtors orsignificant delay in payments.








b. Pertimbangan (lanjutan) b. Judgements (continued)

(iv) Cadangan kerugian penurunan nilai asetkeuangan (lanjutan)

(iv) Allowance for impairment of financial assets(continued)

Jika terdapat bukti obyektif penurunannilai, maka saat dan besaran jumlah yangdapat ditagih diestimasi berdasarkanpengalaman kerugian masa lalu.Cadangan kerugian penurunan nilaidibentuk atas akun-akun yangdiidentifikasi secara spesifik telahmengalami penurunan nilai. Akunpinjaman yang diberikan dan piutangdihapusbukukan berdasarkan keputusanmanajemen bahwa aset keuangantersebut tidak dapat ditagih ataudirealisasi meskipun segala cara dantindakan telah dilaksanakan. Suatuevaluasi atas piutang, yang bertujuanuntuk mengidentifikasi jumlah penyisihanyang harus dibentuk, dilakukan secaraberkala sepanjang tahun. Oleh karena itu,saat dan besaran jumlah cadangankerugian penurunan nilai yang tercatatpada setiap periode dapat berbedatergantung pada pertimbangan danestimasi yang digunakan.

If there is an objective evidence ofimpairment, timing and collectible amountsare estimated based on historical loss data.Provision for decline in value is provided onaccounts specifically identified as impaired.Written-off loans and receivables are basedon management’s decisions that thefinancial assets are uncollectible or cannotbe realised in whatsoever actions havebeen taken. Evaluation of receivables todetermine the total allowance to be providedis performed periodically during the year.Therefore, the timing and amount ofprovision for decline in value recorded ineach period might differ based on thejudgements and estimates that have beenused.

Nilai tercatat investasi dimiliki hinggajatuh tempo serta pinjaman diberikan danpiutang Grup tanggal 31 Desember 2012dan 2011 dan 1 Januari 2011sebagaimana diungkapkan dalamCatatan 47.

The carrying value of the Group’s held tomaturity investments and loans andreceivables as of 31 December 2012 and2011 and 1 January 2011 disclosed in Note47.

(v) Biaya eksplorasi dan evaluasi (v) Exploration and evaluation expenditures

Kebijakan akuntansi Grup untuk biayaeksplorasi dan evaluasi mengakibatkanbiaya tertentu dikapitalisasi untuk sebuahwilayah kerja yang dianggap dapatdipulihkan oleh eksploitasi di masa depanatau penjualan atau di mana kegiatantersebut belum mencapai tahap tertentuyang memungkinkan dilakukan penilaianyang wajar atas keberadaan cadangan.Kebijakan ini mengharuskan manajemenuntuk membuat estimasi dan asumsitertentu atas peristiwa dan keadaan dimasa depan, khususnya apakah operasieksploitasi dapat dilaksanakan secaraekonomis.

The Group’s accounting policy forexploration and evaluation expenditureresults in certain items of expenditure beingcapitalised for an area of interest where it isconsidered likely to be recoverable byfuture exploitation or sale or where theactivities have not reached a stage whichpermits a reasonable assessment of theexistence of reserves. This policy requiresmanagement to make certain estimates andassumptions as to future events andcircumstances, in particular whether aneconomically viable extraction operationcan be established.









(v) Biaya eksplorasi dan evaluasi (lanjutan) (v) Exploration and evaluation expenditures(continued)

Setiap perkiraan dan asumsi tersebutdapat berubah seiring tersedianyainformasi baru. Jika, setelah dilakukankapitalisasi atas biaya berdasarkankebijakan ini, suatu pertimbangan dibuatbahwa pemulihan biaya dianggap tidakdimungkinkan, biaya yang telahdikapitalisasi tersebut akan dibebankanke dalam laporan laba-rugi komprehensifkonsolidasian.

Any such estimates and assumptions maychange as new information becomesavailable. If, after having capitalised theexpenditure under the policy, a judgement ismade that recovery of the expenditure isunlikely, the relevant capitalised amount willbe written off to the consolidated statementof comprehensive income.

(vi) Biaya pengembangan (vi) Development expenditures

Kegiatan pengembangan dimulai setelahdilakukan pengesahan proyek olehtingkat manajemen yang berwenang.Pertimbangan diterapkan olehmanajemen dalam menentukankelayakan suatu proyek secaraekonomis. Dalam melakukanpertimbangan ini, manajemen perlumembuat estimasi dan asumsi tertentuyang serupa dengan kapitalisasi biayaeksplorasi dan evaluasi yang dijelaskandi atas.

Development activities commence after aproject is sanctioned by the appropriatelevel of management. Judgement is appliedby management in determining when aproject is economically viable. In exercisingthis judgement, management is required tomake certain estimates and assumptionssimilar to those described above forcapitalised exploration and evaluationexpenditure.

(vii) Penyisihan untuk biaya pembongkarandan restorasi

(vii) Provision for decommissioning and siterestoration

Kebijakan akuntansi Grup ataspengakuan penyisihan untuk biayapembongkaran dan restorasimembutuhkan estimasi dan asumsi yangsignifikan seperti: persyaratan kerangkahukum dan peraturan yang relevan;besarnya kemungkinan kontaminasi sertawaktu, luas dan biaya yang dibutuhkanuntuk kegiatan pembongkaran danrestorasi. Ketidakpastian ini dapatmengakibatkan perbedaan antara jumlahpengeluaran aktual di masa depan darijumlah yang disisihkan pada saat ini.Penyisihan yang diakui pada setiap lokasiditinjau secara berkala dan diperbaruiberdasarkan fakta-fakta dan keadaanpada saat itu.

The Group’s accounting policy for therecognition of decommissioning and siterestoration provisions requires significantestimates and assumptions such as:requirements of the relevant legal andregulatory framework; the magnitude ofpossible contamination and the timing,extent and costs of requireddecommissioning and site restorationactivity. These uncertainties may result infuture actual expenditure differing from theamounts currently provided. The provisionrecognised for each site is periodicallyreviewed and updated based on the factsand circumstances available at the time.









(vii) Penyisihan untuk biaya pembongkarandan restorasi (lanjutan)

(vii) Provision for decommissioning and siterestoration (continued)

Grup memiliki kewajiban untukmelakukan pembongkaran fasilitasproduksi minyak dan gas bumi dan pipapada akhir umur manfaat aset-asettersebut. Kewajiban pembongkaranterbesar yang dihadapi Grup berkaitandengan penutupan dan peninggalansumur-sumur yang sudah tidak terpakaidan pembuangan platform minyak dangas alam dan saluran pipa pada areakontrak Grup.

The Group is obliged to carry out futuredecommissioning of oil and natural gasproduction facilities and pipelines at the endof their economic lives. The largestdecommissioning obligations facing theGroup relate to the plugging andabandonment of wells and the removal anddisposal of oil and natural gas platforms andpipelines in its contract area.

Sebagian besar pembongkaran akandilakukan di masa yang akan datangsehingga terdapat ketidakpastianmengenai persyaratan yang harusdipenuhi pada saat dilakukannyapembongkaran. Teknologi pembongkarandan biaya pembongkaran terus berubah,termasuk ekspektasi politik, lingkungan,keselamatan, dan publik. Akibatnya,terdapat ketidakpastian yang signifikanterkait kapan dan jumlah arus kas masadepan yang harus dikeluarkan.Perubahan dalam ekspektasi biaya masadepan yang diharapkan tercermin dalamaset dan penyisihan, yang dapat memilikidampak yang material terhadap laporankeuangan konsolidasian Grup.

Most of these decommissioning events aremany years in the future and the preciserequirements that will have to be met whenthe removal event actually occurs areuncertain. Decommissioning technologiesand costs are constantly changing, as wellas political, environmental, safety and publicexpectations. Consequently, the timing andamounts of future cash flows are subject tosignificant uncertainty. Changes in theexpected future costs are reflected in boththe provision and the asset and could have amaterial impact on the Group’s consolidatedfinancial statements.

Jika tingkat diskonto dan biayapembongkaran berbeda 10% dariestimasi manajemen, jumlah tercatatyang disisihkan untuk biayapembongkaran dan restorasi lokasi asetakan lebih rendah sebesar US$168.673atau lebih tinggi sebesar US$187.011.

If the discount rate and decommissioningcosts used differ by 10% frommanagement’s estimates, the carryingamount of provision for decommissioningand site restoration will be an estimatedUS$168,673 lower or US$187,011 higher.









(viii) Pajak penghasilan (viii) Income taxes

Pajak penghasilan final Final income tax

Sesuai dengan peraturan perundanganperpajakan, pendapatan yang telahdikenakan pajak penghasilan final tidaklagi dilaporkan sebagai pendapatan kenapajak, dan semua beban sehubungandengan pendapatan yang telahdikenakan pajak penghasilan final tidakboleh dikurangkan. Di lain pihak, baikpendapatan maupun beban tersebutdiapakai dalam perhitungan laba rugimenurut akuntansi. Oleh karena itu, tidakterdapat perbedaan temporer sehinggatidak diakui adanya aset atau liabilitaspajak tangguhan.

In accordance with the tax laws andregulations, income subject to final incometax is not to be reported as taxable incomeand all expenses related to income subjectto final income tax are not deductible.However, such income and expenses areincluded in the profit and loss calculation foraccounting purposes. Accordingly, notemporary difference, deferred tax assetand liability are recognised.

Apabila nilai tercatat aset atau liabilitasyang berhubungan dengan pajakpenghasilan final berbeda dari dasarpengenaan pajaknya, maka perbedaantersebut tidak diakui sebagai aset atauliabilitas pajak tangguhan.

If the recorded value of an asset or liabilityrelated to final income tax differs from itstaxable base, the difference is notrecognised as a deferred tax asset ordeferred tax liability.

Beban pajak atas pendapatan yangdikenakan pajak penghasilan final diakuisecara proporsional dengan jumlahpendapatan menurut akuntansi yangdiakui pada tahun berjalan.

The current tax expense on income subjectto final income tax is recognised inproportion to the total income recognisedduring the year for accounting purposes.

Selisih antara jumlah pajak penghasilanfinal terutang dengan jumlah yangdibebankan sebagai pajak kini padalaporan laba-rugi diakui sebagai pajakdibayar di muka atau utang pajak.

The difference between the amount of finalincome tax payable and the amountcharged as current tax in the profit or loss isrecognised either as prepaid taxes andtaxes payable, accordingly.

Pajak penghasilan tidak final Non-final income tax

Beban pajak kini ditentukan berdasarkanlaba kena pajak dalam tahun yangbersangkutan yang dihitung berdasarkantarif pajak yang berlaku.

Current tax expense is determinded basedon the taxable income for the yearcomputed using prevailing tax rates.









(viii) Pajak penghasilan (lanjutan) (viii) Income taxes (continued)

Pajak penghasilan tidak final (lanjutan) Non-final income tax (continued)

Aset dan liabilitas pajak tangguhan diakuiatas konsekuensi pajak periodemendatang yang timbul dari perbedaanjumlah tercatat aset dan liabilitas menurutlaporan keuangan dengan jumlahtercatat menurut dasar pengenaan pajak.Liabilitas pajak tangguhan diakui untuksemua perbedaan temporer kena pajakdan aset pajak tangguhan diakui untukperbedaan temporer yang bolehdikurangkan serta rugi fiskal yang dapatdikompensasikan, sepanjang besarkemungkinan dapat dimanfaatkan untukmengurangi laba kena pajak pada masadatang.

Deferred tax assets and liabilities arerecognised for the future tax consequencesattributable to the differences between thefinancial statements carrying amounts ofexisting assets and liabilities and theirrespective tax bases. Deferred tax liabilitiesare recognised for all taxable temporarydifferences and deferred tax assets arerecognised for deductible temporarydifferences and carryforward tax benefit ofunused fiscal losses, to the extent that it isprobable that taxable income will beavailable in future periods against which thedeductible temporary differences andcarryforward tax benefit of fiscal losses canbe utilised

Pajak tangguhan diukur denganmenggunakan tarif pajak yang berlakuatau secara substantif telah berlaku padatanggal laporan posisi keuangankonsolidasian. Pajak tangguhandibebankan atau dikreditkan dalamlaporan laba-rugi, untuk item yangdibebankan atau dikreditkan langsung keekuitas, di mana pajak tangguhan jugadibebankan atau dikreditkan langsung keekuitas.

Deferred tax is calculated at the tax ratesthat have been enacted or substantivelyenacted at the consolidated statement offinancial position date. Deferred tax ischarged or credited to the profit or loss,except when it relates to items charged orcredited directly to equity, in which case thedeferred tax is also charged or crediteddirectly to equity.

Aset dan liabilitas pajak tangguhandisajikan di laporan posisi keuangankonsolidasian, kecuali aset dan liabilitaspajak tangguhan untuk entitas yangberbeda, atas dasar kompensasi sesuaidengan penyajian aset dan liabilitaspajak kini.

Deferred tax assets and liabilities are offsetin the consolidated statement of financialposition, except if these are for differentlegal entities, in the same manner in whichthe current tax assets and liabilities arepresented.

Perubahan atas liabilitas pajak dicatatketika hasil pemeriksaan diterima atau,jika banding diajukan oleh Grup, ketikahasil banding telah ditentukan.

Amendments to tax obligations arerecorded when an assessment is receivedor, if appealed against by the Group, whenthe result of the appeal is determined.









(ix) Imbalan pasca kerja (ix) Post-employment benefits

Nilai kini kewajiban pensiun tergantungpada sejumlah faktor yang ditentukanberdasarkan basis dari aktuaria denganmenggunakan sejumlah asumsi. Asumsiyang digunakan dalam menentukan biaya(pendapatan) bersih untuk pensiuntermasuk tingkat diskonto, perubahanremunerasi masa depan, tingkatpengurangan karyawan, tingkat harapanhidup dan periode sisa yang diharapkandari masa aktif karyawan. Setiapperubahan dalam asumsi-asumsi ini akanberdampak pada nilai tercatat ataskewajiban pensiun.

The present value of the pension obligationdepends on a number of factors that aredetermined on an actuarial basis using anumber of assumptions. The assumptionsused in determining the net cost/(income)for pensions include the discount rate, futureremuneration changes, employee attritionrates, life expectancy and expectedremaining periods of service of employees.Any changes in these assumptions will havean impact on the carrying amount of thepension obligation.

Grup menentukan tingkat diskonto yangsesuai pada setiap akhir tahun. Tingkatsuku bunga inilah yang digunakan untukmenentukan nilai kini dari estimasi aruskas keluar masa depan yang dibutuhkanuntuk memenuhi kewajiban pensiun.Dalam menentukan tingkat diskonto yangsesuai, Grup menggunakan tingkat sukubunga obligasi korporat berkualitas tinggi(atau obligasi pemerintah, denganpertimbangan saat ini tidak ada pasaraktif untuk obligasi korporat berkualitastinggi) dalam mata uang yang samadengan mata uang imbalan yang akandibayarkan dan memiliki waktu jatuhtempo yang kurang lebih sama denganwaktu jatuh tempo kewajiban pensiunyang bersangkutan.

The Group determines the appropriatediscount rate at the end of each year. This isthe interest rate that should be used todetermine the present value of estimatedfuture cash outflows expected to be requiredto settle the pension obligation. Indetermining the appropriate discount rate,the Group considers the interest rates ofhigh-quality corporate bonds (or governmentbonds, if there is no deep market for highquality corporate bonds) that aredenominated in the currency in which thebenefits will be paid and that have terms tomaturity approximating the terms of therelated pension obligation.

Asumsi kunci kewajiban pensiun lainnyasebagian ditentukan berdasarkan kondisipasar saat ini (Catatan 21).

Other key assumptions for pensionobligations are based in part on currentmarket conditions (Note 21).

Jika tingkat diskonto Program PensiunManfaat Pasti (“PPMP”) berbeda 1% dariestimasi manajemen, jumlah tercatatkewajiban pensiun diestimasi akan lebihrendah sebesar US$111.151 atau lebihtinggi sebesar US$88.366

Were the discount rate of The DefinedBenefit Plans (“PPMP”) used to differ by 1%from management’s estimates, the carryingamount of pension obligations would be anestimated US$111,151 lower or US$88,366higher.

Jika tingkat diskonto tunjangankesehatan pasca kerja berbeda 1% dariestimasi manajemen, jumlah tercatatkewajiban tunjangan kesehatan pasca-kerja diestimasi akan lebih rendahsebesar US$219.368 atau lebih tinggisebesar US$279.264.

Were the discount rate of post-retirementhealthcare benefits used to differ by 1%from management’s estimates, the carryingamount of post-retirement healthcarebenefits obligations would be an estimatedUS$219,368 lower or US$279,264 higher.









(ix) Imbalan pasca kerja (lanjutan) (ix) Post-employment benefits (continued)

Jika tingkat diskonto penghargaan ataspengabdian berbeda 1% dari estimasimanajemen, jumlah tercatat kewajibanpenghargaan atas pengabdian diestimasiakan lebih rendah sebesar US$75.721atau lebih tinggi US$85.391.

Were the discount rate of severance andservice pay used to differ by 1% frommanagement’s estimates, the carryingamount of severance and service pay wouldbe an estimated US$75,721 lower areUS$85,391 higher.

(x) Depresiasi, estimasi nilai sisa dan masamanfaat aset tetap

(x) Depreciation, estimate of residual valuesand useful lives of fixed assets

Masa manfaat dari masing-masingproperti investasi dan aset tetap Grupdiestimasi berdasarkan jangka waktu asettersebut diperkirakan dapat digunakan.Estimasi tersebut didasarkan padapenilaian kolektif berdasarkan bidangusaha yang sama, evaluasi teknis internaldan pengalaman terhadap aset sejenis.Taksiran masa manfaat setiap propertiinvestasi dan aset ditelaah secaraberkala dan diperbarui jika estimasiberbeda dari perkiraan sebelumnya yangdisebabkan karena pemakaian, usangsecara teknis atau komersial sertaketerbatasan hak atau pembatasanlainnya terhadap penggunaan aset.Dengan demikian, hasil operasi di masamendatang mungkin dapat terpengaruhsecara signifikan oleh perubahan dalamwaktu dan biaya yang terjadi karenaperubahan yang disebabkan oleh faktor-faktor yang disebutkan di atas.Penurunan taksiran masa manfaatekonomis setiap properti investasi danaset tetap akan menyebabkan kenaikanbeban penyusutan dan penurunan nilaitercatat aset tetap.

The useful lives of each item of the Group’sinvestment properties and fixed assets areestimated to be based on the period overwhich the asset is expected to be availablefor use. Such estimation is based on acollective assessment of similar business,internal technical evaluation and experiencewith similar assets. The estimated useful lifeof each asset is reviewed periodically andupdated if expectations differ from previousestimates due to physical wear and tear,technical or commercial obsolescence andlegal or other limits on the use of the asset.It is possible, however, that future results ofoperations could be materially affected bychanges in the amounts and timing ofrecorded expenses brought about bychanges in the factors mentioned above. Areduction in the estimated useful life of anyitem of investment properties and fixedassets would increase the recordeddepreciation and decrease the carryingvalues of fixed assets.

b. Estimasi dan asumsi b. Estimates and assumptions

Asumsi utama mengenai masa depan dansumber utama lain dalam mengestimasiketidakpastian pada tanggal pelaporan yangmempunyai risiko signifikan yang dapatmenyebabkan penyesuaian material terhadapnilai tercatat aset dan liabilitas dalam periodeberikutnya diungkapkan di bawah ini. Grupmendasarkan asumsi dan estimasi padaparameter yang tersedia saat laporankeuangan konsolidasian disusun. Kondisi yangada dan asumsi mengenai perkembanganmasa depan dapat berubah karena perubahansituasi pasar yang berada di luar kendali Grup.Perubahan tersebut tercermin dalam asumsiketika keadaan tersebut terjadi:

The key assumptions concerning the future andother key sources of estimation uncertainty at thereporting date that have a significant risk ofcausing a material adjustment to the carryingamounts of assets and liabilities within the nextfinancial period are disclosed below. The Groupbased its assumptions and estimates onparameters available when the consolidatedfinancial statements were prepared. Existingcircumstances and assumptions about futuredevelopments may change due to marketchanges on circumstances arising beyond thecontrol of the Group. Such changes are reflectedin the assumptions when they occur:








b. Estimasi dan asumsi (lanjutan) b. Estimates and assumptions (continued)

(i) Penurunan nilai aset non-keuangan (i) Impairment of non-financial assets

Sesuai dengan kebijakan akuntansiGrup, setiap aset atau unit penghasil kasdievaluasi pada setiap periode pelaporanuntuk menentukan ada tidaknya indikasipenurunan nilai aset. Jika terdapatindikasi tersebut, akan dilakukanperkiraan atas nilai aset yang dapatkembali dan kerugian akibat penurunannilai akan diakui sebesar selisih antaranilai tercatat aset dengan nilai yangdapat dipulihkan kembali dari asettersebut. Jumlah nilai yang dapatdipulihkan kembali dari sebuah aset ataukelompok aset penghasil kas diukurberdasarkan nilai yang lebih tinggi antaranilai wajar dikurangi biaya untuk menjualdan nilai pakai aset.

In accordance with the Group’s accountingpolicy, each asset or cash generating unit isevaluated every reporting period todetermine whether there are any indicationsof impairment. If any such indication exists,a formal estimate of the recoverableamount is performed and an impairmentloss recognised to the extent that thecarrying amount exceeds the recoverableamount. The recoverable amount of anasset or cash generating unit of a group ofassets is measured at the higher of fairvalue less costs to sell and value in use.

Aset yang memiliki masa manfaat yangtak terbatas, seperti goodwill atau asettak berwujud yang belum siap untukdigunakan, tidak diamortisasi dan diujisetiap tahun untuk penurunan nilai.Jumlah nilai yang dapat diperolehkembali dari unit penghasil kasditentukan berdasarkan perhitungan nilaipakai.

Assets that have an indefinite useful life -for example, goodwill or intangible assetsnot ready to use - are not subject toamortisation and are tested annually forimpairment. The recoverable amounts ofcash generating units have beendetermined based on value-in-usecalculations.

Aset minyak dan gas bumi yang telahmenemukan cadangan terbukti, ditelaahuntuk penurunan nilai ketika kejadian danperubahan keadaan mengindikasikanbahwa nilai tercatat aset tidak dapatdipulihkan. Jika terdapat indikasitersebut, nilai terpulihkan aset akandiestimasi. Nilai terpulihkan asetditentukan berdasarkan nilai yang lebihbesar antara nilai wajar aset dikurangibiaya untuk menjual dan nilai pakainya.

Proven oil and gas properties are reviewedfor impairment losses whenever events orchanges in circumstances indicate that thecarrying amount may not be recoverable. Ifany such indication exists, the asset’srecoverable amount is estimated. Therecoverable amount of an asset isdetermined as the greater of an asset’s fairvalue less cost to sell and value in use.









(i) Penurunan nilai aset non-keuangan(lanjutan)

(i) Impairment of non-financial assets(continued)

Penentuan nilai wajar dan nilai pakaimembutuhkan manajemen untukmembuat estimasi dan asumsi atasproduksi yang diharapkan dan volumepenjualan, harga komoditas(mempertimbangkan harga saat ini danmasa lalu, tren harga dan faktor-faktorterkait), cadangan (lihat “EstimasiCadangan” di atas), biaya operasi, biayapembongkaran dan restorasi sertabelanja modal di masa depan. Estimasidan asumsi ini terpapar risiko danketidakpastian; sehingga adakemungkinan perubahan situasi dapatmengubah proyeksi ini, yang dapatmempengaruhi nilai aset yang dapatdipulihkan kembali. Dalam keadaanseperti itu, sebagian atau seluruh nilaitercatat aset mungkin akan mengalamipenurunan nilai lebih lanjut atau terjadipengurangan rugi penurunan nilai yangdampaknya akan dicatat dalam laporanlaba-rugi.

The determination of fair value and value inuse requires management to makeestimates and assumptions about expectedproduction and sales volumes, commodityprices (considering current and historicalprices, price trends and related factors),reserves (see “Reserve Estimates” above),operating costs, decommissioning and siterestoration cost, and future capitalexpenditure. These estimates andassumptions are subject to risk anduncertainty; hence there is a possibility thatchanges in circumstances will alter theseprojections, which may impact therecoverable amount of the assets. In suchcircumstances, some or all of the carryingvalue of the assets may be furtherimpaired, or the impairment chargereduced, with the impact recorded in theprofit or loss.

(ii) Aset pajak tangguhan (ii) Deferred tax assets

Aset pajak tangguhan diakui untuksemua perbedaan temporer antara nilaitercatat aset dan liabilitas pada laporankeuangan dengan nilai tercatat menurutdasar pengenaan pajak jika besarkemungkinan bahwa jumlah laba fiskalakan memadai untuk pemanfaatanperbedaan temporer yang diakui.Estimasi manajemen yang signifikandiperlukan untuk menentukan jumlahaset pajak tangguhan yang diakuiberdasarkan kemungkinan waktuterealisasinya dan jumlah laba kenapajak pada masa mendatang sertastrategi perencanaan pajak masa depan.

Deferred tax assets are recognised for alltemporary differences between the financialstatements’ carrying amounts of existingassets and liabilities and their respectivetaxes bases to the extent that it is probablethat taxable profit will be available againstwhich the temporary differences can beutilised. Significant management estimatesare required to determine the amount ofdeferred tax assets that can be recognised,based upon the likely timing and the level offuture taxable profits together with future taxplanning strategies.









(iii) Estimasi cadangan (iii) Reserve estimates

Nilai tercatat untuk deplesi, penyusutandan untuk amortisasi beserta pemulihannilai tercatat aset minyak dan gas danaset tetap, yang digunakan untukmemproduksi minyak dan gas tergantungpada estimasi cadangan minyak dan gas.Faktor utama yang mempengaruhiestimasi tersebut adalah penilaian teknisatas kuantitas produksi cadangan minyakdan gas yang ada dan kendala ekonomisseperti ketersediaan pasar komersial atasproduksi gas bumi maupun asumsi yangterkait dengan antisipasi harga komoditasdan biaya pengembangan dan produksicadangan tersebut.

The amounts recorded for depletion,depreciation and amortisation as well as therecovery of the carrying value of oil and gasproperties and fixed assets involvingproduction of oil and gas depend onestimates of oil and gas reserves. Theprimary factors affecting these estimatesare technical engineering assessments ofproducible quantities of oil and gas reservesin place and economic constraints such asthe availability of commercial markets fornatural gas production as well asassumptions related to anticipatedcommodity prices and the costs ofdevelopment and production of thereserves.

Asumsi ekonomi yang digunakan untukmemperkirakan cadangan berubah dariwaktu ke waktu dan data geologibertambah selama masa operasi, olehkarena itu perkiraan cadangan dapatberubah dari waktu ke waktu. Perubahancadangan yang dilaporkan dapatmempengaruhi hasil dan posisikeuangan Grup dalam berbagai cara, diantaranya:

The economic assumptions used toestimate reserves change from period toperiod, and additional geological data isgenerated during the course of operations,therefore estimates of reserves may changefrom period to period. Changes in reportedreserves may affect the Group’s financialresults and financial position in a number ofways, including:

Nilai tercatat aset dapat terpengaruhakibat perubahan estimasi arus kasmasa depan

Asset carrying values may be affecteddue to changes in estimated future cashflows.

Penyusutan dan amortisasi yangdibebankan ke dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasiandapat berubah apabila beban-bebantersebut ditentukan berdasarkan unitproduksi, atau jika masa manfaatekonomi umur aset berubah.

Depreciation and amortisation chargedin the consolidated statements ofcomprehensive income may changewhere such charges are determined ona units of production basis, or where theuseful economic lives of assets change.

Penyisihan untuk aktivitas purna-operasi, restorasi lokasi aset, danhal-hal yang berkaitan denganlingkungan dapat berubah apabilaterjadi perubahan dalam perkiraancadangan yang mempengaruhiekspektasi tentang waktu atau biayakegiatan ini.

Decommissioning, site restoration andenvironmental provision may changewhere changes in estimated reservesaffect expectations about the timing orcost of these activities.

Nilai tercatat aset/liabilitas pajaktangguhan dapat berubah karenaperubahan estimasi pemulihanmanfaat pajak.

The carrying value of deferred taxassets/liabilities may change due tochanges in estimates of the likelyrecovery of the tax benefits.









(iv) Piutang dari pemerintah (iv) Due from government

Grup mengakui piutang dari Pemerintahuntuk penggantian biaya subsidi untukjenis BBM tertentu, untuk biaya programkonversi minyak tanah ke LPG danpiutang imbalan jasa pemasaran atasjasa memasarkan minyak mentah, gasbumi dan LNG bagian Pemerintah. Groupmelakukan estimasi atas jumlah daripiutang pemerintah tersebut berdasarkaninformasi historis. Jumlah tersebutmenjadi subjek diaudit dan disetujui olehauditor pemerintah (BPK). Hasil auditdapat berbeda dengan jumlah yangdiakui.

The Group recognises due from governmentfor cost subsidy for certain fuel (BBM)products, kerosene conversion to the LPGprogram and marketing fees in relation to theGovernment’s share of crude oil, natural gasand LNG. The Group makes an estimation ofthe amount of due from Government basedon historical information. The amount issubject to audit and approval by theGovernment auditor (BPK). The actualresults may be different to the amountrecognised.

(v) Aset minyak dan gas bumi (v) Oil and gas properties

Grup menerapkan metode successfulefforts untuk akuntansi kegiataneksplorasi dan evaluasi minyak dan gasbumi.

The Group follows the principles of thesuccessful efforts method of accounting forits oil and natural gas exploration andevaluation activities.

Untuk sumur eksplorasi dan sumur ujieksplorasi stratigrafi, biaya yang secaralangsung terkait dengan pengeboransumur-sumur tersebut, dikapitalisasidahulu sebagai aset dalam penyelesaiandalam akun aset minyak dan gas bumi,hingga ditentukan apakah telahditemukan cadangan minyak dan gasyang berpotensi ekonomis berdasarkanpengeboran tersebut. Penentuan inibiasanya dilakukan dalam waktu satutahun setelah penyelesaian sumur, tetapibisa memakan waktu lebih lama,tergantung pada kompleksitas strukturgeologi. Kebijakan ini mengharuskanmanajemen untuk membuat estimasi danasumsi tertentu atas peristiwa dankeadaan di masa depan, khususnyaapakah operasi eksploitasi dapatdilaksanakan secara ekonomis. Setiapestimasi dan asumsi tersebut dapatberubah seiring tersedianya informasibaru. Jika sumur tidak menemukancadangan yang memiliki potensiekonomi, biaya sumur akan dibebankansebagai beban sumur kering (dry hole)dan diklasifikasikan sebagai biayaeksplorasi.

For exploration and exploratory-typestratigraphic test wells, costs directlyassociated with the drilling of those wellsare initially capitalised within assets underconstruction within oil and gas properties,pending determination of whetherpotentially economic oil and gas reserveshave been discovered by the drilling effort.The determination is usually made withinone year after well completion, but can takelonger, depending on the complexity of thegeological structure. This policy requiresmanagement to make certain estimates andassumptions as to future events andcircumstances, in particular whether aneconomically viable extraction operationcan be established. Such estimates andassumptions may change as newinformation becomes available. If the welldoes not discover potentially economic oiland gas quantities, the well costs areexpensed as a dry hole and are reported inexploration expense.









(vi) Biaya yang masih harus dibayar untukbonus

(vi) Accrual for bonus

Biaya yang masih harus dibayar untukbonus merupakan biaya untuk manfaatkaryawan yang terdiri dari tantiem, bonusdan insentif karyawan. Biaya yang masihharus dibayar tersebut didasarkan padametode perhitungan yang disetujuimanajemen dimana tergantungpengukuran kinerja keuangan maupunnon-keuangan. Manajemenmengestimasi jumlah yang harus diakuiberdasarkan pada informasi pendukungyang ada pada tanggal neraca.Jumlahnya dapat berubah apabilapengukuran kinerja keuangan dan non-keuangan aktual difinalisasi.

The accrual for bonuses representsexpenses from payment of employeebenefits which consist of tantiem, bonusand employee incentives. The accrual isbased on a formula that was agreed bymanagement which depends on financialand non-financial performancemeasurement. Management estimates theamount based on the existing supportinginformation at the balance sheet date. Theamount may be changed if the actualfinancial and non-financial measurement ofperformance is finalised.

(vii) Penyisihan penurunan nilai ataspinjaman yang diberikan dan piutang

(vii) Provision for impairment of loan andreceivables

Penyisihan penurunan nilai piutangdipelihara pada jumlah yang menurutmanajemen adalah memadai untukmenutup kemungkinan tidak tertagihnyapiutang. Pada setiap tanggal neraca Grupsecara spesifik menelaah apakah telahterdapat bukti objektif bahwa suatu asetkeuangan telah mengalami penurunannilai (tidak tertagih).

Provision for impairment of receivables ismaintained at a level considered adequateto provide for potentially uncollectiblereceivables. The Group assessesspecifically at each balance sheet datewhether there is objective evidence that afinancial asset is impaired (uncollectible).

Penyisihan yang dibentuk adalahberdasarkan pengalaman penagihanmasa lalu dan faktor-faktor lainnya yangmungkin mempengaruhi kolektibilitas,antara lain kemungkinan kesulitanlikuiditas atau kesulitan keuangan yangsignifikan yang dialami oleh debitur ataupenundaan pembayaran yang signifikan.

The level of provision is based on pastcollection experience and other factors thatmay affect collectability such as theprobability of insolvency or significantfinancial difficulties of the debtor orsignificant delay in payments.









(vii) Penyisihan penurunan nilai ataspinjaman yang diberikan dan piutang(lanjutan)

(vii) Provision for impairment of loan andreceivables (continued)

Jika terdapat bukti objektif penurunannilai, maka saat dan besaran total yangdapat ditagih diestimasi berdasarkanpengalaman kerugian masa lalu.Penyisihan penurunan nilai dibentuk atasakun-akun yang diidentifikasi secaraspesifik telah mengalami penurunan nilai.Akun pinjaman dan piutangdihapusbukukan berdasarkan keputusanmanajemen bahwa aset keuangantersebut tidak dapat ditagih ataudirealisasi meskipun segala cara dantindakan telah dilaksanakan. Suatuevaluasi atas piutang, yang bertujuanuntuk mengindentifikasi total penyisihanyang harus dibentuk, dilakukan secaraberkala sepanjang tahun. Oleh karena itu,saat dan besaran total penyisihankerugian penurunan nilai (penyisihanpiutang ragu-ragu) yang tercatat padasetiap periode dapat berbeda tergantungpada pertimbangan dan estimasi yangdigunakan.

If there is objective evidence of impairment,timing and collectible amounts areestimated based on historical loss data.Provision for impairment is provided onaccounts specifically identified as impaired.Loans and receivables written off are basedon management’s decisions that thefinancial assets are uncollectible or cannotbe realised regardless of actions taken.Evaluation of receivables to determine thetotal allowance to be provided is performedperiodically during the year. Therefore, thetiming and amount of provision for doubtfulaccounts recorded in each period mightdiffer based on the judgements andestimates that have been used.






4. PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASILAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN

4. RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OFCONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS

a. Penyajian kembali laporan keuangankonsolidasian

a. Restatement of consolidated financialstatement

Dengan diadopsinya PSAK 10 (Revisi 2010)pada 1 Januari 2012, masing-masingperusahaan pada Grup diminta untukmelakukan kajian mata uang fungsional. Grupmenyimpulkan bahwa Dolar Amerika Serikatmerupakan mata uang fungsional Grup denganpertimbangan sebagai berikut:

- Harga jual produk dari 6 (enam) unitbisnis utama mengacu pada hargapublikasi yang didenominasikan dalammata uang Dolar Amerika Serikat.

- Biaya bahan baku dan pembelian produkmengacu pada harga publikasi yangdidenominasikan dalam mata uang DolarAmerika Serikat.

- Umumnya, ketika penjualan atau bahanbaku dalam mata uang selain mata uangDolar Amerika Serikat, harga tersebutakan berfluktuasi terhadap nilai tukarterhadap mata uang Dolar AmerikaSerikat.

- Pendanaan yang bersumber dari obligasidan pinjaman bank didenominasikandalam mata uang Dolar Amerika serikat.

Upon the adoption of SFAS 10 (Revised 2010)on 1 January 2012, each entity within the Groupis required to assess its functional currency. TheGroup concluded that US dollar is the Groupfunctional currency, given:

- Product sale prices of 6 (six) core businessunits were based on publication pricesdenominated in US Dollar currency.

- Raw materials cost and purchase werebased on publication prices denominated inUS Dollar currency.

- Generally, when sales or raw materials arepriced in a currency other than the USdollar, the price considers exposure tofluctuation in the exchange rate versus theUS dollar currency.

- Financing from bond issuance and bankloan were denominated in US Dollarcurrency.

Berdasarkan ketentuan transisi PSAK 10,standard ini diterapkan secara retrospektif.Dengan demikian, Grup mengukur kembalilaporan keuangan periode sebelumnya yangditerbitkan dalam mata Rupiah ke DolarAmerika Serikat. Mata uang fungsional danpenyajian Grup saat ini adalah Dolar AmerikaSerikat.

Grup menerapkan prosedur pengukurankembali yang sebelumnya disajikan dalammata uang Rupiah ke mata uang DolarAmerika Serikat sebagai berikut:

In accordance with the transitional provision ofSFAS 10, the standard is applied retrospectively.Hence, the Group remeasured prior periodfinancial statements issued in Indonesian Rupiahto US Dollar. The Group’s functional andpresentation currency is now US dollar.

The Group applied the following procedures toremeasure items previously issued in IndonesianRupiah to US Dollar:

Grup melakukan pengukuran kembali pos-posdalam laporan posisi keuangan (neraca)dengan melakukan prosedur sebagai berikut:

The Group remeasured items in the statement offinancial position (balance sheets) using theprocedures outlined below:

- Pos aset dan liabilitas moneter diukurkembali dengan menggunakan kurs padatanggal neraca;

- Monetary assets and liabilities items wereremeasured at the exchange rate at thebalance sheet date;

- Aset non-moneter diukur menggunakankurs pada saat tanggal perolehan aset;

- Non-monetary assets are measured at theexchange rate at the date of acquisition ofan asset;






4. PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASILAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN(lanjutan)

4. RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OFCONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS(continued)

a. Penyajian kembali laporan keuangankonsolidasian (lanjutan)

a. Restatement of consolidated financialstatement (continued)

- Liabilitas non-moneter diukurmenggunakan kurs pada saat terjadinyaliabilitas;

- Non-monetary liabilities are measured atthe exchange rate at the time of the liability;

- Modal saham diukur menggunakan kurspada tanggal penyetoran modal sahamdan disetujui oleh Kementerian Hukumdan Hak Asasi Manusia;

- Share capital is measured at the exchangerate at the date the share capital depositand is approved by the Ministry of Law andHuman Rights;

- Saldo laba atau akumulasi kerugiandiukur menggunakan kurs pada periodeterjadinya laba atau kerugian tersebut;dan

- The balance of accumulated profit or loss ismeasured at the exchange rate during theperiod of the profit or loss; and

- Selisih antara aset, liabilitas dan modalsaham dalam mata uang Dolar AmerikaSerikat, diperhitungkan pada saldo labaatau akumulasi kerugian pada awalperiode komparatif.

- The difference between assets, liabilitiesand share capital denominated in US Dollarare included in retained earnings oraccumulated losses at the beginning of thecomparative period.

Dibawah ini merupakan laporan posisikeuangan konsolidasian pada tanggal 31Desember 2011 dan 1 Januari 2011 yangdisajikan dalam Indonesia Rupiah (dinyatakandalam jutaan Rupiah, kecuali dinyatakan lain).

The followings are the consolidated statementsof financial position as at 31 December 2011 and1 January 2011 presented in Indonesian Rupiah(expressed in millions of Rupiah, unlessotherwise stated).

1 Januari/2011 January 2011

Consolidated statements ofLaporan posisi keuangan financial position

(neraca) konsolidasian (balance sheets)

ASET ASSETSASET LANCAR CURRENT ASSETSKas dan setara kas 29,011,482 21,009,169 Cash and cash equivalentsKas yang dibatasi

penggunaannya - bersih 1,160,782 2,929,603 Restricted cash - netInvestasi jangka pendek 1,540,045 1,699,912 Short-term investmentsInvestasi jangka panjang - Long-term investments -

bagian lancar 1,000,000 1,000,000 current portionPiutang usaha Trade receivables

Pihak yang berelasi 19,695,596 8,132,182 Related partiesPihak ketiga 12,421,111 12,018,687 Third parties

Piutang dari Pemerintah - Due from the Governmentbagian lancar 16,584,074 11,270,097 - current portion

Piutang lain-lain Other receivablesPihak yang berelasi 182,803 2,847,293 Related partiesPihak ketiga 1,050,933 3,748,061 Third parties

Persediaan 69,964,202 57,443,254 InventoriesPajak dibayar di muka–bagian Prepaid taxes

lancar 2,796,617 2,463,730 - current portionBiaya dibayar di muka 1,411,840 702,908 PrepaymentsUang muka dividen - 1,500,000 Dividend advances

Jumlah Aset Lancar 156,819,485 126,764,896 Total Current Assets











Consolidated statement ofLaporan posisi keuangan financial position

(neraca) konsolidasian (balance sheet)

ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETSPiutang dari Pemerintah 698,425 2,096,388 Due from the GovernmentAset pajak tangguhan - bersih 8,457,588 6,804,055 Deferred tax assets - netInvestasi jangka panjang - Long-term investments -

dikurangi bagian lancar 5,397,920 5,617,579 net of current portionAset tetap - bersih 70,151,349 65,667,909 Fixed assets - netAset minyak dan gas Oil & gas and geothermal

serta panas bumi - bersih 47,248,229 40,090,366 properties - netPajak dibayar di muka - dikurangi Prepaid taxes -

bagian lancar 19,751,603 16,676,417 net of current portionAset lain-lain - bersih 3,474,505 2,779,226 Other assets - net

Jumlah Aset Tidak Lancar 155,179,619 139,731,940 Total Non-Current Assets

JUMLAH ASET 311,999,104 266,496,836 TOTAL ASSETS

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITIES AND EQUITYLIABILITAS JANGKA PENDEK SHORT-TERM LIABILITIESPinjaman jangka pendek 26,506,635 19,258,272 Short-term loansUtang usaha Trade payables

Pihak yang berelasi 1,296,325 1,161,139 Related partiesPihak ketiga 36,173,732 31,376,358 Third parties

Utang kepada Pemerintah yang Due to the Government -jatuh tempo dalam satu tahun 22,381,228 18,497,561 current portion

Utang pajak 6,247,462 6,306,748 Taxes payableBeban yang masih harus dibayar 10,179,749 7,180,303 Accrued expensesLiabilitas jangka panjang yang Long-term liabilities

jatuh tempo dalam satu tahun 6,104,602 6,139,615 - current portionUtang lain-lain Other payables

Pihak yang berelasi 601,833 349,673 Related partiesPihak ketiga 3,393,899 4,547,801 Third parties

Pendapatan tangguhan yang Deferred revenue -jatuh tempo dalam satu tahun 390,570 689,996 current portion

Jumlah Liabilitas Jangka Pendek 113,276,035 95,507,466 Total Short-Term Liabilities











Consolidated statements ofLaporan posisi keuangan financial position

(neraca) konsolidasian (balance sheets)

LIABILITAS JANGKA PANJANG LONG-TERM LIABILITIESUtang kepada Pemerintah -

setelah dikurangi bagian yang Due to the Government - net ofjatuh tempo dalam satu tahun 1,898,556 2,134,873 current portion

Liabilitas pajak tangguhan - bersih 8,654,662 5,774,221 Deferred tax liabilities - netLiabilitas jangka panjang -

setelah dikurangibagian yang jatuh Long-term liabilities - nettempo dalam satu tahun 15,792,870 18,637,471 of current portion

Utang obligasi 13,291,066 - Bonds payablePenyisihan imbalan kerja karyawan 32,260,762 31,910,886 Provision for employee benefitsPenyisihan untuk biaya Provision for decommissioning

pembongkaran dan restorasi 6,794,404 5,678,120 and site restorationPendapatan tangguhan - setelah

dikurangi bagian yang jatuh Deferred revenue - net oftempo dalam satu tahun 882,154 1,411,250 current portion

Utang jangka panjang lain-lain 808,952 761,996 Other non-current payables

Jumlah Liabilitas Jangka Panjang 80,383,426 66,308,817 Total Long-Term Liabilities

JUMLAH LIABILITAS 193,659,461 161,816,283 TOTAL LIABILITIES

EKUITAS EQUITYEkuitas yang dapat diatribusikan Equity attributable to

kepada pemilik entitas induk owners of the parentModal saham Share capital

Modal dasar - 200.000.000 Authorised - 200,000,000saham biasa - nilai nominal ordinary shares at parRp1.000.000 (nilai penuh) value of Rp1,000,000per saham; (full amount) per share;Ditempatkan dan disetor - Issued and paid up -82.569.779 saham 82,569,779 82,569,779 82,569,779 shares

Penyesuaian terhadapakun ekuitas (22,343,867) (22,343,867) Equity adjustments

Bantuan Pemerintah Government contributedyang belum ditentukan assets pending finalstatusnya 520,918 566,603 clarification of status

Komponen ekuitas lainnya 628,604 (92,146) Other equity componentsSaldo laba Retained earnings- Ditentukan penggunaannya 34,314,359 25,081,297 Appropriated -- Belum ditentukan

penggunaannya 21,992,714 18,296,718 Unappropriated -

117,682,507 104,078,384

Kepentingan non-pengendali 657,136 602,169 Non-controlling interest

JUMLAH EKUITAS 118,339,643 104,680,553 TOTAL EQUITY

JUMLAH LIABILITAS DAN TOTAL LIABILITIESEKUITAS 311,999,104 266,496,836 AND EQUITY










Dibawah ini merupakan laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian untuk tahun yangberakhir pada 31 Desember 2011 yangdisajikan dalam Indonesia Rupiah (dinyatakandalam jutaan Rupiah, kecuali dinyatakan lain).

The following is the consolidated statements ofcomprehensive income for the year ended 31December 2011 presented in Indonesian Rupiah(expressed in millions of Rupiah, unlessotherwise stated).

2011Laporan laba-rugi komprehensif Consolidated statement

konsolidasian of comprehensive income

Penjualan dan Pendapatan Sales and Other OperatingUsaha Lainnya Revenues

Penjualan dalam negeri minyak Domestic sales of crude oil,mentah, gas bumi, energi panas natural gas, geothermal energybumi dan hasil minyak 390,681,299 and oil products

Penggantian biaya subsidi Subsidy reimbursementsdari Pemerintah 156,519,800 from the Government

Penjualan ekspor minyak Export of crudementah dan hasil minyak 37,883,511 oil and oil products

Imbalan jasa pemasaran 1,325,477 Marketing feesPendapatan usaha dari aktivitas Revenues in relation to

operasi lainnya 3,355,794 other operating activities

JUMLAH PENJUALAN DAN TOTAL SALES AND OTHERPENDAPATAN USAHA LAINNYA 589,765,881 OPERATING REVENUES

Beban Pokok Penjualan dan Cost of Sales and OtherBeban Langsung Lainnya Direct Costs

Beban pokok penjualan 501,930,435 Cost of goods soldBeban produksi hulu dan Upstream production and

lifting 17,466,746 lifting costsBeban eksplorasi 1,770,676 Exploration costsBeban dari aktivitas Expenses in relation to

operasi lainnya 4,973,577 other operating activities

JUMLAH BEBAN POKOK PENJUALAN TOTAL COST OF SALESDAN BEBAN LANGSUNG LAINNYA 526,141,434 AND OTHER DIRECT COSTS

LABA KOTOR 63,624,447 GROSS PROFIT

Beban penjualan dan pemasaran 6,852,573 Selling and marketing expensesBeban umum dan administrasi 8,608,519 General and administrative expensesRugi selisih kurs 1,419,912 Foreign exchange lossPendapatan keuangan (1,034,786) Finance incomeBeban keuangan 2,545,744 Finance costsPendapatan penalti atas keterlambatan Income from penalty on long

pembayaran oleh pelanggan (783,886) overdue payments by customersPenyisihan penurunan nilai piutang 6,206,256 Provision for impairment of receivablesPenyisihan penurunan nilai aset Provision for impairment of

minyak dan gas bumi 1,815,621 oil and gas propertiesBagian atas laba bersih Share in net income of

perusahaan asosiasi 58,813 associatesPendapatan lain-lain - bersih (989,901) Other income–net

24,698,865










2011Laporan laba-rugi komprehensif Consolidated statement

konsolidasian of comprehensive income

LABA SEBELUM BEBAN INCOME BEFORE INCOMEPAJAK PENGHASILAN 38,925,582 TAX EXPENSE

Beban Pajak Penghasilan Income Tax ExpenseKini 17,235,188 CurrentTangguhan 1,164,711 Deferred

JUMLAH BEBAN PAJAK PENGHASILAN 18,399,899 TOTAL INCOME TAX EXPENSE

LABA TAHUN BERJALAN 20,525,683 INCOME FOR THE YEAR

Pendapatan komprehensif lainnya 37,207 Other comprehensive incomeSelisih kurs karena penjabaran laporan Difference arising from translation

keuangan dalam mata uang asing 684,379 of foreign currency financial statements

Pendapatan komprehensif Other comprehensivelainnya, bersih setelah pajak 721,586 income, net of tax

JUMLAH PENDAPATAN TOTAL COMPREHENSIVEKOMPREHENSIF 21,247,269 INCOME

Laba yang dapat diatribusikan kepada: Income attributable to:Pemilik entitas induk 20,471,552 Owners of the parentKepentingan non-pengendali 54,131 Non-controlling interest

Laba tahun berjalan 20,525,683 Income for the year

Jumlah pendapatan komprehensif Total comprehensive incomeyang dapat diatribusikan kepada: attributable to:Pemilik entitas induk 21,192,302 Owners of the parentKepentingan non-pengendali 54,967 Non-controlling interest

Jumlah pendapatan komprehensif 21,247,269 Total comprehensive income

Laporan arus kas Consolidated statementkonsolidasian of cash flows

Arus kas dari aktivitas operasi 13,889,355 Cash flows from operating activitiesArus kas dari aktivitas investasi (17,648,269) Cash flows from investing activitiesArus kas dari aktivitas pendanaan 11,676,511 Cash flows from financing activities

Kenaikan bersih kas dan setara kas 7,917,597 Net increase in cash and cash equivalentsEfek perubahan nilai kurs pada Effect of exchange rate

kas dan setara kas 84,716 changes on cash and cash equivalents

Saldo kas dan setara kas Cash and cash equivalentspada awal tahun 21,009,169 at the beginning of the year

Saldo kas dan setara kas Cash and cash equivalentspada akhir tahun 29,011,482 at the end of the year








b. Reklasifikasi laporan keuangankonsolidasian

b. Reclassification of consolidated financialstatements

Grup melakukan reklasifikasi atas penyajianlaporan keuangan konsolidasian 31 Desember2011 dan 1 Januari 2011 berkaitan denganpenerapan PSAK 28 (Revisi 2010), ”AkuntansiKontrak Asuransi Kerugian” dan PSAK 62,”Kontrak Asuransi”.

The Group reclassified the presentation ofconsolidated financial statements as of31 December 2011 and 1 January 2011 inrelation to the adoption of SFAS 28 (Revised2010), “Accounting for General InsuranceContract” and SFAS 62, “Insurance Contract”.

Grup juga mereklasifikasi laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian tahunan 2011 atasbeberapa biaya tertentu terkait dengandistribusi, pemeliharaan dan pengisian LPGtabung dari beban pokok penjualan ke bebanpenjualan pemasaran.

The Group also reclassified its 2011consolidated statement of comprehensiveincome in relation to certain expenses related todistribution, maintenance and filling of LPGcylinders from cost of goods sold to selling andmarketing expenses.

Laporan keuangan konsolidasian Grup padatanggal dan untuk tahun yang berakhir pada 31Desember 2011 yang telah direklasifikasikankembali adalah sebagai berikut :

The consolidated financial statements of theGroup as at and for the year ended 31December 2011 have been reclassified asfollows :

Sebelum Sebelum Setelahpenyajian penyajian penyajian

kembali dan kembali dan kembali danreklasifikasi reklasifikasi reklasifikasidalam jutaan dalam Dolar AS/ dalam

Rupiah/Before Before Dolar AS/Afterrestatement restatement restatement

and and andreclassification in reclassification Reklasifikasi/ reclassificationmillions of Rupiah in US Dollar Reclassification in US Dollar

ConsolidatedLaporan posisi statement of

keuangan (neraca) financial positionkonsolidasian (balance sheet)

Piutang lain-lain Other receivablesPihak ketiga 1,050,933 115,895 280,766 396,661 Third parties

Beban yang masihharus dibayar (10,179,749) (1,112,355) (261,172) (1,373,527) Accrued expenses

Pendapatan tangguhanyang jatuh tempo Deferred revenue -dalam satu tahun (390,570) (55,410) (19,594) (75,004) current portion

Laporan laba-rugi Consolidated statementkomprehensif of comprehensivekonsolidasian income

Beban pokok penjualan (501,930,435) (57,385,237) 219,338 (57,165,899) Cost of goods soldBeban penjualan Selling and marketing

dan pemasaran (6,852,573) (779,650) (219,338) (998,988) expenses








b. Reklasifikasi laporan keuangan konsolidasian(lanjutan)

b. Reclassification of consolidated financialstatements (continued)

Laporan keuangan konsolidasian Grup padatanggal 1 Januari 2011 yang telahdireklasifikasikan kembali adalah sebagaiberikut:

The consolidated financial statements of theGroup as 1 January 2011 have been reclassifiedas follows:

Sebelum Sebelum Setelahpenyajian penyajian penyajian

kembali dan kembali dan kembali danreklasifikasi reklasifikasi reklasifikasidalam jutaan dalam Dolar AS/ dalam

Rupiah/Before Before Dolar AS/Afterrestatement restatement restatement

and and andreclassification in reclassification Reklasifikasi/ reclassificationmillions of Rupiah in US Dollar Reclassification in US Dollar

ConsolidatedLaporan posisi statement of

keuangan (neraca) financial positionkonsolidasian (balance sheet)

Piutang lain-lain Other receivablesPihak ketiga 3,748,061 416,868 255,786 672,654 Third parties

Beban yang masih harusdibayar (7,180,303) (786,782) (237,696) (1,024,478) Accrued expenses

Pendapatan tangguhanyang jatuh tempo Deferred revenue -dalam satu tahun (689,996) (82,417) (18,090) (100,507) current portion

5. PENAMBAHAN 30% PARTICIPATING INTERESTPT PHE WEST MADURA DI BLOK WESTMADURA OFFSHORE

5. ADDITION OF PT PHE WEST MADURA’S 30%PARTICIPATING INTEREST IN WEST MADURAOFFSHORE BLOCK

PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore(“PHE West Madura”) mempunyai 50%participating interest di KKS West Madura Offshoreyang berakhir pada tanggal 6 Mei 2011. Sisamasing-masing 25% participating interest dimilikioleh Kodeco Energy Limited (“Kodeco”) dan ChinaNatural Offshore Oil Corporation (“CNOOC”).

PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore(“PHE West Madura”) owned 50% participatinginterest in West Madura Offshore PSC which expiredon 6 May 2011. The remaining of each 25%participating interests were held by Kodeco EnergyLimited (“Kodeco”) and China Natural Offshore OilCooperation (“CNOOC”).

Setelah KKS tersebut kadaluarsa, Pemerintahmemperpanjang dan memberikan KKS WestMadura Offshore kepada PHE West Madura danKodeco.

After expiration of the PSC, the Governmentextended and assigned the West Madura OffshorePSC to PHE West Madura and Kodeco.






5. PENAMBAHAN 30% PARTICIPATING INTERESTPT PHE WEST MADURA DI BLOK WESTMADURA OFFSHORE (lanjutan)

5. ADDITION OF PT PHE WEST MADURA’S 30%PARTICIPATING INTEREST IN WEST MADURAOFFSHORE BLOCK (continued)

PHE West Madura dan Kodeco masing-masingmemiliki 80% dan 20% participating interest. KKStersebut efektif pada tanggal 7 Mei 2011 dan akankadaluarsa pada tanggal 6 Mei 2031. PHE WestMadura dan Kodeco juga bekerja sama melaluiperjanjian operasi bersama untuk melakukanaktivitas eksplorasi dan produksi minyak dan gasbumi, dan berlanjut hingga berakhirnya KKS.Semua aset dan kewajiban di ventura bersamayang lama dipindahkan ke ventura bersama yangbaru. Aset dan kewajiban yang dikontribusikanuntuk pembentukan ventura bersama dicatatdengan menggunakan nilai buku sebelumnyamenurut kebijakan akuntansi PHE dan EntitasAnak.

PHE West Madura and Kodeco have 80% and 20%participating interests, respectively. The PSC hasbeen effective since 7 May 2011 and will expire on 6May 2031. PHE West Madura and Kodeco have alsoentered into a joint operating agreement to undertakethe exploration and production oil and gas activities,and continuing until the termination of the PSC. Allassets and liabilities in the old joint venture weretransferred to the new joint venture. These assetsand liabilities which contributed to the formation of anew joint venture have been recorded at the previouscarrying amount in accordance with the accountingpolicy of PHE and its Subsidiaries.

Kenaikan aset bersih PHE West Madura (termasukhak dan kewajiban) di ventura bersama, sesuaikenaikan participating interest-nya, telah dicatat dilaporan keuangan konsolidasian. Tetapi,penyelesaian aset bersih tersebut masihtergantung kepada klarifikasi antara pemerintahdan PHE West Madura. Manajemen berkeyakinanbahwa penyelesaian akhir tidak mempengaruhilaporan keuangan konsolidasian ini secarasignifikan.

The increase of PHE West Madura’s net assets(including rights and obligations) in the joint venture,which proportionally with the increase of itsparticipating interest have been recorded in theconsolidated financial statements. However, thesettlement of net assets is still subject to clarificationbetween the government and PHE West Madura.Management believes that the final settlement willnot significantly impact these consolidated financialstatements.

Berikut adalah rincian aset bersih (termasuk hakdan kewajiban) yang dicatat oleh PHE dan EntitasAnak sesuai dengan kesepakatan terakhir:

The following are the details of net assets (includedrights and obligations) recorded by PHE and itsSubsidiaries based on the latest agreement:

Saldo awal/ Penyesuaian Saldo akhir/Beginning selama Endingbalance tahun berjalan/ balance(6 Mei/ Adjustment (31 Desember/

May 2011) during the year December 2012)

Kas yang dibatasipenggunaannya 852 - 852 Restricted cash

Piutang 954 (629) 325 ReceivablesBiaya dibayar di muka 294 - 294 PrepaymentsPiutang pajak 698 - 698 Income tax receivablesPersediaan 2,208 - 2,208 InventoriesAset minyak dan gas

bumi, bersih 24,192 - 24,192 Oil and gas properties, netUtang (3,693) - (3,693) PayablesUtang lain-lain (4,302) 605 (3,697) Other payablesBiaya yang masih harus

dibayar (403) - (403) Accrued expensesUtang pajak (8) - (8) Taxes payable

Aset bersih yangdiperoleh 20,792 (24) 20,768 Net assets acquired

Aset bersih yang akandiselesaikan 20,792 (24) 20,768 Net assets to be settled






6. KAS DAN SETARA KAS 6. CASH AND CASH EQUIVALENTS

1 Januari/2012 2011* January 2011*

Kas 7,881 4,839 3,011 Cash on handKas di bank 1,927,115 2,320,663 1,080,509 Cash in banksDeposito berjangka 2,360,377 873,823 1,253,169 Time deposits

4,295,373 3,199,325 2,336,689

Rincian kas dan setara kas berdasarkan mata uangdan masing-masing bank adalah sebagai berikut:

The details of cash and cash equivalents based oncurrency and by individual bank are as follows:


Kas: Cash on hand:Rupiah 6,211 3,797 2,257 RupiahDolar AS 492 935 679 US DollarLain-lain 1,178 107 75 Others

Jumlah kas 7,881 4,839 3,011 Total cash on hand

Kas di bank Cash in banksDolar Amerika Serikat: US Dollar:Entitas berelasi dengan Pemerintah Government-related entities- PT Bank Negara Indonesia PT Bank Negara Indonesia -

(Persero) Tbk. (“BNI”) 394,304 264,947 354,825 (Persero) Tbk. (“BNI”)- PT Bank Mandiri (Persero) PT Bank Mandiri (Persero) -

Tbk. (“Bank Mandiri”) 250,591 107,798 176,151 Tbk. (“Bank Mandiri”)- PT Bank Rakyat Indonesia PT Bank Rakyat Indonesia -

(Persero) Tbk. (“BRI”) 70,268 128,229 3,797 (Persero) Tbk. (“BRI”)Pihak ketiga Third parties- Citibank, N.A. 22,207 24,342 36,195 Citibank, N.A. -- Standard Chartered Bank 1,845 3,815 29,018 Standard Chartered Bank -- Bank-bank lain (masing-masing Other banks (each below -

dibawah US$10.000) 56,308 28,438 30,908 US$10,000)

Jumlah rekening DolarAmerika Serikat 795,523 557,569 630,894 Total US Dollar accounts

Rupiah: Rupiah:Entitas berelasi dengan Pemerintah Government-related entities- BRI 189,513 692,585 28,206 BRI -- BNI 150,189 891,916 346,621 BNI -- Bank Mandiri 137,971 123,444 42,135 Bank Mandiri -Pihak ketiga Third parties

PT Bank Central -- PT Bank Central Asia Tbk. (“BCA”) 25,262 16,106 9,093 Asia Tbk. (“BCA”)- Bank-bank lain (masing-masing Other banks (each below -

dibawah US$10.000) 38,113 22,821 18,670 US$10,000)

Jumlah rekening Rupiah 541,048 1,746,872 444,725 Total Rupiah accounts

Kas di bank - rekening mata uang Cash in banks - otherasing lainnya (masing-masing currency accounts (eachdibawah US$10.000) 590,544 16,222 4,890 below US$10,000)

Jumlah kas di bank 1,927,115 2,320,663 1,080,509 Total cash in banks







6. KAS DAN SETARA KAS (lanjutan) 6. CASH AND CASH EQUIVALENTS (continued)


Deposito berjangka dengan Time deposits withjatuh tempo 3 (tiga) bulan original maturities of 3atau kurang: (three) months or less:

Deposito berjangka - rekening Rupiah: Time deposits - Rupiah accounts:Entitas berelasi dengan Pemerintah Government-related entities- BRI 260,061 68,649 375,838 BRI -- Bank Mandiri 65,192 117,598 314,552 Bank Mandiri -- BNI 31,054 88,448 21,722 BNI -Pihak ketiga Third parties- Bank-bank lain (masing-masing Other banks (each below -

dibawah US$10.000) 33,457 15,528 15,300 US$10,000)

Sub jumlah deposito berjangka - Sub total time deposits -rekening Rupiah 389,764 290,223 727,412 Rupiah accounts

Deposito berjangka - rekening Dolar Time deposits - US DollarAmerika Serikat: accounts:

Entitas berelasi dengan Pemerintah Government-related entities- BRI 818,652 21,632 197,581 BRI -- Bank Mandiri 379,557 359,217 112,593 Bank Mandiri -- BNI 356,542 71,669 147,308 BNI -Pihak ketiga Third parties- Calyon Credit Agricole Calyon Credit Agricole -

CIB (“Calyon”) 120,200 98,500 63,000 CIB (“Calyon”)- Sumitomo Mitsui Banking Sumitomo Mitsui Banking -

Corporation - 24,000 - Corporation- Bank-bank lain (masing-masing Other banks (each below -

dibawah US$10.000) 107,744 7,081 2,928 US$10,000)

Sub jumlah deposito berjangka - Sub total time deposits -rekening Dolar Amerika Serikat 1,782,695 582,099 523,410 US Dollar accounts

Deposito berjangka - rekening Euro: Time deposit – Euro accounts:Entitas berelasi dengan Pemerintah Government-related entities- BNI 163,256 140 1,144 BNI -- BRI 19,871 728 - BRI -

Sub jumlah deposito berjangka - Sub total time deposits -rekening Euro 183,127 868 1,144 Euro accounts

Deposito berjangka - Time deposits - othermata uang asing lainnya 4,791 633 1,203 currency accounts

Jumlah deposito berjangka 2,360,377 873,823 1,253,169 Total time deposits

Total cash and cashJumlah kas dan setara kas 4,295,373 3,199,325 2,336,689 equivalents

Tingkat bunga per tahun deposito berjangkaselama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

Annual interest rates on time deposits during 2012and 2011 were as follows:

2012 2011

Rupiah 5.00% - 7.25% 5.00% - 7.25% RupiahDolar Amerika Serikat 0.20% - 2.00% 0.50% - 2.00% US DollarDolar Hong Kong 0.70% - 1.20% 0.50% - 1.30% Hong Kong DollarDolar Singapura - 0.05% - 0.10% Singapore DollarEuro 0.01% - 0.25% 0.10% - 0.25% Euro







7. KAS YANG DIBATASI PENGGUNAANNYA 7. RESTRICTED CASH


Rekening Dolar Amerika Serikat: US Dollar accounts:Entitas berelasi dengan

Pemerintah Government-related entitiesBNI 64,804 33,530 14,198 BNIBank Mandiri 1,945 1,656 - Bank MandiriBRI: BRI:- Proyek Pagardewa - - 138,851 Pagardewa Project -- Bank Garansi 1,792 - 976 Bank Guarantees -

Pihak ketiga Third partiesBCA 45,508 - - BCABNP Paribas - 55,000 50,000 BNP ParibasSumitomo Mitsui Sumitomo Mitsui

Banking Corporation - 6,000 28,161 Banking CorporationNatixis Bank, Singapura - 3,320 7,074 Natixis Bank, SingaporeThe Hongkong and Shanghai The Hongkong and Shanghai

Banking Corporation Ltd.: Banking Corporation Ltd.:- Proyek Pagardewa - - 35,846 Pagardewa Project -- Proyek RCC Off-Gas RCC Off-Gas Propylene -

Propylene Project (ROPP) - - 33,000 Project (ROPP)- Lain-lain 1,576 1,575 505 Others -Bank-bank lain (masing-masing Other banks (each below

dibawah US$10.000) 36,977 12,370 192 US$10,000)

Rekening Rupiah: Rupiah accounts:Entitas berelasi dengan Government-related

Pemerintah entitiesBRI 14,709 9,031 9,399 BRIBNI 4,382 2,956 1,254 BNIBank Mandiri: Bank Mandiri:- Bank Garansi - - 820 Bank Guarantees -- Lain-lain 1,095 2,571 5,561 Others -

172,788 128,009 325,837

Tingkat bunga per tahun atas kas yang dibatasipenggunaannya selama tahun 2012 dan 2011adalah sebagai berikut:

Annual interest rates on restricted cash during 2012and 2011 were as follows:

2012 2011

Rupiah 5.71% - 6.67% 5.00% - 7.25% RupiahDolar Amerika Serikat 0.31% - 2.15% 0.50% - 2.00% US Dollar

Rekening Dolar Amerika Serikat US Dollar Accounts

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan1 Januari 2011, rekening escrow pada BNPParibas; Sumitomo Mitsui Banking Corporation;Natixis Bank, Singapura; BNI; dan Calyonberkenaan dengan letters of credit (L/C) yangditerbitkan untuk pengadaan minyak mentah danproduk turunannya serta bank garansi.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January2011, the escrow accounts at BNP Paribas;Sumitomo Mitsui Banking Corporation; Natixis Bank,Singapore; BNI; and Calyon were related to letters ofcredit (L/C) issued for procurement of crude oil andother petroleum products as well as bankguarantees.

Rekening escrow pada BRI - Proyek Pagardewadigunakan untuk menerima hasil penjualan eksporbagian Pemerintah atas produksi minyak mentahIndonesia, yang digunakan untuk membayarpinjaman sindikasi Proyek Pagardewa. Pinjamansindikasi tersebut sudah dilunasi di tahun 2011.

The escrow account at BRI - Pagardewa Project isutilised to receive proceeds from exports of a portionof the Government’s share of Indonesian crude oilproduction, which is utilised to repay the syndicatedloan involving the Pagardewa Project. Thesyndicated loan was fully repaid in 2011.







7. KAS YANG DIBATASI PENGGUNAANNYA –BERSIH (lanjutan)

7. RESTRICTED CASH – NET (continued)

Rekening Dolar Amerika Serikat (lanjutan) US Dollar Accounts (continued)

Pada tanggal 1 Januari 2011, rekening escrowpada The Hongkong and Shanghai BankingCorporation Ltd. (“HSBC”) berkenaan denganperjanjian pendanaan terkait Proyek ROPP(Catatan 19.a.ii) dan Proyek Pagardewa (Catatan19.a.iii).

As at 1 January 2011, the escrow accounts at TheHongkong and Shanghai Banking Corporation Ltd.(“HSBC”) were related to financing arrangements inrelation to the ROPP Project (Note 19.a.ii) andPagardewa Project (Note 19.a.iii).

Termasuk dalam rekening Dolar Amerika Serikatbagian “Bank lain-lain” merupakan rekening escrowPerusahaan pada Lembaga Pembiayaan EksporIndonesia (dahulu PT Bank Ekspor Indonesia(Persero)); Citibank, N.A.; Standard CharteredBank; PT Bank Bukopin Tbk.; PT Bank DanamonIndonesia Tbk; BCA; dan Royal Bank of Scotland(“RBS”) (dahulu ABN AMRO BANK N.V.).

Included in the US Dollar accounts - “Other banks”are the Company’s escrow accounts at the LembagaPembiayaan Ekspor Indonesia (formerly PT BankEkspor Indonesia (Persero)); Citibank, N.A.;Standard Chartered Bank; PT Bank Bukopin Tbk.;PT Bank Danamon Indonesia Tbk.; BCA; and RoyalBank of Scotland (“RBS”) (formerly ABN AMROBANK N.V.).

Rekening Rupiah Rupiah Accounts

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1Januari 2011, rekening escrow di BRI, BNI danBank Mandiri adalah deposito berjangka yangdijaminkan untuk penerbitan bank garansi danperformance bond.

As at 31 December 2012 and 2011 and 1 January2011, the escrow accounts at BRI, BNI and BankMandiri are time deposits that are utilised ascollateral for bank guarantees and performancebonds.

8. PIUTANG USAHA - PIHAK KETIGA 8. TRADE RECEIVABLES - THIRD PARTIES

a. Piutang usaha adalah sebagai berikut: a. Trade receivables are as follows:


Piutang usaha 1,719,398 1,486,747 1,448,111 Trade receivablesPenyisihan penurunan nilai (110,132) (116,974) (111,365) Provision for impairment

1,609,266 1,369,773 1,336,746

b. Piutang usaha berdasarkan umur adalahsebagai berikut:

b. The ageing of trade receivables are as follows:


- Lancar 1,446,013 1,160,917 1,171,280 Current -- 3 - 6 bulan 41,093 132,423 141,710 3 - 6 months -- 6 -12 bulan 99,327 50,524 6,392 6 - 12 months -- 12 - 24 bulan 40,323 21,628 37,204 12 - 24 months -- > 24 bulan 92,642 121,255 91,525 > 24 months -

1,719,398 1,486,747 1,448,111







8. PIUTANG USAHA - PIHAK KETIGA (lanjutan) 8. TRADE RECEIVABLES - THIRD PARTIES(continued)

c. Mutasi penyisihan penurunan nilai atas piutangusaha adalah sebagai berikut:

c. Movements in the provision for impairment oftrade receivables are as follows:

2012 2011*

Saldo awal (116,974) (111,365) Beginning balancePenurunan nilai selama

tahun berjalan - (61,192) Impairment during the yearPembalikan penurunan Reversal of impairment

nilai atas piutang yang on the recoveredterpulihkan - bersih - 48,893 receivables - net

Selisih kurs 6,842 6,690 Foreign exchange difference

Saldo akhir (110,132) (116,974) Ending balance

Manajemen Perusahaan menetapkanpenyisihan penurunan nilai atas piutangdengan menggunakan pendekatan penurunannilai secara individual.

The management of the Company has provideda provision for the impairment of receivables onindividual impairment approach.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadapkolektibilitas saldo masing-masing piutangusaha pada tanggal 31 Desember 2012 dan2011 dan 1 Januari 2011, manajemenberkeyakinan bahwa jumlah penyisihanpenurunan nilai adalah memadai untukmenutup kemungkinan kerugian dari tidaktertagihnya piutang usaha dari pihak ketiga.

Based on management’s review of thecollectability of each balance of tradereceivables at the datesof 31 December 2012 and 2011 and1 January 2011, management believes that theprovision for impairment is adequate to cover thepotential losses a result of uncollected tradereceivables from third parties.

Manajemen berkeyakinan bahwa tidakterdapat risiko terkonsentrasi secara signifikanatas piutang usaha kepada pihak ketiga.

Management believes that there are nosignificant concentrations of credit risk involvingthird party trade receivables.

d. Piutang usaha berdasarkan mata uang adalahsebagai berikut :

d. The currencies of trade receivables are asfollows:

1 Januari/2012 2011 January 2011

Rupiah 296,773 223,342 461,175 RupiahDolar Amerika Serikat 1,422,625 1,263,405 986,936 US Dollar

1,719,398 1,486,747 1,448,111







9. PIUTANG DARI PEMERINTAH 9. DUE FROM THE GOVERNMENT


Perusahaan: The Company:Receivables for

Piutang atas penggantian reimbursement of costbiaya subsidi subsidy for certain fueljenis BBM tertentu 2,084,986 736,577 431,684 (BBM) products

Receivables forPiutang atas penggantian reimbursement of costs

biaya program konversi for kerosene conversionminyak tanah ke LPG 277,218 287,903 244,078 to LPG program

ReceivablesPiutang imbalan jasa pemasaran 264,265 301,684 151,057 for marketing feesPiutang atas penggantian Receivables for reimbursement

biaya subsidi of cost subsidyLPG tabung 3 kg 222,659 136,878 144,992 for LPG 3 kg cylinders

Penerimaan Negara dari State revenue in relation toaktivitas usaha hulu (Catatan 17b) - 15,918 - upstream activity (Note 17b)

Lebih bayar pajak penghasilan Overpayment of income taxdari kegiatan Technical Assistance involving Elnusa Tristar RambaContract (TAC) Elnusa Ltd., BVI Technical AssistanceTristar Ramba Ltd., BVI - - 29,926 Contract (TAC) activities

Lain-lain 130 138 140 Others

Jumlah - Perusahaan 2,849,258 1,479,098 1,001,877 Total - the Company

Entitas Anak: Subsidiaries:PT Pertamina EP PT Pertamina EP- Domestic Market Obligation Domestic Market Obligation -

(DMO) fees 83,403 460,189 182,298 (DMO) fees- Under lifting 20,170 28,190 147,494 Under lifting -

PT Pertamina Hulu Energi: PT Pertamina Hulu Energi:- DMO fees 24,750 203,762 174,846 DMO fees -- Under lifting 12,555 4,086 7,852 Under lifting -

Jumlah - Entitas Anak 140,878 696,227 512,490 Total - Subsidiaries

Jumlah konsolidasian 2,990,136 2,175,325 1,514,367 Total consolidatedPenyisihan penurunan nilai (275,610) (269,447) (27,716) Provision for impairment

2,714,526 1,905,878 1,486,651

Dikurangi: bagian lancar (2,714,526) (1,828,857) (1,253,486) Less: current portion

Bagian tidak lancar - 77,021 233,165 Non-current portion

Jumlah piutang dari Pemerintah yang jatuh tempountuk dilunasi dalam periode 1 (satu) tahun setelahtanggal neraca dikelompokkan sebagai piutanglancar.

Due from the Government which is due for settlementwithin 1 (one) year after the balance sheet date iscategorised as a current receivable.







9. PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) 9. DUE FROM THE GOVERNMENT (continued)

Mutasi penyisihan penurunan nilai atas piutang dariPemerintah adalah sebagai berikut:

Movements in the provision for impairment of duefrom the Government are as follows:

2012 2011*

Saldo awal (269,447) (27,716) Beginning balancePenurunan nilai selama tahun berjalan (31,580) (241,967) Impairment during the yearPemulihan nilai selama tahun berjalan 9,217 - Recovery during the yearKeuntungan selisih kurs 16,200 236 Foreign exchange gain


a. Piutang atas penggantian biaya subsidijenis BBM tertentu

a. Receivables for reimbursement of the costsubsidy for certain fuel (BBM) products

Piutang Perusahaan atas penggantian biayasubsidi jenis BBM tertentu merupakan tagihanatas subsidi BBM yang disalurkan kepadamasyarakat.

The Company’s receivables for reimbursementof the cost subsidy for certain BBM products arebillings for the BBM subsidy provided to thepublic.

Penugasan Pemerintah dalam bentuk PublicService Obligation (“PSO”) kepadaPerusahaan untuk menyalurkan jenis BBMtertentu di tahun 2012 didasarkan pada SuratKeputusan Kepala Badan Pengatur HilirMinyak dan Gas Bumi (BPH Migas)No. 275/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011,No. 276/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011 danNo. 277/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011 yangsemuanya bertanggal 27 Desember 2011.

The Public Service Obligation (“PSO”)Government assignment to the Company todistribute certain BBM products in 2012 is basedon Decisions Letter of the Head of the ExecutiveAgency for Downstream Oil and Gas Activity(BPH Migas) No. 275/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011, No. 276/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011and No. 277/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011, alldated 27 December 2011.

Penugasan Pemerintah dalam bentuk PSOkepada Perusahaan untuk menyalurkan jenisBBM tertentu di tahun 2011 di dasarkan padaSurat Keputusan Kepala Badan Pengatur HilirMinyak dan Gas Bumi (BPH Migas)No. 228/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010,No. 229/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010 danNo. 230/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010 yangsemuanya bertanggal 23 Desember 2010.

The PSO Government assignment to theCompany to distribute certain BBM products in2011 is based on Decisions Letter of the Headof the Executive Agency for Downstream Oil andGas Activity (BPH Migas) No. 228/PSO/BPHMigas/Kom/XII/2010, No. 229/PSO/BPHMigas/Kom/XII/2010 and No. 230/PSO/BPHMigas/Kom/XII/2010 all dated 23 Desember2010.

Penetapan harga jenis BBM tertentudidasarkan pada Surat Keputusan MESDMNo. 1129/12/MEM.M/2012 tanggal 10 Februari2012 perihal Harga Patokan Jenis BBMtertentu dan LPG 3 kg Tahun Anggaran 2012.

The pricing of certain BBM products is based onDecree of the MoEMR No.1129/12/MEM.M/2012 dated 10 February 2012regarding the standard pricing of certain BBMproducts and LPG 3 kg for the budget year of2012.

Atas penugasan Pemerintah dimaksud,Perusahaan berhak untuk memperolehpenggantian sebagaimana diatur dalamPeraturan Menteri KeuanganNo. 65/PMK.02/2012 tanggal 30 April 2012tentang Perubahan Atas Peraturan MenteriKeuangan No. 217/PMK.02/2012 tentang TataCara Penyediaan Anggaran, Penghitungan,Pembayaran dan PertanggungjawabanSubsidi Jenis Bahan Bakar Minyak Tertentu.

Relating to that assignment from the Goverment,the Company is entitled to receive compensationas stipulated in Minister of Finance RegulationNo. 65/PMK.02/2012 dated 30 April 2012regarding the Amendment of Minister of FinanceRegulation No. 217/PMK.02/2012 regardingProcedures of Budget Provision, Calculation,Payment and Accountability for the Subsidy onCertain BBM products.








a. Piutang atas penggantian biaya subsidijenis BBM tertentu (lanjutan)

a. Receivables for reimbursement of the costsubsidy for certain fuel (BBM) products(continued)

Mekanisme pembayaran subsidi didasarkanpada besarnya anggaran yang ditetapkan didalam Anggaran Pendapatan dan BelanjaNegara (“APBN”) dan APBN Perubahan(“APBN-P”). Subsidi tahun 2012 terdapatkekurangan anggaran, karena penyaluransubsidi jenis BBM tertentu melebihi kuota dannilai yang ditetapkan di dalam APBN 2012sehingga dilakukan penambahan nilai subsidipada APBN-P tahun 2012.

The mechanism for the subsidy payment isbased on the amount of the budget decided inthe State Budget (“APBN”) and Amended StateBudget (“APBN-P”). There was a budgetshortage in the 2012 subsidy due to thedistribution of certain BBM products whichexceeded the quota and the amount decided inthe 2012 APBN, and therefore it caused anadditional amount of subsidy in the APBN-Pyear 2012.

Saldo piutang Pemerintah ini akan dibayarkanmelalui mekanisme APBN dan APBN-P tahun2013 setelah hasil audit Badan PemeriksaKeuangan (BPK) Republik Indonesia.

The balance of due from the Goverment will besettled by the mechanism of the 2013 APBN andAPBN-P after being audited by the SupremeAudit Agency (BPK) of Republic of Indonesia.

2012 2011*

Saldo awal 736,577 431,684 Beginning balanceReklasifikasi 3,177 - ReclassificationSaldo awal Beginning balance

setelah reklasifikasi 739,754 431,684 after reclassificationDitambah: Add:

Biaya subsidi jenis BBM Cost subsidy for certaintertentu (Catatan 29) 18,756,863 15,442,938 BBM products (Note 29)

Correction from BPKKoreksi BPK atas for reimbursements

penggantian biaya subsidi of subsidy costsjenis BBM tertentu tahun of certain BBM products2011 (Catatan 29) (7,758) - for year 2011 (Note 29)

Correction from BPKKoreksi BPK atas for reimbursements

penggantian biaya subsidi of subsidy costsjenis BBM tertentu tahun of certain BBM products2010 (Catatan 29) - 5,119 for year 2010 (Note 29)

Dikurangi: Less:Penerimaan tunai (17,135,995) (12,682,666) Cash receivedPiutang diperhitungkan Offset of receivable amount

dengan liabilitas against balances duekepada Pemerintah: to the Government:

Conversion account amountNilai lawan terutang kepada due to the Government

Pemerintah (Catatan 17a) - (2,336,154) (Note 17a)Kerugian selisih kurs (267,878) (124,344) Foreign exchange loss

Saldo akhir 2,084,986 736,577 Ending balance








a. Piutang atas penggantian biaya subsidijenis BBM tertentu (lanjutan)

a. Receivables for reimbursement of the costsubsidy for certain fuel (BBM) products(continued)

Koreksi BPK atas penghitungan tagihanpenggantian biaya subsidi jenis BBM tertentuPerusahaan di tahun 2012 sebesar Rp70.312juta (setara dengan US$7.758) adalahberdasarkan Laporan Hasil Pemeriksaan(“LHP”) BPK No. 42.A/AUDITAMAVII/PDTT/07/2012 tertanggal 12 Juli 2012.

BPK’s corrections of Rp70,312 million(equivalent to US$7,758) on reimbursementcalculations of the Company’s cost subsidy forcertain BBM products in 2012 are based onBPK’s Audit Report (“LHP”) No. 42.A/AUDITAMAVII/PDTT/07/2012 dated 12 July 2012.

Koreksi BPK atas penghitungan tagihanpenggantian biaya subsidi jenis BBM tertentuPerusahaan di tahun 2011 sebesar Rp44.946juta (setara dengan US$5.119) adalahberdasarkan LHP BPK No.29/AUDITAMAVII/PDTT/09/2011 tertanggal12 September 2011.

BPK’s corrections of Rp44,946 million(equivalent to US$5,119) on reimbursementcalculations of the Company’s cost subsidy forcertain BBM products in 2011 are based onBPK’s Audit Report (LHP) No. 29/AUDITAMAVII/PDTT/09/2011 dated 12 September 2011.

Jumlah-jumlah terutang kepada Pemerintahyang telah diperhitungkan sebagai pengurangpiutang penggantian biaya subsidi jenis BBMtertentu adalah berdasarkan Surat PerintahMembayar (SPM) yang dikeluarkan olehMenteri Keuangan. Jumlah-jumlah tersebuttercantum dalam Laporan Satuan Kerja(Satker) Penerimaan Negara yang anggotanyamerupakan perwakilan dari KementerianKeuangan (Direktorat Jenderal Anggaran danPerimbangan Keuangan), Kementrian ESDM,Bank Indonesia dan Perusahaan.

The amounts due to the Government which havebeen offset by receivables arising in relation tothe cost subsidy for certain BBM products arebased on Payment Instruction Letters (SPM)issued by the Minister of Finance. The amountsare included in the Report of the State RevenueWorking Unit (Satker), whose members compriserepresentatives from the Ministry of Finance(Directorate General of Budget and FinanceStability), Ministry of Energy and MineralResources, Bank Indonesia and the Company.

b. Piutang atas penggantian biaya programkonversi minyak tanah (mitan) ke LPG

b. Receivables for reimbursements of costs forkerosene conversion to LPG program

Piutang ini merupakan jumlah terutang kePerusahaan dari Pemerintah atas biayapenggantian penyediaan dan pendistribusianperdana LPG tabung 3 kg dan kompor besertaperalatannya sesuai dengan suratMESDM No. 3175K/10/MEM/2007 tanggal27 Desember 2007 sebagai berikut:

These receivables represent amounts due to theCompany from the Goverment forreimbursements of costs involving initial supplyand distribution of LPG 3 kg cylinders, stovesand accessories based on letter of MoEMR No.3175K/10/MEM/2007 dated on 27 December2007 as follows:







b. Piutang atas penggantian biaya programkonversi minyak tanah (mitan) ke LPG(lanjutan)

b. Receivables for reimbursements of costs forkerosene conversion to LPG program(continued)

2012 2011*

Saldo awal 287,903 244,078 Beginning balancePenyaluran tabung LPG, Distribution of LPG cylinders

kompor dan peralatannya 7,461 186,845 stoves and accessoriesReceipt of cost

Penerimaan biaya penggantian - (139,439) reimbursementsKerugian selisih kurs (18,146) (3,581) Foreign exchange loss

277,218 287,903Dikurangi: Less:Penyisihan penurunan nilai (269,979) (260,230) Provision for impairment

Saldo akhir 7,239 27,673 Ending balance

Perusahaan telah mengajukan permohonanpenambahan alokasi anggaran terhadapkekurangan penggantian biaya tersebutmelalui surat Direktur Utama No. 1790/C00000/2009-S4 tanggal 18 November 2009kepada Menteri Keuangan. Perusahaan jugatelah menerima surat tembusan dari DirektoratJenderal Minyak dan Gas Bumi No. 24157/80/DJM.0/2010 tanggal 24 September 2010 yangditujukan kepada Direktorat JenderalAnggaran dan Perimbangan Keuanganmengenai permintaan penambahan alokasianggaran untuk program konversi energi tahunanggaran 2011 atas kekurangan pembayaranpenggantian biaya program konversi mitantahun 2008 sampai dengan tahun 2009.

The Company has proposed an additionalbudget allocation for the settlement of theunderpayment of these reimbursement coststhrough the President Director’s letter No.1790/C00000/2009-S4 dated 18 November 2009to the Minister of Finance. The Companyreceived a copy of the Directorate General of Oiland Gas’ letter No. 24157/80/DJM.0/2010 dated24 September 2010 to the Directorate General ofBudget and Financial Stability regarding therequest for an additional 2011 budget allocationfor the energy conversion program in relation tounderpayments of reimbursable costs for thekerosene conversion to LPG program from 2008through 2009.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporankeuangan konsolidasian ini, Perusahaanbelum mendapat tanggapan dari MESDMdalam kaitannya dengan penambahan alokasianggaran tersebut.

As of the completion date of these consolidatedfinancial statements, the Company has not yetreceived any response from the MoEMR inrelation to the additional budget allocation.

Sampai dengan tanggal 31 Desember 2012,31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011, saldopenyisihan penurunan nilai masing-masingsebesar US$269.979, US$260.230 danUS$27.716.

As of 31 December 2012, 31 December 2011,and 1 January 2011, the balance of provision forimpairment in the amounts of US$269,979,US$260,230 and US$27,716, respectively.








c. Piutang imbalan jasa pemasaran c. Receivables for marketing fees

Piutang ini merupakan jumlah terutang kePerusahaan dari Pemerintah untuk komisi atasjasa memasarkan minyak mentah, gas bumidan LNG milik Pemerintah.

These receivables represent amounts due to theCompany by the Government for fees frommarketing activities in relation to theGovernment’s crude oil, natural gas and LNG.

Imbalan jasa pemasaran merupakan imbalanyang diterima dari Pemerintah atas:

Marketing fees involve fees receivable from theGovernment in relation to:

• Jasa yang meliputi manajemen aktivitasLNG dan LPG;

• Manajemen pipa gas hulu;• Produksi minyak mentah Indonesia bagian

Pemerintah yang diekspor atau masuk kekilang Perusahaan untuk diproses menjadihasil minyak; dan

• Ekspor produksi gas bumi bagianPemerintah.

• Services involving management of LNG andLPG activities;

• Upstream gas pipeline management;• The Government’s share of Indonesian crude

oil production exported or shipped to theCompany’s refineries for processing into oilproducts; and

• The Government’s share of export of naturalgas production.

Berdasarkan surat MESDM No.2576.K/12/MEM.M/2012 tanggal 28 Agustus2012 tentang Formula dan Besaran Imbalan(“Fee”) Pengelolaan dan/atau PenjualanMinyak dan/atau Gas Bumi untuk Grup, telahdilakukan Pengajuan Fee Pengelolaan LNG,Gas Pipa, dan Minyak Mentah untukPerusahaan tahun 2011 dengan surat tagihanNo. 608/H00000/2012-S4 tanggal 30 Oktober2012 sebesar US$151.123 sudah termasukPajak Pertambahan Nilai (PPN) sebesarUS$13.738.

Based on the letter of the MoEMR No.2576.K/12/MEM.M/2012 dated 28 August 2012regarding Calculation and Fee for Managingand/or Seling of Oil and/or Natural Gas to Group,the Company has submitted management fee ofLNG, gas in pipe, and crude oil for year 2011with billing number 608/H00000/2012-S4 dated30 October 2012 amounting to US$151,123,including Value Added Tax (VAT) of US$13,738.

Pada tanggal 31 Desember 2012, imbalan jasapemasaran tahun 2012 sebesar US$126.880dihitung berdasarkan kuantitas periode Januari- Desember 2012 dikali dengan tarif tahun2011 yang ditetapkan oleh BPMIGAS. Nilaitersebut belum termasuk PPN.

As at 31 December 2012, marketing fees for year2012 amounting to US$126,880 are calculatedbased on January - December 2012 volumesmultiplied by 2011 rates, which was determinedby BPMIGAS. This amount excludes VAT.


Imbalan jasa pemasaran: Marketing fees:2012 126,880 - - 20122011 137,385 150,627 - 20112010 - 151,057 151,057 2010

264,265 301,684 151,057

Dikurangi : Less:Penyisihan penurunan nilai (5,631) - - Provision for impairment

Saldo akhir 258,634 301,684 151,057 Ending balance








d. Piutang atas penggantian biaya subsidiLPG tabung 3 kg

d. Receivables for reimbursement of costsubsidy for LPG 3 kg cylinders

Piutang Perusahaan atas penggantian biayasubsidi LPG 3 kg merupakan tagihan atassubsidi LPG 3 kg yang disalurkan kepadamasyarakat.

The Company’s receivable from thereimbursement for the cost subsidy for LPG 3 kgcylinders is a collection of subsidy for LPG 3 kgcylinders distributed to the public.

Penugasan Pemerintah dalam bentuk PSOkepada Perusahaan untuk menyalurkan LPG 3kg di tahun 2012 didasarkan pada SuratKeputusan MESDM No. 193.K/15/DJM.S/2012tanggal 13 April 2012 yang berlaku surut sejaktanggal 1 Januari 2012 sampai dengan 31Desember 2012 dan No. 4086/10/DJM.S/2011tanggal 17 Februari 2011 yang berlaku surutsejak tanggal 1 Januari 2011 sampai dengan31 Desember 2011, Perusahaan berhak atassubsidi untuk penyediaan dan pendistribusianLPG tabung 3 kg. Jumlah subsidi dihitungberdasarkan selisih harga kontrak LPGAramco ditambah biaya distribusi dan margin(Alfa) dengan harga jual eceran LPG tabung3 kg (tidak termasuk PPN dan margin agen).

The PSO Government assignment to theCompany to distribute LPG 3 kg cylinders in2012 is based on Decision Letter of the MoEMRNo. 193.K/15/DJM.S/2012 dated 13 April 2012which applies retroactively from 1 January 2012to 31 December 2012 and No.4086/10/DJM.S/2011 dated 17 February 2011which applies retrospectively from 1 January2011 until 31 December 2011, the Company isentitled to a subsidy for the procurement anddistribution of LPG 3 kg cylinders. The subsidyamount is based on the difference between theAramco LPG Contract Price plus distributioncosts and margin (Alpha) and retail sales price ofLPG 3 kg cylinders (excluding related VAT andagents margins).

Penetapan harga LPG 3 kg didasarkan padaSurat Keputusan MESDM No1129/12/MEM.M/2012 tanggal 10 Februari2012 perihal Harga Patokan Jenis BBMTertentu dan LPG 3 kg Tahun Anggaran 2012.

The pricing of LPG 3 kg cylinders is based onDecree of the MoEMR No.1129/12/MEM.M/2012 dated 10 February 2012regarding the standard price of certain BBMproducts and LPG 3 kg cylinders in the budgetyear of 2012.

Atas penugasan Pemerintah dimaksud,Perusahaan berhak untuk memperolehpenggantian sebagaimana diatur dalamPeraturan Menteri KeuanganNo. 64/PMK.02/2012 tanggal 30 April 2012tentang Perubahan Atas Peraturan MenteriKeuangan No. 218/PMK.02/2012 tentang TataCara Penyediaan Anggaran, Penghitungan,Pembayaran dan PertanggungjawabanSubsidi LPG tabung 3 Kg.

Relating to that assignment from theGovernment, the Company is entitled to receivereimbursement as stipulated in Minister ofFinance Regulation No. 64/PMK.02/2012 dated30 April 2012 regarding the Amendment ofMinister of Finance Regulation No.218/PMK.02/2012 regarding Procedures ofBudget Provision, Calculation, Payment andAccountability for the Subsidy on LPG 3 kg.

Pembayaran subsidi oleh Pemerintahdidasarkan pada besarnya anggaran yangditetapkan di dalam APBN. Untuk subsidi LPG3 kg tahun 2012 tidak terdapat kekurangananggaran dalam nilai, namun penyaluran LPG3 kg secara kuantitas telah melebihi kuotadalam APBN-P 2012. Nilai piutang subsidiLPG 3 kg adalah sebesar sisa nilai penyaluranDesember 2012 dan sisa tagihan triwulan.

Payments of subsidy by the Government arebased on budget availability as set out in theAPBN. For subsidy of LPG 3 kg cylinders foryear 2012, there were no budget shortfall in termof amount, but in term of quantity, thedistributions of LPG 3 kg exceeded the quota inAPBN-P 2012. The outstanding receivables fromthe LPG 3 kg cylinders subsidy comprised theDecember 2012 distributions and the remainingbalance from the quarterly billings.







d. Piutang atas penggantian biaya subsidiLPG tabung 3 kg (lanjutan)

d. Receivables for reimbursement of costsubsidy for LPG 3 kg cylinders (continued)

Saldo piutang subsidi LPG 3 kg ini akandibayarkan melalui mekanisme APBN-P tahun2013 setelah hasil audit BPK RI.

The receivable balance of LPG 3 kg subsidy willbe settled by the mechanism of the 2013APBN-P after being audited by BPK of Republicof Indonesia.

2012 2011*

Saldo awal 136,878 144,992 Beginning balanceReklasifikasi (3,177) - ReclassificationSaldo awal Beginning balance

setelah reklasifikasi 133,701 144,992 after reclassificationDitambah: Add:

Penggantian biaya subsidi LPG costs subsidyLPG tahun berjalan reimbursement for the(Catatan 29) 3,175,539 2,413,501 current year (Note 29)

Koreksi BPK atas Corrections from BPK forpenggantian biaya subsidi reimbursement of costLPG tabung 3 kg untuk subsidy for LPG 3 kg cylinderstahun 2011 (Catatan 29) (686) - for the year 2011 (Note 29)

Koreksi BPK atas Correction from BPK forpenggantian biaya subsidi reimbursement of costLPG tabung 3 kg untuk subsidy for LPG 3 kg cylinderstahun 2010 (Catatan 29) - (1,064) for the year 2010 (Note 29)

Dikurangi: Less:Pembayaran tunai (3,042,145) (1,715,256) Cash paymentPiutang diperhitungkan Offset of receivable amount

dengan liabilitas kepada against balances due to thePemerintah: Government:

Conversion account amountsNilai lawan terutang kepada due to the Government

Pemerintah (Catatan 17a) - (683,011) (Note 17a)Kerugian selisih kurs (43,750) (22,284) Foreign exchange loss









e. Piutang PT Pertamina EP e. PT Pertamina EP’s receivables

2012 2011*

DMO fees: DMO fees:Saldo awal 460,189 182,298 Beginning balancePenambahan tahun berjalan 876,252 858,930 Addition during the yearOffset piutang DMO fees dengan Offset of DMO fees receivable

liabilitas Perusahaan dan against the Company’s andPT Pertamina EP kepada PT Pertamina EP’s obligationsPemerintah (331,038) (353,465) to the Government

Pembayaran tunai Cash settlement byoleh Pemerintah (922,000) (227,574) the Government

Saldo akhir DMO fees 83,403 460,189 Ending balance of DMO fees

Piutang underlifting 20,170 28,190 Underlifting receivable

Jumlah 103,573 488,379 Total

DMO fees merupakan tagihan kepadaPemerintah sehubungan dengan kewajibanPT Pertamina EP dalam menyediakan minyakmentah untuk memenuhi kebutuhan pasardalam negeri untuk produk minyak sesuaidengan KKS PT Pertamina EP (Catatan 43b).

DMO fees represents amounts due from theGovernment in relation to PT Pertamina EP’sobligation to supply crude oil to meet thedomestic market demand for fuel products inaccordance with PT Pertamina EP’s PSC(Note 43b).

Piutang underlifting merupakan piutangPT Pertamina EP dari SKK MIGAS karenavolume lifting minyak mentah dan gas bumiyang dilakukan oleh SKK MIGAS melebihientitlement pada tahun yang bersangkutan.

The underlifting receivable representsPT Pertamina EP’s receivable from SKK MIGASas a result of SKK MIGAS actual lifting of crudeoil and gas is higher than its entitlement for therespective year.

f. Piutang PHE f. PHE’s receivables


Bagian lancar Current portion

DMO fees - bagianjangka pendek 24,750 117,524 174,846 DMO fees - current portion

Under lifting 12,555 4,086 7,852 Under lifting

Jumlah bagian lancar 37,305 121,610 182,698 Total current portion








f. Piutang PHE (lanjutan) f. PHE’s receivables (continued)


Bagian tidak lancar Non-current portion

DMO fees: DMO fees:- PHE Raja Tempirai - 7,929 - PHE Raja Tempirai -- PHE South Jambi - 187 - PHE South Jambi -- PHE West Madura - 78,122 - PHE West Madura -

Jumlah bagian tidak lancar - 86,238 - Total non-current portion

37,305 207,848 182,698

Penyisihan penurunan nilai - (9,217) - Provision for impairment

Jumlah piutang dari Total due from thePemerintah 37,305 198,631 182,698 Government

DMO fees di PHE merupakan tagihan kepadaPemerintah sehubungan dengan kewajibanEntitas Anak PHE dalam menyediakanminyak mentah untuk memenuhi kebutuhanpasar dalam negeri sesuai KontrakKerjasamanya.

DMO fees in PHE represent amounts due fromthe Government in relation to PHE subsidiaries’obligations to supply crude oil to meet thedomestic market demand in accordance with thePSC contracts.

Piutang underlifting merupakan piutangEntitas Anak PHE dari SKK MIGAS karenavolume lifting minyak mentah dan gas bumiyang dilakukan oleh SKK MIGAS melebihientitlement pada tahun yang bersangkutan.

The underlifting receivable represents thePHE Subsidiaries’ receivable from SKK MIGASas a result of SKK MIGAS lifting of crude oil andgas volumes being higher than its entitlement forthe respective year.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadapkolektibilitas saldo masing-masing piutang dariPemerintah pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011 dan 1 Januari 2011, manajemenberkeyakinan bahwa jumlah penyisihanpenurunan nilai adalah memadai untukmenutup kemungkinan kerugian dari tidaktertagihnya piutang dari Pemerintah.

Based on management's review of thecollectability of each balance due from theGovernment at the dates of 31 December 2012and 2011 and 1 January 2011, managementbelieves that provision for impairment isadequate to cover the potential losses a result ofuncollected amounts due from the Government.







10. PERSEDIAAN 10. INVENTORIES

1 Januari/2012 2011* January 2011 *

Minyak mentah: Crude oil:Produksi dalam negeri 1,539,349 1,442,302 1,105,704 Domestic productionImpor 1,292,628 1,025,610 781,252 Imported

Sub jumlah minyak mentah 2,831,977 2,467,912 1,886,956 Subtotal for crude oil

Hasil minyak: Oil product:Automotive Diesel Oil

Minyak solar 1,924,668 1,451,915 1,170,640 (“ADO”)Bensin premium 1,047,285 903,131 688,231 Premium gasoline

Products in process ofMinyak dalam proses produksi 355,624 342,795 382,302 productionAvtur dan Avigas 312,198 287,003 165,431 Avtur and Avigas

Industrial/Marine fuel oilBBM industri dan marine 262,702 277,620 162,108 (“IFO/MFO”)Minyak tanah 247,159 294,557 298,381 KerosenePertamax, Pertamax Plus Pertamax, Pertamax

(gasoline) dan Pertadex Plus (gasoline)(minyak diesel) 94,960 124,383 88,613 and Pertadex (diesel oil)

Minyak diesel industri 49,719 45,436 36,576 Industrial Diesel Oil (“IDO”)LPG, petrokimia, pelumas LPG, petrochemicals,

dan lainnya 1,437,912 1,228,195 1,361,029 lubricants and others

Sub jumlah hasil minyak 5,732,227 4,955,035 4,353,311 Subtotal for oil products

Sub jumlah minyak mentah dan Subtotal for crude oil andhasil minyak 8,564,204 7,422,947 6,240,267 oil products

Dikurangi: Less:Penyisihan penurunan nilai Provision for decline in value

Persediaan (Catatan 32) (32,384) (41,861) (22,494) of inventories (Note 32)

8,531,820 7,381,086 6,217,773

Material 429,391 397,026 296,865 Materials

8,961,211 7,778,112 6,514,638

Mutasi penyisihan penurunan nilai persediaanadalah sebagai berikut:

Movements in the provision for decline in value ofinventories are follows:

2012 2011*Saldo awal: Beginning balance:Penyisihan untuk hasil minyak Provision for oil products

(Catatan 32) (41,861) (22,494) (Note 32)Pemulihan selama tahun

berjalan - bersih 9,477 - Recovery during the year - netPenyisihan selama tahun

berjalan - bersih - (19,367) Provision during the year - net








10. PERSEDIAAN (lanjutan) 10. INVENTORIES (continued)

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihanpenurunan nilai persediaan telah mencukupi untukmenutup kemungkinan kerugian yang timbul daripenurunan nilai realisasi persediaan.

Management believes that the provision for decline invalue of inventories is adequate to cover possiblelosses that may arise from the decline in realisablevalue of inventories.

Pada tahun 2012, Grup telah memulihkanpenyisihan penurunan nilai sebesar US$9.477 dantelah menjual barang yang disisihkan kepadapelanggan independen dan nilai realisasi bersihyang lebih baik. Jumlah yang dibalik telahdimasukkan dalam beban pokok penjualan dilaporan laba-rugi.

In 2012, the Group has reversed the provision for theclaim in value amounting to US$9,477 and has soldthe goods that were written down to independentcustomers at a better net realisable value. Theamount reversed has been included in cost of goodssold in the profit or loss.

Berdasarkan hasil penelaahan terhadap kondisifisik dari persediaan material pada akhir tahun,manajemen berkeyakinan bahwa tidak diperlukanadanya penyisihan untuk penurunan nilaipersediaan material.

Based on the review of the physical condition ofmaterial inventories at the end of the year,management believes that no provision for decline invalue of material inventories is required.

Pada bulan April 2012 Perusahaan melaluiPertamina Energy Services Pte., Ltd., Entitas Anak,melakukan pembelian minyak mentah Azeri dariPTT Public Company Limited, Thailand (“PTT”)sejumlah 997.241 barel dengan nilai US$119.669dengan syarat pembelian Cost and Freight (“CFR”).Dalam perjalanan pengangkutan minyak mentahtersebut, pada tanggal 10 Mei 2012 telah terjadipembajakan atas kapal tanker beserta kargomuatannya oleh perompak di dekat pulau Masirah,Oman. Sampai dengan tanggal penyelesaianlaporan keuangan konsolidasian ini, perwakilandari pemilik kapal dan perwakilan dari Grup masihmelakukan negosiasi dengan perompak dan belumdicapai suatu kesepakatan untuk penyelesaianatas kasus pembajakan ini.

Manajemen tidak membentuk penyisihanpenurunan nilai karena berkeyakinan tidak terdapatpenurunan nilai secara signifikan dan persediaanminyak mentah tersebut telah diasuransikandengan jumlah yang cukup.

In April 2012 the Company through Pertamina EnergyServices Pte., Ltd., a subsidiary, made a purchase ofAzeri crude oil from PTT Public Company Limited,Thailand (“PTT”) in the volume of 997,241 barrelsworth US$119,669 on Cost and Freight (“CFR”)purchase terms. During the transporting of the crudeoil, on 10 May 2012 the transporting tanker and thecargo were hijacked by pirates in the vicinity ofMasirah Island, Oman. Up to the date of thecompletion of these consolidated financialstatements, representative of the tanker owner andthe Group were still negotiating with the pirates andno agreement had been arrived at for the settlementof the piracy.

Management did not make provision for impairmentbecause management believes that there are nosignificant impairments to the value of crude oil andthat crude oil was adequately insured.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan1 Januari 2011, persediaan telah diasuransikanterhadap risiko kebakaran dan risiko lainnya(Catatan 12). Manajemen berkeyakinan bahwa nilaipertanggungan tersebut cukup untuk menutupkemungkinan kerugian yang dapat timbul terkaitdengan persediaan yang diasuransikan.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January2011, inventories are insured against fire and otherrisks (Note 12). Management believes that theinsurance coverage amount is adequate to cover anypossible losses that may arise in relation to theinsured inventories.

Persediaan, masing-masing, sebesar US$60.268dan US$89.759 pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011 digunakan sebagai jaminan ataspinjaman jangka panjang Entitas Anak tertentu(Catatan 19a.i).

Inventories amounting to US$60,268 and US$89,759as of 31 December 2012 and 2011, respectively,used as collateral for certain Subsidiaries long-termloan (Note 19a.i).






11. INVESTASI JANGKA PANJANG 11. LONG-TERM INVESTMENTS


Investasi dalam Medium Investments in MediumTerm Notes (“MTN”) 103,413 220,556 333,667 Term Notes (“MTN”)

Aset keuangan tersedia Available-for-saleuntuk dijual 26,399 27,538 15,907 financial assets

Investasi pada perusahaan asosiasi 310,773 234,900 180,193 Investments in associatesProperti investasi 198,101 195,521 196,941 Investment propertyAset keuangan lainnya 115,220 57,043 29,597 Other financial assets

Jumlah 753,906 735,558 756,305 TotalBagian lancar (103,413) (110,278) (111,222) Current portion

Bagian tidak lancar 650,493 625,280 645,083 Non-current portion

(i) Investasi dalam Medium Term Notes (MTN) (i) Investments in Medium Term Notes (MTNs)

Investasi dalam MTN merupakan investasiyang berasal dari restrukturisasi sebagianutang PLN kepada Perusahaan ataspembelian BBM tahun 2006 sampai April 2007.Berdasarkan Perubahan dan PernyataanKembali Perjanjian Restrukturisasi Utang, padatanggal 15 Desember 2008, PLN menerbitkanMTN sejumlah Rp5.000.000 juta kepadaPerusahaan yang terbagi dalam 10 serisertifikat Jumbo masing-masing dengan nilainominal Rp500.000 juta dengan periode jatuhtempo setiap enam bulan, yaitu setiap tanggal15 Juni dan 15 Desember terhitung sejaktanggal 15 Juni 2009 sampai dengan tanggal15 Desember 2013.

The investment in MTNs represents theinvestment arising from the restructuring of aportion of PLN’s debt to the Company for fuelpurchasing from 2006 to April 2007. Based onthe Amended and Restated Debt RestructuringAgreement, on 15 December 2008, PLN issuedMTNs of Rp5,000,000 million to the Companydivided into 10 series of Jumbo certificates witha nominal value of Rp500,000 million each witha maturity every six month period, i.e. on 15June and 15 December commencing from 15June 2009 until 15 December 2013.

MTN tersebut dikenakan bunga sebesar sukubunga Sertifikat Bank Indonesia (SBI) 3 (tiga)bulan ditambah 2,5% per tahun.

The MTNs bear interest at the rate of 3 (three)months of Bank Indonesia Certificates (SBI) plus2.5% per annum.

Pendapatan bunga atas surat utang dan MTNuntuk tahun 2012 dan 2011 sebesarUS$12.071 dan US$28.540 dicatat sebagaipendapatan keuangan dalam laporan laba-rugikomprehensif konsolidasian (Catatan 38).

Interest income from promissory notes andMTNs in 2012 and 2011 amounted toUS$12,071 and US$28,540, respectively, wererecorded as finance income in the consolidatedstatement of comprehensive income (Note 38).

Manajemen berkeyakinan bahwa tidak adapenurunan nilai MTN, sehingga tidakdiperlukan penyisihan penurunan nilai.

Management believes that there is noimpairment in the value of the MTNs, andtherefore provision for impairment is not needed.







11. INVESTASI JANGKA PANJANG (lanjutan) 11. LONG-TERM INVESTMENTS (continued)

(ii) Aset keuangan tersedia untuk dijual (ii) Available-for-sale financial assets

Persentasekepemilikan

efektif/Percentage of

effectiveownership Saldo/Balance

1 Januari/ 1 Januari/January January

2012 2011* 2011* 2012 2011* 2011*

Perusahaan The Company- PT Seamless Pipe PT Seamless Pipe -

Indonesia Jaya 10.4% 10.4% 10.4% 25,026 25,026 25,026 Indonesia Jaya- PT Patra Dok Dumai a) 100% 100% - 11,712 11,712 - PT Patra Dok Dumai a) -- PT Pertamit PT Pertamit -

Processing b) 20% 20% 20% 2,400 2,400 2,400 Processing b)

- PT Badak NGL c) 55% 55% 55% 149 149 149 PT Badak NGL c) -- PT Karuna d) - 8.8% 8.8% - 135 135 PT Karuna d) -- PT Arun NGL c) 55% 55% 55% 110 110 110 PT Arun NGLc) -- PT Trans Pacific PT Trans Pacific -

Petrochemical PetrochemicalIndotama 15% 15% 15% 57 57 57 Indotama

- Korea Indonesia Korea Indonesia -Petroleum Co. Ltd., Petroleum Co. Ltd.,Hongkong b) 45% 45% 45% - - - Hongkong b)

39,454 39,589 27,877Penurunan nilai aset Impairment of financial

keuangan (21,150) (21,150) (21,150) assets

Jumlah - Perusahaan 18,304 18,439 6,727 Total - the Company

Entitas Anak Subsidiaries- PT Asuransi Jiwa PT Asuransi Jiwa -

Tugu Mandiri 11.4% 11.2% 11.2% 6,438 6,733 6,733 Tugu Mandiri- PT Trans Javagas PT Trans Javagas -

Pipelinea 10% 10% 10% 951 1,014 1,023 Pipelinea- PT Asuransi Maipark PT Asuransi Maipark -

Indonesia 7.7% 7.4% 7.4% 527 601 601 Indonesia- PT Staco Jasapratama PT Staco Jasapratama -

Indonesia 6.5% 4.5% 6.4% 179 751 751 Indonesia- PT Patra Bumi Lerep PT Patra Bumi Lerep -

Permai - 23,6% 20% - - 11 Permai- PT Elnusa Rekabina b) 98.8% 98.8% 98.8% - - 61 PT Elnusa Rekabina b) -


Jumlah 26,399 27,538 15,907 Total

a) Dalam proses likuidasi/In liquidation processb) Tidak aktif/Inactivec) Lihat Catatan 2c/Refer to Note 2cd) Telah dijual/Has been sold








(iii) Investasi pada perusahaan asosiasi (iii) Investments in associate

Perubahan investasi pada perusahaanasosiasi adalah sebagai berikut:

The movement of investments in associates areas follows:

31 Desember/December 2012Nilai aset Selisih kurs

bersih karenadialihkan penjabaran(dari)/ke laporan

perusahaan keuanganasosiasi, dalam mata

pelepasan uang asing/dan lain-lain/ Bagian Differences

Persentase Net asset laba/(rugi) arising fromkepemilikan transfers bersih/ translation

efektif/ Saldo Penambahan (from)/to Share of foreign SaldoPercentage awal/ investasi/ associates, in net currency akhir/of effective Beginning Additional disposals income/ Dividen/ financial Endingownership balance investment and others (loss) Dividends statements balance

Perusahaan/The Company:- PT Elnusa Tbk. 41.1% 85,441 - 350 5,891 - (5,551) 86,131- Pacific Petroleum &

Trading Co. Ltd 50% 41,673 - - 1,109 (876) 2,573 44,479- Korea Indonesia

Petroleum Co. Ltd., Labuan 45% 13,294 - 358 (238) (900) - 12,514

140,408 - 708 6,762 (1,776) (2,978) 143,124

Penyertaan saham tidaklangsung pada perusahaanasosiasi/Indirectinvestments inshares of associates

- PT Donggi Senoro LNG 29% 77,969 80,243 - (10,177) - - 148,035- PT Tugu Reasuransi

Indonesia 25% 10,977 - 398 1,185 (536) - 12,024PT Asuransi Samsung Tugu 19.5% 5,340 635 857 537 - 221 7,590

- PT Patra Bumi Lerep Permaie)

23.6% 206 - (206) - - - -

94,492 80,878 1,049 (8,455) (536) 221 167,649

Jumlah investasi padaperusahaan asosiasi/Total -investments in associates 234,900 80,878 1,757 (1,693) (2,312) (2,757) 310,773

31 Desember/December 2011*Nilai aset Selisih kurs






Perusahaan/The Company:- PT Elnusa Tbk. 41.1% 88,583 - - (2,276) (934) 68 85,441- Pacific Petroleum &

Trading Co. Ltd. 50% 42,650 - - 408 (966) (419) 41,673- Korea Indonesia

Petroleum Co. Ltd., Labuan 45% 14,446 - - 198 (1,350) - 13,294- PT Patra Dok Dumai

a)100% 11,712 - (11,712) - - - -

- Nusantara GasServices Company Inc.

c)49% 2,120 - (2,120) - - - -

159,511 - (13,832) (1,670) (3,250) (351) 140,408








(iii) Investasi pada perusahaan asosiasi(lanjutan)

(iii) Investments in associates (continued)

Perubahan investasi pada perusahaanasosiasi adalah sebagai berikut (lanjutan):

The movement of investments in associates areas follows (continued):

31 Desember/December 2011*Nilai aset Selisih kurs






Penyertaan saham tidaklangsung pada perusahaanasosiasi/Indirectinvestments inshares of associates

- PT Donggi Senoro LNGb)

29% 7,543 76,837 - (6,411) - - 77,969- PT Tugu Reasuransi

Indonesia 25% 8,197 1,508 207 1,133 (68) - 10,977- PT Asuransi Samsung Tugu 19.5% 4,797 - (34) 628 (51) - 5,340- PT Yekapepe Usaha Nusa

c)0% 145 - (145) - - - -

- PT Patra Bumi Lerep Permaid)

23.6% - 195 11 - - - 206

20,682 78,540 39 (4,650) (119) - 94,492

Jumlah investasi padaperusahaan asosiasi/Total - investments in associates 180,193 78,540 (13,793) (6,320) (3,369) (351) 234,900

a) Dalam proses likuidasi/In liquidation processb) Kepemilikan saham Pertamina Energy Trading Limited telah dialihkan ke PT Pertamina Hulu Energi/Pertamina Energy Trading Limited interest has been

transferred to PT Pertamina Hulu Energic) Telah dilikuidasi/Has been liquidatedd) Reklasifikasi dari investasi tersedia untuk dijual/Reclassified from available-for-sale investmentse) Telah dijual di bulan Juli 2012/Has been sold in July 2012

Berdasarkan penelaahan manajemen Grup,tidak terdapat kejadian-kejadian atauperubahan-perubahan keadaan yangmengindikasikan adanya penurunan nilaiinvestasi dalam saham pada tanggal31 Desember 2012 dan 2011.

Based on the Group’s management review,there were no events or changes incircumstances which indicated an impairment inthe value of investments in shares of stock as of31 December 2012 and 2011.

Negara % Kepemilikanberdiri/ efektif/

Country of Aset/ Liabilitas/ Pendapatan/ Laba/(rugi)/ % EffectiveTahun/Year Incorporation Assets Liabilities Revenues Profit/(loss) ownership

2012

- PT Elnusa Tbk. Indonesia 447,611 (236,150) 512,604 13,110 41.1%- Pacific Petroleum &

Trading Co. Ltd. Jepang/Japan 164,128 (75,168) 680,174 2,219 50%- Korea Indonesia

Petroleum Co. Ltd., Labuan Malaysia 98,148 (70,340) 70,351 (530) 45%- PT Donggi Senoro LNG Indonesia 1,507,926 (997,458) - (34,613) 29%- PT Tugu Reasuransi

Indonesia Indonesia 98,836 (74,637) 63,435 4,881 25%- PT Asuransi Samsung Tugu Indonesia 34,030 (19,786) 8,962 1,790 19.5%

2011

- PT Elnusa Tbk. Indonesia 475,111 (266,287) 523,850 (5,463) 41.1%- Pacific Petroleum &

Trading Co. Ltd. Jepang/Japan 138,420 (50,042) 775,977 817 50%- Korea Indonesia

Petroleum Co. Ltd., Labuan Malaysia 101,430 (71,087) 645,344 225 45%- PT Donggi Senoro LNG Indonesia 770,621 (501,761) - (21,629) 29%- PT Tugu Reasuransi

Indonesia Indonesia 61,549 (42,862) 47,882 4,230 25%- PT Asuransi Samsung Tugu Indonesia 23,843 (10,670) 6,260 1,987 19.5%- PT Yekapepe Usaha Nusa

a)Indonesia 353 (37) - (151) 38%

- PT Patra Bumi Lerep Permaib)

Indonesia 891 (22) 16 (78) 23.6%

a) Telah dilikuidasi/Has been liquidatedb) Telah dijual di bulan Juli 2012/Has been sold in July 2012







(iv) Properti investasi (iv) Investments in property

31 Desember/December 2012Pengalihan/

Saldo Reklasifikasi/ Saldo/

awal/ Transfers/ akhir

Beginning Penambahan/ Pengurangan/ Reclassi- Endingbalance Additions Deductions fications balance

Biaya historis: Historical cost:

Tanah dan hak atas tanah 185,686 - (516) 3,587 188,757 Land and landrights

Bangunan 23,704 - (48) 605 24,261 Buildings

Jumlah biaya historis 209,390 - (564) 4,192 213,018 Total historical cost

Akumulasi penyusutan Accumulated depreciation

Bangunan (13,869) (389) 44 (703) (14,917) Buildings

Nilai buku bersih 195,521 198,101 Net book value

31 Desember/December 2011*Pengalihan/

Saldo Reklasifikasi/ Saldo/

awal/ Transfers/ akhir

Beginning Penambahan/ Pengurangan/ Reclassi- Ending

balance Additions Deductions fications balance

Biaya historis: Historical cost:

Tanah dan hak atas tanah 185,686 - - - 185,686 Land and landrights

Bangunan 23,803 - - (99) 23,704 Buildings

Jumlah biaya historis 209,489 - - (99) 209,390 Total historical cost

Akumulasi penyusutan Accumulated depreciation

Bangunan (12,548) (909) - (412) (13,869) Buildings

Nilai buku bersih 196,941 195,521 Net book value

Penambahan pada akumulasi penyusutanuntuk periode yang berakhir pada tanggal31 Desember 2012 dan 2011 dalam kaitannyadengan properti investasi masing-masingadalah US$389 dan US$909 (Catatan 37).

The additions to accumulated depreciation forthe periods ended 31 December 2012 and 2011in respect of such investment property amountedto US$389 and US$909, respectively (Note 37).

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011dan 1 Januari 2011, seluruh aset propertiinvestasi, kecuali tanah dan hak atas tanahmilik Grup telah diasuransikan terhadap risikokebakaran dan risiko lain yang mungkin terjadi(Catatan 12).

As of 31 December 2012 and 2011 and1 January 2011, all of the Group’s investmentsproperty, except land and landrights, are insuredagainst fire and other possible risks (Note 12).

Nilai wajar dari properti investasi dihitungberdasarkan nilai jual objek pajak pada tanggal31 Desember 2012 dan 2011 masing masingadalah US$555.455 dan US$510.329.

The fair value of investment property calculatedbased on taxable sale value as of 31 December2012 and 2011 amounted to US$555,455 andUS$510,329, respectively.

Pendapatan sewa dari properti investasi untuktahun 2012 dan 2011, masing-masing adalahUS$10.072 dan US$10.665.

Rental income from investment propertyrecognised in 2012 and 2011 amounted toUS$10,072 and US$10,665, respectively.

Berdasarkan penelaahan oleh manajemenGrup, tidak terdapat kejadian-kejadian atauperubahan-perubahan keadaan yangmengindikasikan adanya penurunan nilaiproperti investasi pada tanggal 31 Desember2012 dan 2011.

Based on the Group’s management review, therewere no events or changes in circumstanceswhich indicate an impairment in the value ofinvestments in property as at 31 December 2012and 2011.

Tanah dan bangunan milik Entitas Anak yangberlokasi di Kebon Sirih, Jakarta, dijadikanjaminan utang bank Entitas Anak.

Land and buildings owned by a Subsidiarylocated in Kebon Sirih, Jakarta, is used ascollateral for a Subsidiary bank loan.








(v) Investasi keuangan lainnya (v) Other financial assets

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011dan 1 Januari 2011, investasi keuanganlainnya merupakan efek obligasi milik PT TuguPratama Indonesia.

As of 31 December 2012 and 2011 and1 January 2011, other financial assets representbond securities owned by PT Tugu PratamaIndonesia.

12. ASET TETAP 12. FIXED ASSETS

31 Desember/December 2012Pengalihan/

Reklasifikasi/

Saldo awal/ Transfers/ Saldo akhir/

Begining Penambahan/ Pengurangan/ Reclassi- Penjabaran/ Ending

balance Additions Deductions fications Translation balance

Harga perolehan: Acquisition cost:

Tanah dan hak atas tanah 1,216,176 4,612 (3,504) 6,179 (4,965) 1,218,498 Land and landrights

Tangki, instalasi pipa dan Tanks, pipeline installationsperalatan lainnya 3,689,510 55,240 (246) 61,874 - 3,806,378 and other equipment

Kilang 3,168,532 6,909 (33,364) 6,812 (30) 3,148,859 Refineries

Bangunan 569,884 9,510 (32) 20,752 (5,784) 594,330 Buildings

Kapal laut dan pesawat terbang 1,152,493 13,501 (51,633) 236,854 (3,563) 1,347,652 Ships and aircraft

HBM bergerak 645,305 109,276 (6,952) 50,588 (1,021) 797,196 Moveable assetsAset dalam penyelesaian 1,203,344 650,528 (13,210) (458,253) (1,074) 1,381,335 Assets under construction

11,645,244 849,576 (108,941) (75,194) (16,437) 12,294,248

Aset sewa pembiayaan: Finance lease assets:

Hak atas tanah 33,413 3,210 - - 294 36,917 Landrights

Bangunan 67,628 5,324 - - - 72,952 Buildings

Tangki, instalasi pipa dan Tanks, pipeline installations

peralatan lainnya 238,395 15,028 - - - 253,423 and other equipmentKapal laut dan pesawat terbang 6,052 - - (6,052) - - Ships and aircraft

HBM bergerak 263,089 20,227 (25) (3,323) 387 280,355 Moveable assets

608,577 43,789 (25) (9,375) 681 643,647

Jumlah harga perolehan 12,253,821 893,365 (108,966) (84,569) (15,756) 12,937,895 Total acquisition cost

Akumulasi penyusutan: Accumulated depreciation:

Hak atas tanah (167) (48) - 38 - (177) LandrightsTangki, instalasi pipa dan Tanks, pipeline installations

peralatan lainnya (1,935,439) (177,204) 139 21,972 - (2,090,532) and other equipment

Kilang (1,255,925) (181,509) 20,254 6,346 - (1,410,834) Refineries

Bangunan (263,580) (30,079) 23 2,504 2,783 (288,349) Buildings

Kapal laut dan pesawat terbang (462,965) (46,473) 47,395 8,044 876 (453,123) Ships and aircraftHBM bergerak (364,734) (54,034) 3,143 (28,095) 850 (442,870) Moveable assets

(4,282,810) (489,347) 70,954 10,809 4,509 (4,685,885)


Hak atas tanah (8,360) (5,869) - - - (14,229) Landrights

Bangunan (12,389) (10,175) - - - (22,564) Buildings


peralatan lainnya (56,495) (18,004) - - - (74,499) and other equipmentKapal laut dan pesawat terbang (2,118) - - 2,118 - - Ships and aircraft

HBM bergerak (99,979) (29,595) - 1,265 (139) (128,448) Moveable assets

(179,341) (63,643) - 3,383 (139) (239,740)

Total accumulatedJumlah akumulasi penyusutan (4,462,151) (552,990) 70,954 14,192 4,370 (4,925,625) depreciation

Penyisihan penurunan nilai (61,527) - - 21,850 - (39,677) Provision for impairment

Nilai buku bersih 7,730,143 7,972,593 Net book value






12. ASET TETAP (lanjutan) 12. FIXED ASSETS (continued)

31 Desember/December 2011*Pengalihan/

Reklasifikasi/



balance Additions Deductions fications Translation balance


Tanah dan hak atas tanah 1,146,964 69,820 (4,046) 3,775 (337) 1,216,176 Land and landrights

Tangki, instalasi pipa dan Tanks, pipeline installationsperalatan lainnya 3,615,057 83,679 (750) 55,367 (63,843) 3,689,510 and other equipment

Kilang 3,097,250 65,291 - 6,499 (508) 3,168,532 Refineries

Bangunan 537,554 31,099 (298) 4,859 (3,330) 569,884 Buildings

Kapal laut dan pesawat terbang 672,183 55,469 (1,396) 421,207 5,030 1,152,493 Ships and aircraftHBM bergerak 493,316 90,537 (6,630) (163) 68,245 645,305 Moveable assets

Aset dalam penyelesaian 1,192,211 578,214 (32,807) (533,916) (358) 1,203,344 Assets under construction

10,754,535 974,109 (45,927) (42,372) 4,899 11,645,244


Hak atas tanah 27,317 6,390 - - (294) 33,413 Landrights

Bangunan 54,808 12,820 - - - 67,628 Buildings


peralatan lainnya 195,443 42,952 - - - 238,395 and other equipmentKapal laut dan pesawat terbang 6,052 - - - - 6,052 Ships and aircraft

HBM bergerak 216,493 48,203 - (1,519) (88) 263,089 Moveable assets

500,113 110,365 - (1,519) (382) 608,577

Jumlah harga perolehan 11,254,648 1,084,474 (45,927) (43,891) 4,517 12,253,821 Total acquisition cost

Akumulasi penyusutan: Accumulated depreciation:

Hak atas tanah (130) (20) - - (17) (167) LandrightsTangki, instalasi pipa dan Tanks, pipeline installations

peralatan lainnya (1,817,593) (179,700) 509 7,718 53,627 (1,935,439) and other equipment

Kilang (1,065,710) (193,011) - 2,796 - (1,255,925) Refineries

Bangunan (236,643) (30,175) 190 304 2,744 (263,580) Buildings

Kapal laut dan pesawat terbang (418,956) (39,556) 671 121 (5,245) (462,965) Ships and aircraftHBM bergerak (276,579) (47,093) 5,577 10,467 (57,106) (364,734) Moveable assets

(3,815,611) (489,555) 6,947 21,406 (5,997) (4,282,810)


Hak atas tanah (5,689) (2,671) - - - (8,360) Landrights



peralatan lainnya (39,334) (17,161) - - - (56,495) and other equipmentKapal laut dan pesawat terbang (1,513) (605) - - - (2,118) Ships and aircraft

HBM bergerak (68,207) (32,597) - 605 220 (99,979) Moveable assets

(123,174) (56,992) - 605 220 (179,341)Total accumulated

Jumlah akumulasi penyusutan (3,938,785) (546,547) 6,947 22,011 (5,777) (4,462,151) depreciation

Penyisihan penurunan nilai (66,791) - - 5,264 - (61,527) Provision for impairment


Beban penyusutan dialokasikan sebagai berikut: The allocation of depreciation expense is as follows:

2012 2011*

Beban pokok penjualan (Catatan 32) 319,065 324,083 Cost of goods sold (Note 32)Beban usaha dari aktivitas lainnya Other operating activities

(Catatan 35) 38,541 60,179 expenses (Note 35)Beban penjualan dan pemasaran Selling and marketing

(Catatan 36) 158,920 147,521 expenses (Note 36)Beban umum dan administrasi General and administrative

(Catatan 37) 36,464 14,764 expenses (Note 37)

552,990 546,547







12. ASET TETAP (lanjutan) 12. FIXED ASSETS (continued)

Pada tanggal 31 Desember 2012, Grup memilikibeberapa bidang tanah yang terletak di berbagailokasi di Indonesia dengan Hak Guna Bangunan(HGB) berkisar antara 20 - 30 tahun. BeberapaHGB telah habis atau akan habis masa berlakunyadalam waktu dekat. Manajemen berpendapatbahwa sertifikat HGB tersebut dapat diperpanjangpada saat jatuh tempo.

As of 31 December 2012, the Group owned parcelsof land at various locations in Indonesia with BuildingUse Rights (HGB) ranging from 20 to 30 years. Someof the HGBs have expired or are near their expirationdates. Management believes that those HGBcertificates can be extended upon their expiration.

Pada awal penerapan ISAK 25, Grupmereklasifikasi sisa saldo hak atas tanah yangbelum diamortisasi yang tercatat dalam aset lain-lain terkait dengan biaya pengurusan legal untukmemperoleh hak atas tanah ke jumlah tercatattanah.

On initial adoption of IFAS 25, the Group reclassifiedthe remaining unamortised balance of landrightsincluded in other assets related to initial legal costspaid to obtain land use rights to the carrying amountof land.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011,persediaan, properti investasi, aset tetap, asetminyak, dan gas serta panas bumi dari Grup,kecuali tanah dan hak atas tanah, telahdiasuransikan terhadap risiko kebakaran dan risikolain yang mungkin terjadi dengan jumlahpertanggungan masing-masing sebesarUS$30.408.507 dan US$31.696.455.

As of 31 December 2012 and 2011, the Group’sinventories, investment property, fixed assets, and oiland gas and geothermal properties, except for landand landrights, are insured against fire and otherpossible risks for a total insurance coverage ofUS$30,408,507 and US$31,696,455, respectively.

Manajemen berkeyakinan bahwa nilaipertanggungan tersebut cukup untuk menutupkemungkinan kerugian yang timbul terkait denganaset yang diasuransikan.

Management believes that the insurance coverageamount is adequate to cover any possible losses thatmay arise in relation to the insured assets.

Beberapa aset tetap digunakan sebagai jaminanatas pinjaman utang jangka panjang oleh EntitasAnak (Catatan 19.a.i).

Certain fixed assets are pledged as collateral forSubsidiaries’ long-term loans (Note 19.a.i).

Bunga dikapitalisasi sebagai bagian dari aset tetapmasing-masing sebesar US$21.269 danUS$16.076 pada tahun 2012 dan 2011. Tingkatkapitalisasi rata-rata untuk periode yang berakhirpada 31 Desember 2012 dan 2011 adalah masing-masing sebesar 4,69% dan 3,74%.

Interest capitalised as part of the fixed assetsamounted to US$21,269 and US$16,076 in 2012 and2011, respectively. The average capitalisation rate forthe period ended 31 December 2012 and 2011 was4.69% and 3.74%, respectively.

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihanpenurunan nilai aset tetap pada tanggal31 Desember 2012 dan 2011 serta 1 Januari 2011cukup untuk menutup kemungkinan kerugianpenurunan nilai aset tetap.

Management believes that the provision ofimpairment in the value of the fixed assets as of31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 isadequate to cover any possible losses on theimpairment of fixed assets.

Aset dalam penyelesaian pada tanggal31 Desember 2012 terdiri dari kilang, instalasi danaset bergerak yang sedang dibangun di Indonesiadan kapal laut di luar negeri.

Assets under construction at 31 December 2012consist of refinery, installation and moveable assetsunder constructions in Indonesia and vessels inoverseas locations.

Termasuk aset dalam penyelesaian adalah RCCOff Gas to Propylene Project (“ROPP”) kilangBalongan senilai US$309.273. Produksi pertamapropylene telah dilakukan pada tanggal 16 Januari2013 dan dilanjutkan dengan pelaksanaanperformance test sebagai prasyarat untukoperational acceptance. Sampai dengan tanggalpenyelesaian laporan keuangan konsolidasian,proyek ini sedang dalam tahap start up dancommissioning.

Included in the assets under construction is the RCCOff Gas to Propylene Project (“ROPP”) Balonganrefinery with total value of US$309,273. The first dropof propylene was achieved on 16 January 2013 andthe project continued with the performance test as aprecondition for the operational acceptance. As of thecompletion date of these consolidated financialstatements, the project is in the start up andcommissioning phase.






13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI 13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES

31 Desember/December 2012

Pengalihan/

Reklasifikasi/Saldo awal/ Transfers/ Saldo akhir/


balance Additions Deductionsa

fications Translation balance


Tanah dan hak atas tanah 8,692 2,450 - 1,048 - 12,190 Land and land rightsSumur minyak dan gas 4,847,721 803,616 (5,835) 696,505 - 6,342,007 Oil and gas wells

Sumur panas bumi 115,795 - - 110,423 - 226,218 Geothermal wells

Instalasi 1,152,786 29,897 - 270,700 - 1,453,383 Installations

Pabrik LPG 16,878 - - - - 16,878 LPG plantsBangunan 38,497 366 - 20,492 - 59,355 Buildings

HBM bergerak 96,340 - - 31,185 - 127,525 Moveable assets

Sub jumlah 6,276,709 836,329 (5,835) 1,130,353 - 8,237,556 Subtotal


Sumur eksplorasi dan Exploratory wells and

evaluasi 840,109 356,695 (131,376) (384,049) - 681,379 evaluation

Sumur pengembangan 644,680 1,370,722 (54,815) (783,159) - 1,177,428 Development wells

Sub jumlah 1,484,789 1,727,417 (186,191) (1,167,208) - 1,858,807 Subtotal


Instalasi 311,511 - - - - 311,511 InstallationsPabrik LPG 44,675 - - - - 44,675 LPG plants

Bangunan 59,364 - - - - 59,364 Buildings

HBM bergerak 17,572 - - - - 17,572 Moveable assets

Sub jumlah 433,122 - - - - 433,122 Subtotal

Jumlah harga perolehan 8,194,620 2,563,746 (192,026) (36,855) - 10,529,485 Total acquisition cost

Akumulasi penyusutan, Accumulated depreciation

deplesi dan amortisasi: depletion and amortisation:Sumur minyak dan gas (1,489,210) (374,080) (39,791) 57,631 - (1,845,450) Oil and gas wells

Sumur panas bumi (61,624) (10,698) - - - (72,322) Geothermal wells

Instalasi (672,486) (97,093) - - - (769,579) Installations

Pabrik LPG (4,510) (695) - - - (5,205) LPG plantsBangunan (11,153) (3,446) - - - (14,599) Buildings

HBM bergerak (52,104) (4,024) - - - (56,128) Moveable assets

Sub jumlah (2,291,087) (490,036) (39,791) 57,631 - (2,763,283) Subtotal



Pabrik LPG (39,879) (21,362) - - - (61,241) LPG plants


HBM bergerak (12,972) (633) - - - (13,605) Moveable assets

Sub jumlah (342,550) (28,322) - - - (370,872) Subtotal

Total accumulated

Jumlah akumulasi penyusutan, depreciation,depletiondeplesi dan amortisasi (2,633,637) (518,358) (39,791) 57,631 - (3,134,155) and amortisation

Penyisihan penurunan nilai (188,990) - 185,154 - - (3,836) Provision for impairment


a) Pengurangan termasuk pemulihan penurunan nilai pada blokSK 305 sebesar US$108.760 (Penyisihan sebesarUS$185.154 termasuk dengan dryhole dan penyusutan,deplesi dan amortisasi sebesar US$76.394).

a) The deduction include the reversal of SK 305 block amounted toUS$108,760 (Provision amounting to US$185,154 includesdryhole and depreciation, depletion and amortisation amountingUS$76,394).






13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI(lanjutan)

13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES(continued)

31 Desember/December 2011*

Pengalihan/Reklasifikasi/



balance Additionsb)

Deduction fications Translation balance

Harga perolehan: Acquisition cost:Tanah dan hak atas tanah 7,417 436 - 839 - 8,692 Land and land rights

Sumur minyak dan gas 3,952,912 301,546 - 593,263 - 4,847,721 Oil and gas wells

Sumur panas bumi 87,210 - - 28,585 - 115,795 Geothermal wells

Instalasi 978,208 2,583 - 171,995 - 1,152,786 InstallationsPabrik LPG 16,878 - - - - 16,878 LPG plants

Bangunan 28,770 1,700 - 8,027 - 38,497 Buildings

HBM bergerak 70,158 12,664 - 13,518 - 96,340 Moveable assets

Sub jumlah 5,141,553 318,929 - 816,227 - 6,276,709 Subtotal


Sumur eksplorasi dan Exploratory wells and

evaluasi 838,193 490,530 (140,518) (348,096) - 840,109 evaluation

Sumur pengembangan 348,943 673,761 102,402 (480,426) - 644,680 Development wells

Sub jumlah 1,187,136 1,164,291 (38,116) (828,522) - 1,484,789 Subtotal

Aset sewa pembiayaan: Finance lease assets:Instalasi 311,511 - - - - 311,511 Installations

Pabrik LPG 44,675 - - - - 44,675 LPG plants

Bangunan 59,364 - - - - 59,364 Buildings

HBM bergerak 17,572 - - - - 17,572 Moveable assets

Sub jumlah 433,122 - - - - 433,122 Subtotal

Jumlah harga perolehan 6,761,811 1,483,220 (38,116) (12,295) - 8,194,620 Total acquisition cost

Akumulasi penyusutan, Accumulated depreciationdeplesi dan amortisasi: depletion and amortisation:

Sumur minyak dan gas (1,240,728) (248,482) - - - (1,489,210) Oil and gas wells

Sumur panas bumi (55,153) (6,471) - - - (61,624) Geothermal wells

Instalasi (588,872) (83,614) - - - (672,486) InstallationsPabrik LPG (3,815) (695) - - - (4,510) LPG plants


HBM bergerak (42,232) (9,872) - - - (52,104) Moveable assets

Sub jumlah (1,938,939) (352,148) - - - (2,291,087) Subtotal



Pabrik LPG (29,093) (10,786) - - - (39,879) LPG plants

Bangunan (51,559) (1,246) - - - (52,805) BuildingsHBM bergerak (12,014) (958) - - - (12,972) Moveable assets

Sub jumlah (323,404) (19,146) - - - (342,550) Subtotal

Total accumulatedJumlah akumulasi penyusutan, depreciation, depletion

deplesi dan amortisasi (2,262,343) (371,294) - - (2,633,637) and amortisation

Penyisihan penurunan nilai - (188,990) - - - (188,990) Provision for impairment


b) Penambahan termasuk kenaikan aset bersih PT PHE WestMadura di Blok West Madura Offshore sesuai kenaikanparticipating interest-nya dengan nilai perolehan danakumulasi penyusutan masing-masing sebesar US$77.549dan US$54.498.

b) The additions include the increase of PT PHE West Madura’s netassets in West Madura Offshore Block, which proportionally withthe increase of its participating interest, involving an acquisitioncost and accumulated depreciation amounting to US$77,549 andUS$54,498, respectively.









Penurunan nilai aset minyak dan gas bumi ditahun 2011

Impairment of oil and gas properties in year 2011

Manajemen melakukan pengujian penurunan nilaidi 2011 karena terdapat indikasi penurunan nilai dibeberapa blok KKS dan blok minyak dan gas bumidi luar negeri. Pembebanan penurunan nilai terjadidi blok SK-305 (Malaysia) dan blok KKS SouthJambi setelah manajemen mengevaluasi aspekkomersial dan teknikal berdasarkan hasil darieksplorasi terkini.

Management performed impairment testing in 2011due to indication of impairment in certain PSC blocksand overseas oil and gas blocks. The impairmentcharge arose in SK-305 block (Malaysia) and SouthJambi PSC block following management technicaland commercial evaluations based on the result ofrecent exploration.

Jumlah terpulihkan dan nilai buku aset minyak dangas bumi pada tanggal 31 Desember 2011 adalahsebagai berikut:

Recoverable and book value of oil and gas propertiesas at 31 December 2011 are as follows:

Jumlah Pembebananterpulihkan/ penurunan nilai/Recoverable Nilai buku/ Impairment

value Book value charge

PHE South Jambi - 3,630 3,630SK 305 - 185,360 185,360

Total - 188,990 188,990

Jumlah terpulihkan dari blok minyak dan gas bumitersebut ditentukan berdasarkan perhitungan nilaipakai. Perhitungan tersebut mengunakan proyeksiarus kas sebelum pajak berdasarkan anggarankeuangan yang disetujui oleh manajemen yangmeliputi seluruh cadangan minyak dan gas bumiyang dimiliki oleh Entitas Anak tersebut.

The recoverable amounts of those oil and gas blocksare determined based on value-in-use calculation.Those calculations use pre-tax cash flow projectionsbased on financial budgets approved bymanagement covering the oil and gas reservesowned by the Subsidiaries.

Asumsi yang digunakan untuk perhitungan nilaipakai sebagai dasar pengujian tahun 2011 adalahsebagai berikut:

Key assumptions used for value-in-use calculation asthe basis of impairment test in 2011 are as follows:

Harga minyak/ Harga gas bumi/Oil price Gas price

Per barrel per bcf Tingkat(US$) (US$) diskonto/

(nilai penuh/ (nilai penuh/ Discount ratefull amount) full amount) (%)

PHE South Jambi 90 12 9.89SK 305 90 0.63 11.58








Pemulihan nilai aset minyak dan gas bumi ditahun 2012

Recovery of oil and gas properties in year 2012

Selama tahun 2012, Grup melakukan negosiasiatas harga jual gas dari blok SK-305 (Malaysia).Sampai dengan 31 Desember 2012, kesepakatanharga gas yang ditawarkan oleh Petronas, selakuregulator di Malaysia, adalah 0,16xHSFO (HighSulfur Fuel Oil). Berdasarkan informasi tersebut,manajemen melakukan pemulihan nilai.

During 2012, the Group negotiated a gas sales pricefor SK-305 block (Malaysia). Up to 31 December2012, the gas price offered by Petronas, as theregulator in Malaysia, is 0.16xHSFO (High SulfurFuel Oil). Based on this information, managementreversed the provision for impairment.

Jumlah terpulihkan dan nilai buku aset minyak dangas bumi pada tanggal 31 Desember 2012 adalahsebagai berikut:

Recoverable and book values of oil and gasproperties as at 31 December 2012 are as follows:

Jumlah Pemulihanterpulihkan/ nilai/Recoverable Nilai buku/ Recovery

value Book value value

SK 305 108,760 - 108,760

Total 108,760 - 108,760

Jumlah terpulihkan dari blok minyak dan gas bumitersebut ditentukan berdasarkan perhitungan nilaiwajar dikurangi biaya untuk menjual yangmemberikan nilai lebih tinggi dibandingkan denganperhitungan nilai pakai.

The recoverable amounts of those oil and gas blocksare determined based on the fair value less cost tosale calculation, which provides higher values thanthe value-in-use calculation.

Asumsi yang digunakan untuk perhitungan nilaiwajar dikurangi biaya untuk menjual sebagai dasarpengujian tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Key assumptions used for the fair value less cost tosales calculation as the basis of reversal ofimpairment tested in 2012 are as follows:

Harga minyak/ Harga gas bumi/Oil price Gas price

Per barrel per bcf Tingkat(US$) (US$) diskonto/

(nilai penuh/ (nilai penuh/ Discount ratefull amount) full amount) (%)

SK 305 100 2.89 7.40

Manajemen menentukan harga minyakberdasarkan kepada ekspektasi perkembanganpasar dan harga gas berdasarkan harga yangditawarkan Petronas. Tingkat diskonto yangdigunakan adalah menunjukkan risiko industriminyak dan gas bumi yang relevan.

Management determined the oil price based on itsexpectation of market developments and the gasprice based on the price offered by Petronas. Thediscount rate used reflects risk relating to therelevant oil and gas industry.








Beban penyusutan, deplesi dan amortisasidialokasikan sebagai berikut:

The allocation of depreciation, depletion andamortisation expense is as follows:

2012 2011*Beban produksi hulu dan liftings Upstream production and

(Catatan 33) 517,807 349,979 lifting costs (Note 33)Beban umum dan administrasi General and administrative

(Catatan 37) 551 21,315 expenses (Note 37)

518,358 371,294

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 seluruhaset minyak dan gas serta panas bumi, kecualitanah dan hak atas tanah, milik Perusahaan,PT Pertamina EP dan PGE telah diasuransikanterhadap risiko kebakaran dan risiko lain yangmungkin terjadi (Catatan 12).

As of 31 December 2012 and 2011 all of theCompany’s, PT Pertamina EP’s and PGE’s oil & gasand geothermal properties, except land andlandrights, are insured against fire and other possiblerisks (Note 12).

Manajemen berkeyakinan bahwa nilaipertanggungan tersebut cukup untuk menutupkemungkinan kerugian yang timbul terkait denganaset minyak dan gas serta panas bumi yangdiasuransikan.

Management believes that the insurance coverageamount is adequate to cover any possible losses thatmay arise in relation to the insured oil & gas andgeothermal properties.

Bunga dikapitalisasi sebagai bagian dari asetminyak dan gas serta panas bumi masing-masingsebesar US$27.325 dan US$9.780 pada tahun2012 dan 2011. Tingkat kapitalisasi rata-rata untuktahun yang berakhir pada 31 Desember 2012 dan2011 adalah masing-masing sebesar 4,69% dan3,74%.

Interest capitalised as part of the oil & gas andgeothermal properties amounted to US$27,325 andUS$9,780 in 2012 and 2011, respectively. Theaverage capitalisation rates for the years ended 31December 2012 and 2011 were 4.69% and 3.74%,respectively.

Aset dalam penyelesaian pada tanggal31 Desember 2012 terdiri dari sumur panas bumidan instalasi baru yang sedang dibangun diIndonesia.

Assets under construction as at 31 December 2012mainly comprise new geothermal wells andinstallations being constructed in Indonesia.

14. ASET LAIN-LAIN 14. OTHER ASSETS

1 Januari/2012 2011* January 2011 *

Piutang lain-lain - pihak yang berelasi Other receivables-(Catatan 41b) 71,195 163,630 58,559 related parties (Note 41b)

Goodwill 57,875 57,875 57,875 GoodwillPiutang pegawai Long-term employee

jangka panjang 32,548 29,608 28,700 receivablesAset Non-Free dan Non-Free and

Non-Clear 26,162 26,156 26,156 Non-Clear assetsKas yang dibatasi penggunaannya 23,368 13,956 5,966 Restricted cashBeban tangguhan 14,090 19,537 17,194 Deferred chargesPiutang usaha - pihak yang berelasi Trade receivables -

(Catatan 41a) - - 39,526 related parties (Note 41a)Lain-lain 57,440 64,436 57,378 Others

282,678 375,198 291,354







14. ASET LAIN-LAIN (lanjutan) 14. OTHER ASSETS (continued)

a. Goodwill a. Goodwill1 Januari/

2012 2011* January 2011*

ONWJ 53,337 53,337 53,337 ONWJPHE Tuban 4,538 4,538 4,538 PHE Tuban

57,875 57,875 57,875

Saldo goodwill berasal dari akuisisi PHE atasPT PHE Tuban (dahulu PT Medco E&PTuban) pada tahun 2008 dan ONWJ Ltd.(dahulu BP West Java Ltd.) pada tahun 2009.

The balance of goodwill arose from the PHE’sacquisitions of PT PHE Tuban (formerlyPT Medco E&P Tuban) in 2008 and ONWJ Ltd.(formerly BP West Java Ltd.) in 2009.

Goodwill dialokasikan atas Unit Penghasil KasPerusahaan (“CGU”) yang diidentifikasiberdasarkan blok KKS.

The goodwill is allocated to the Company’sCash-Generating Unit (“CGU”) identifiedaccording to PSC blocks.

Jumlah terpulihkan dari blok minyak dan gasbumi tersebut ditentukan berdasarkanperhitungan nilai wajar dikurangi biaya untukmenjual yang memberikan nilai lebih tinggidibandingkan dengan perhitungan nilai pakai.

The recoverable amounts of those oil and gasblocks are determined based on the fair valueless cost to sale calculation, which provideshigher values than the value-in use calculation.

Asumsi yang digunakan untuk perhitungannilai pakai sebagai dasar pengujian penurunannilai goodwill tahun 2012 adalah sebagaiberikut:

Key assumptions used for the value-in-usecalculation as the basis of the impairment test forgoodwill in 2012 are as follows:

TingkatHarga minyak/ Harga gas bumi/ diskonto/

Oil price Gas price Discount rate(US$) (US$) (%)

ONWJ 100 7.8 7.40 ONWJPHE Tuban 100 5.55 7.40 PHE Tuban

Manajemen menentukan harga minyakberdasarkan kepada ekspektasiperkembangan pasar dan harga gasberdasarkan kepada kontrak penjualan gasbumi. Tingkat diskonto yang digunakan adalahmenunjukkan risiko industri minyak dan gasbumi yang relevan. Selanjutnya, manajemenberkeyakinan bahwa KKS-KKS ini akandiperpanjang masa kontraknya olehPemerintah.

Management determined the oil price based onits expectations of market development, and thegas price based on the gas sales contract. Thediscount rate used reflects risk relating to therelevant oil and gas industry. In addition,management believes that these PSCs will beextended by the Government.

Manajemen yakin berdasarkan pengujianpenurunan nilai, tidak ada penurunan nilaigoodwill yang diperlukan.

Management believes based on impairmenttesting, no impairment on goodwill is necessary.







14. ASET LAIN-LAIN (lanjutan) 14. OTHER ASSETS (continued)

b. Aset Non-Free dan Non-Clear - bersih b. Non-Free and Non-Clear assets - net


Non-Free and Non-Aset Non-Free dan Non-Clear 151,552 151,546 151,554 Clear assetsPenyisihan penurunan nilai (125,390) (125,390) (125,398) Provision for impairment

26,162 26,156 26,156

Aset Non-Free dan Non-Clear merupakantanah yang berlokasi di Plumpang, Jakarta danaset di daerah lainnya yang sampai dengantanggal penyelesaian laporan keuangankonsolidasian, dokumentasi dan hakPerusahaan atas aset-aset ini masih dalamproses hukum dan penyelesaian agar asettersebut dapat sepenuhnya digunakan olehPerusahaan.

Non-Free and Non-Clear assets represent landlocated in Plumpang, Jakarta and certain assetslocated in other areas where, as of the date ofthe completion of these consolidated financialstatements, the documentation and rights of theCompany are still subject to completion of thelegal and settlement processes to allow theCompany to fully utilise such assets.

Perusahaan mengakui penyisihan penurunannilai untuk mengurangi nilai dari aset-asettersebut menjadi nilai terpulihkan. Manajemenberkeyakinan bahwa penyisihan penurunannilai tersebut telah mencukupi.

The Company has recognised a provision forimpairment to reduce the value of such assets totheir recoverable amount. Management believesthat the provision for impairment is adequate.

c. Kas yang dibatasi penggunaannya c. Restricted cash


Rekening Dolar AS: US Dollar accounts:Entitas berelasi dengan

Pemerintah Government-related entities- Bank Mandiri 14,535 7,800 3,467 Bank Mandiri -- BNI 7,179 4,956 50 BNI -- BRI 1,654 - 1,590 BRI -

23,368 12,756 5,107

Rekening Rupiah: Rupiah accounts:Entitas berelasi dengan

Pemerintah Government-related entities- BNI - 1,200 - BNI -- Bank Mandiri - - 859 Bank Mandiri -

- 1,200 859

23,368 13,956 5,966

Kas yang dibatasi penggunaannya pada BNI,BRI dan Bank Mandiri merupakan depositoberjangka yang digunakan sebagai jaminanberkenaan dengan bank garansi yangditerbitkan untuk time charter parties, kontrakunit pengeboran darat, kontrak sewa pesawat,pembiayaan pembangunan kapal dan terkaitpelaksanaan program kerja oleh PHE WestMadura.

Restricted cash at BNI, BRI and Bank Mandirirepresents time deposits which are used as bankguarantees for time charter parties, land drillingcontract units, aircraft charter contracts,financing of vessel construction and the workprogram to be carried out by PHE West Madura.







15. PINJAMAN JANGKA PENDEK 15. SHORT-TERM LOANS


Entitas berelasi dengan Government-relatedPemerintah entities

- BRI 855,337 621,531 427,677 BRI -- BNI 654,284 639,072 361,827 BNI -- Bank Mandiri 585,610 302,843 341,648 Bank Mandiri -- Lembaga Pembiayaan Lembaga Pembiayaan -

Ekspor Indonesia - 77,069 72,782 Ekspor Indonesia

Pihak ketiga Third parties- BNP Paribas 578,033 208,987 157,544 BNP Paribas -- The Bank of Tokyo The Bank of Tokyo Mitsubishi -

Mitsubishi UFJ, Ltd. (“BOT”) 199,478 199,898 - UFJ, Ltd. (“BOT”)- PT ANZ Panin Bank 129,551 50,844 16,675 PT ANZ Panin Bank -- Citibank, N.A 109,236 61,594 108,479 Citibank, N.A -- PT Bank Sumitomo Mitsui PT Bank Sumitomo Mitsui -

Indonesia 108,276 49,534 - Indonesia- Calyon 100,761 7,512 - Calyon -- PT Bank DBS Indonesia 100,188 74,866 - PT Bank DBS Indonesia -- Royal Bank of Scotland (RBS) Royal Bank of Scotland (RBS) -

(dahulu ABN AMRO (formerly ABN AMROBANK N.V.) 99,808 - 97,033 BANK N.V.)

- PT Bank Mizuho Indonesia 99,338 - - PT Bank Mizuho Indonesia -- Sumitomo Mitsui Banking Sumitomo Mitsui Banking -

Corporation 83,838 72,105 29,976 Corporation- Natixis Bank 69,439 - - Natixis Bank -- Arab Bank Plc. 47,114 30,373 - Arab Bank Plc. -- HSBC 14,570 - 67,720 HSBC -- PT Bank UOB Indonesia 7,460 - - PT Bank UOB Indonesia -- PT Bank CIMB Niaga Tbk. PT Bank CIMB Niaga Tbk. -

(“CIMB”) 681 21,284 21,893 (“CIMB”)- BCA - 429,870 325,070 BCA -- PT Bank Bukopin Tbk. - 75,714 42,912 PT Bank Bukopin Tbk. -- PT Bank Permata Tbk. - - 49,984 PT Bank Permata Tbk. -- Standard Chartered Bank - - 20,730 Standard Chartered Bank -

3,843,002 2,923,096 2,141,950

Informasi lain mengenai fasilitas pinjaman bankjangka pendek Grup pada tanggal 31 Desember2012 adalah sebagai berikut:

Other information relating to the Group’s short-termbank loan facilities as at 31 December 2012 is asfollows:

Kreditur/Lenders Masa berlaku/Expiration date

BRI 24 Maret/March 2013BNI Dalam proses perpanjangan/In process of renewalBank Mandiri 11 Maret/March 2013BCA 8 November/November 2013BNP Paribas Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreedPT ANZ Panin Bank 30 Mei/May 2013RBS Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreedBOT 21 April/April 2013Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia Dalam proses perpanjangan/In process of renewalPT Bank Bukopin Tbk. 21 April/April 2013Citibank, N.A 8 November/November 2013PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia 28 Juni/June 2013Arab Bank Plc. 23 Maret/March 2013PT Bank DBS Indonesia 23 Mei/May 2013Sumitomo Mitsui Banking Corporation Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreedHSBC Dalam proses perpanjangan/In process of renewalPT Bank Permata Tbk. 26 Agustus/August 2013







15. PINJAMAN JANGKA PENDEK (lanjutan) 15. SHORT-TERM LOANS (continued)

Kreditur/Lenders Masa berlaku/Expiration date

Standard Chartered Bank 15 Maret/March 2013Natixis Bank 3 April/April 2013PT Bank Mizuho Indonesia 10 Januari/January 2014National Commercial Bank 27 Juni/June 2013Calyon Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreedCIMB 16 Februari/February 2013PT Bank Mutiara Tbk. Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreedPT Bank DBS Indonesia 23 Mei/May 2013

Tingkat bunga yang dikenakan adalah tingkatbunga pasar (contoh: Singapore Interbank OfferedRate (SIBOR) atau London Interbank Offered Rate(LIBOR)) ditambah dengan persentase tertentutergantung hasil negosiasi pada saat penarikan.

Interest rates charged are based on market rates(e.g. Singapore Interbank Offered Rate (SIBOR) orLondon Interbank Offered Rate (LIBOR)) plus certainpercentages depending on negotiation at drawdown.

Tingkat bunga per tahun pinjaman jangka pendekselama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

Annual interest rates on short-term loans during 2012and 2011 were as follows:


Rupiah - 8.75% - 9.50% 8.95% - 9.19% RupiahDolar Amerika Serikat 1.38% - 1.85% 1.28% - 1.50% 1.31% - 3.13% US Dollar

Dana yang diperoleh dari pinjaman jangka pendekdigunakan untuk tujuan modal kerja danPerusahaan diwajibkan memenuhi batasan-batasan tertentu.

The funds received from short-term loans are to beused for working capital purposes and the Companyis required to comply with certain covenants.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, Grupmemenuhi batasan-batasan yang diatur dalamperjanjian pinjaman ini.

At 31 December 2012 and 2011, the Group met thecovenants as required by the loan agreements.

16. UTANG USAHA – PIHAK KETIGA 16. TRADE PAYABLES – THIRD PARTIES


Rupiah 131,637 632,365 141,618 RupiahDolar AS 4,462,601 3,350,327 3,340,598 US DollarLain-lain 3,111 6,471 7,405 Others

4,597,349 3,989,163 3,489,621

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan1 Januari 2011, saldo utang usaha masing-masingsebesar US$4.597.349, US$3.989.163 danUS$3.489.621. Utang usaha Grup terutamaberkaitan dengan pembelian minyak mentah, gasbumi dan hasil minyak dan berdenominasi DolarAmerika Serikat.

At 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011,the balance of trade payables are US$4,597,349,US$3,989,163 and US$3,489,621, respectively. TheGroup’s trade payables mainly related to purchase ofcrude oil, natural gas and petroleum products anddenominated in US Dollar.







17. UTANG KEPADA PEMERINTAH 17. DUE TO THE GOVERNMENT


Perusahaan: The Company:Conversion account (amount

Nilai lawan (utang kepada due to the Government forPemerintah atas bagian produksi its share of Indonesian crudeminyak mentah Indonesia yang oil production supplied tomasuk ke kilang Perusahaan) 1,453,497 1,497,601 1,144,126 the Company’s refineries)

Penerimaan negara dari State revenue in relation toaktivitas usaha hulu 139,653 - 25,030 upstream activities

Bagian Pemerintahatas penjualan ekspor The Government’s share ofdari produksi minyak mentah export of Indonesian crudeIndonesia 58,536 76,030 255,084 oil production

Bagian Pemerintah atas penjualan The Government’s share ofgas bumi domestik termasuk domestic natural gasbagian Pemerintah atas sales involving its share ofproduksi gas Indonesia 47,966 281,412 44,804 Indonesian gas production

Utang dari pembelian Payable for purchase of theproduksi LPG bagian Government’s share ofPemerintah 22,872 17,700 16,244 LPG production

Pinjaman proyek pembangunan Ngurah Rai Airport refuellingdepot pengisian pesawat udara facility (DPPU) construction(DPPU) Ngurah Rai 11,521 13,884 14,239 project loan

Pinjaman proyek panas bumi Lumut Balai geothermalLumut Balai 2,157 - - project loan

Due to BPH MigasUtang kepada BPH Migas for retribution fee

atas biaya retribusi penyaluran from distribution ofBBM tanpa subsidi - 22,779 27,801 BBM - non subsidy

Jumlah - Perusahaan 1,736,202 1,909,406 1,527,328 Total - Company

Entitas Anak: Subsidiaries:PT Pertamina EP: PT Pertamina EP:Penerimaan Negara Government’s share of

Bukan Pajak (PNBP) income in relation todari aktivitas hulu 72,043 197,819 200,479 upstream activities

Liabilitas sewa pembiayaan - Finance lease liability -barang milik negara 467,484 466,824 438,722 state-owned assets

539,527 664,643 639,201PT Pertamina Hulu Energi: PT Pertamina Hulu Energi:

PNBP in relation toPNBP dari aktivitas hulu 22,328 57,407 79,849 upstream activitiesUtang overlifting 64,738 46,068 48,410 Overlifting payables

87,066 103,475 128,259


Jumlah Konsolidasian 2,362,795 2,677,524 2,294,788 Total Consolidated

Dikurangi: bagian lancar (2,166,793) (2,468,155) (2,057,342) Less: current portion

Bagian tidak lancar 196,002 209,369 237,446 Non-current portion







17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) 17. DUE TO THE GOVERNMENT (continued)

a. Nilai lawan a. Conversion account

Nilai lawan merupakan liabilitas Perusahaankepada Pemerintah sehubungan denganpengiriman produksi minyak mentah diIndonesia yang merupakan bagian Pemerintahke kilang Perusahaan untuk diproses dalamrangka memenuhi kebutuhan produk BBMdalam negeri. Produksi minyak mentah diIndonesia bagian Pemerintah tersebut berasaldari wilayah kerja PT Pertamina EP, PHE danKKS lainnya.

The conversion account represents theCompany’s liability to the Government in relationto the shipment of the Government’s share ofIndonesian crude oil production to theCompany’s refineries for processing to meet thedomestic demand for fuel products. TheGovernment’s share of Indonesian crude oilproduction is derived from PT Pertamina EP’s,PHE’s and other PSC’s working areas.

Berikut ini adalah mutasi saldo nilai lawan: The movements in the conversion account areas follows:

2012 2011*

Saldo awal 1,497,601 1,144,126 Beginning balanceDitambah: Add:Bagian Pemerintah atas Current year’s Government

produksi minyak mentah share of Indonesian crudeIndonesia yang masuk oil production deliveredke kilang Perusahaan to the Company’spada tahun berjalan 17,622,208 17,640,337 refineries

Koreksi saldo awal - 24,394 Correction of beginning balance

Dikurangi dengan: Offset by:Piutang dari PLN - (2,686,892) Receivables from PLN

Receivables forPiutang atas penggantian reimbursement of cost

biaya subsidi jenis subsidy for certain fuel (BBM)BBM tertentu (Catatan 9a) - (2,336,154) products (Note 9a)

Receivables forPiutang atas penggantian reimbursement of cost

biaya subsidi LPG subsidy for LPG 3 kgtabung 3 kg (Catatan 9d) - (683,011) cylinders (Note 9d)

Piutang dari TNI/Kementerian Receivables from the IndonesianPertahanan atas Armed Forces/Ministry ofpenjualan BBM (216,148) (223,557) Defense involving fuel sales

Pembayaran tunai (17,184,534) (11,261,364) Cash settlementsKeuntungan selisih kurs (265,630) (120,278) Foreign exchange gain

Saldo akhir 1,453,497 1,497,601 Ending balance

b. Penerimaan negara dari aktivitas usahahulu

b. State revenue in relation to upstreamactivities

Penerimaan negara dari aktivitas hulumerupakan bagian penghasilan Pemerintahyang berasal dari aktivitas KBH PT PertaminaEP dan bagian Pemerintah yang berasal dariPertamina Participating Interests (“PPI”).

State revenue involving upstream activitiesrepresents the Government’s share of incomefrom PT Pertamina EP’s PSC activities, as wellas the Government’s share of PertaminaParticipating Interests (“PPI”).








b. Penerimaan negara dari aktivitas usahahulu (lanjutan)

b. State revenue in relation to upstreamactivities (continued)

Pembukuan kewajiban PNBP ke Pemerintahatas transaksi tahun 2003 sampai dengan2007 dilakukan pada 2012 dikarenakanLaporan Hasil Audit BPKP No. LHA-1084/D504/1/2012 tertanggal 27 Desember2011 sebagai dasar pembukuan diterima padaperiode Agustus 2012.

PNBP payable to Government for 2003 to 2007transactions was posted in 2012 because BPKPAudit Report No. LHA-1084/D504/1/2012 dated27 December 2011 that the posting was basedon, received on August 2012.

Mutasi saldo penerimaan negara dari aktivitasusaha hulu selama tahun 2012 dan 2011adalah sebagai berikut:

The movements in State revenue involvingupstream activities during 2012 and 2011 are asfollows:

2012 2011*

Perusahaan: The Company:Saldo awal (15,918) 25,030 Beginning balanceKoreksi audit BPKP atas penerimaan Audit corrections of BPKP for state

negara dari pendapatan dan aktivitas revenue involving upstream activitiesusaha hulu tahun 2006-2007 88,771 (1,215) 2006-2007

Koreksi audit BPKP atas penerimaan Audit corrections of BPKP for statenegara dari pendapatan dan aktivitas revenue involving upstream activitiesusaha hulu tahun 2003-2005 10,381 (39,521) 2003-2005

Saling hapus lebih bayar PNBPdengan kewajiban Offsetting overpayment PNBP withbagian Pemerintah atas the Government share ofpenjualan gas domestik 56,419 - domestic natural gas

Keuntungan selisih kurs - (212) Foreign exchange gain

Saldo akhir utang/(piutang) Ending balance due to/- Perusahaan 139,653 (15,918) (due from) – Company

Saldo akhir dari Entitas Anak: Ending balance of Subsidiaries:PNBP dari aktivitas hulu PNBP in relation to

upstream activities- PT Pertamina EP 72,043 197,819 PT Pertamina EP -- PT Pertamina Hulu Energi 22,328 57,407 PT Pertamina Hulu Energi -

Jumlah Konsolidasian 234,024 239,308 Total Consolidated

c. Bagian Pemerintah atas penjualan ekspordari produksi minyak mentah Indonesia

c. The Government’s share of export ofIndonesian crude oil production

Mutasi saldo bagian Pemerintah ataspenjualan ekspor dari produksi minyak mentahIndonesia selama tahun 2012 dan 2011 adalahsebagai berikut:

The movements in the Government’s share ofexport of Indonesian crude oil production during2012 and 2011 are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 76,030 255,084 Beginning balancePenambahan tahun berjalan 532,560 473,593 Addition during the yearPenyelesaian: Settlement:

- Saling hapus dengan DMO fee Offsetting with DMO fee -PT Pertamina EP dan PHE (126,656) (200,007) PT Pertamina EP and PHE

- Tunai (423,398) (452,640) Cash -









d. Bagian Pemerintah atas penjualan gas bumidomestik termasuk bagian Pemerintah atasproduksi gas Indonesia

d. The Government’s share of domestic naturalgas sales involving its share of Indonesiangas production

Mutasi saldo bagian Pemerintah ataspenjualan gas bumi domestik termasuk bagianPemerintah atas produksi gas Indonesiaselama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

The movements in the Government’s share ofdomestic natural gas sales involving its share ofIndonesian gas production during 2012 and 2011are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 281,412 44,804 Beginning balanceReklasifikasi - 451 ReclassificationSaldo awal Beginning balance

setelah reklasifikasi 281,412 45,255 after reclassificationPenambahan tahun berjalan 551,169 592,365 Addition during the yearPenyelesaian: Settlement:- Saling hapus dengan DMO fee Offsetting with DMO fee -

PT Pertamina EP dan PHE (233,455) (151,607) PT Pertamina EP and PHE- Saling hapus dengan lebih bayar Offsetting with overpayment -

kewajiban PNBP (56,419) - PNBP- Tunai (494,741) (204,601) Cash -


e. Utang dari pembelian produksi LPG bagianPemerintah

e. Payable for purchase of the Government’sshare of LPG production

Mutasi saldo utang dari pembelian produksiLPG bagian Pemerintah selama tahun 2012dan 2011 adalah sebagai berikut:

The movements in payable for purchase of theGovernment’s share of LPG production during2012 and 2011 are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 17,700 16,244 Beginning balanceReklasifikasi - (451) ReclassificationSaldo awal Beginning balance

setelah reklasifikasi 17,700 15,793 after reclassificationPenambahan tahun berjalan 233,736 147,520 Addition during the yearPenyelesaian: Settlement:

- Saling hapus dengan DMO fee Offsetting with DMO fee -PT Pertamina EP dan PHE (66,333) (1,851) PT Pertamina EP and PHE

- Tunai (162,231) (143,762) Cash -


f. Pinjaman Proyek Pembangunan DepotPengisian Pesawat Udara (DPPU) NgurahRai

f. Ngurah Rai Airport Refuelling Facility (DPPU)Construction Project Loan

Pada tanggal 7 Mei 2007, Pemerintahmeneruskan pinjaman sebesar ¥1.172.872.837(nilai penuh) yang diperoleh dari OverseasEconomic Cooperation Fund (OECF) Jepangkepada Perusahaan untuk proyekpembangunan DPPU Ngurah Rai sesuaidengan perjanjian pinjaman tanggal29 November 1994.

On 7 May 2007, the Government channelled aloan amounting to ¥1,172,872,837 (full amount)obtained from the Overseas EconomicCooperation Fund (OECF) Japan to theCompany in relation to the construction of theNgurah Rai Airport refuelling facility inaccordance with a loan agreement dated 29November 1994.







f. Pinjaman Proyek Pembangunan DepotPengisian Pesawat Udara (DPPU) NgurahRai (lanjutan)

f. Ngurah Rai Airport Refuelling Facility (DPPU)Construction Project Loan (continued)

Pinjaman tersebut harus dilunasi dalam 36(tiga puluh enam) kali cicilan semesteran mulaiMei 2007 sampai dengan November 2024, dandikenakan suku bunga 3,1% per tahun. Saldopinjaman per tanggal 31 Desember 2012adalah ¥994.986 ribu atau setara denganUS$11.521.

The loan is repayable in 36 (thirty-six) semi-annual installments commencing in May 2007through November 2024, and is subject tointerest at the rate of 3.1% per annum.Outstanding loan balance as of 31 December2012 amounting ¥994,986 thousand or equal toUS$11,521.

g. Pinjaman Proyek Pembangunan Panas BumiLumut Balai

g. Lumut Balai Geothermal Project Loan

Dalam rangka pelaksanaan Lumut BalaiGeothermal Power Plant Project telah diperolehdana pinjaman dari Japan InternationalCooperation Agency (JICA) yang merupakanGovernment to Government Loan (G to G).

For the implementation of Lumut BalaiGeothermal Power Plant Project, the Companyhas obtained loans from the Japan InternationalCooperation Agency (JICA) as part of theGovernment to Government Loan (G to G)scheme.

Pada tanggal 29 Maret 2011 telahditandatangani Loan Agreement IP-557 antaraPemerintah Indonesia diwakili oleh DirekturJenderal Pengelolaan Utang KementerianKeuangan dengan JICA yang diwakili olehChief Representative JICA, denganPerusahaan bertindak sebagai ExecutingAgency dan PGE sebagai ImplementingAgency, dengan total pinjaman sebesar¥26,966,000,000 untuk jangka waktu penarikanpinjaman delapan tahun sejak dinyatakanefektif.

On 29 March 2011, Loan Agreement IP-557was signed by the Government of Indonesia,represented by the Director General of DebtManagement, Ministry of Finance, and JICA,represented by the Chief Representative ofJICA, with the Company as Executing Agencyand PGE as Implementing Agency, amountingto ¥26,966,000,000 for a period of withdrawal ofthe loan as long as eight years from theeffective date.

Pelunasan pokok pinjaman dilakukan setiapsetengah tahunan, setiap tgl 20 Maret dan20 September, dimulai tanggal 20 Maret 2021sampai Maret 2051. Saldo pinjaman per tanggal31 Desember 2012 adalah ¥186.343 ribu atausetara dengan US$2.157.

Repayment of loan principal is done on a halfyearly basis, on 20 March and 20 Septemberstarting from 20 March 2021 until March 2051.Outstanding loan balance as of 31 December2012 amounting ¥186,343 thousand or equal toUS$2,157.

h. Liabilitas Sewa Pembiayaan atasPemakaian Barang Milik Negara olehPT Pertamina EP

h. Finance Lease Liability involving State-Owned Assets Utilised by PT Pertamina EP

Berdasarkan Keputusan Menteri KeuanganNo. 92/KMK.06/2008 tanggal 2 Mei 2008,status aset-aset yang dahulunya dimiliki olehPertamina Lama yang tidak ditetapkan didalam neraca pembukaan Perusahaan sesuaidengan Surat Keputusan Menteri KeuanganNo. 23/KMK.06/2008, adalah Barang MilikNegara (BMN), dimana penguasaan barang-barang tersebut dilakukan oleh DirektoratJenderal Kekayaan Negara (DJKN).

According to Minister of Finance DecreeNo. 92/KMK.06/2008 dated 2 May 2008, assetspreviously owned by the former Pertamina Entitywhich have not been recognised in the openingbalance sheet of the Company, as stipulated byMinister of Finance Decision LetterNo. 23/KMK.06/2008, represent state-ownedassets (BMN), the control over which isexercised by the Directorate General of StateAssets (DJKN).







h. Liabilitas Sewa Pembiayaan atasPemakaian Barang Milik Negara olehPT Pertamina EP (lanjutan)

h. Finance Lease Liability involving State-Owned Assets Utilised by PT Pertamina EP(continued)

Utang kepada Pemerintah ini merupakanutang sewa pembiayaan atas Barang MilikNegara. Barang Milik Negara ini meliputiinstalasi, bangunan dan harta bergerak yangdigunakan di dalam kegiatan usaha minyakdan gas bumi PT Pertamina EP.

This amounts due to the Government representthe finance lease payables for State-OwnedAssets. The State-Owned Assets representinstallations, buildings and moveable equipmentutilised in the PT Pertamina EP oil and gasoperations.

1 Januari/Jenis aset/ January

Pihak yang menyewakan Type of assets 2012 2011* 2011* Lessor

Kementerian Keuangan Aset instalasi, bangunan, 467,484 466,824 438,722 The Ministry of Financeharta bergerak/Installation

assets, buildingsand moveable assets

Dikurangi bagian yang jatuh Less amount duetempo dalam 1 tahun (284,201) (270,271) (239,529) within 1 year

Bagian jangka panjang 183,283 196,553 199,193 Non-current portion

Pembayaran sewa minimum masa datangpada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut:

Future lease payments as of 31 December2012 and 2011 and 1 January 2011 are asfollows:


Jatuh tempo kurang Payable not later thandari satu tahun 313,781 301,967 271,628 one year

Jatuh tempo lebih dari satutahun dan kurang dari Payable later than one yearlima tahun 153,064 163,225 164,623 and not later than five years

Jatuh tempo lebih darilima tahun 512,763 579,449 617,336 Payable later than five years

Jumlah 979,608 1,044,641 1,053,587 TotalDikurangi jumlah bagian

bunga (705,756) (752,609) (759,055) Less interest portion

Bersih 273,852 292,032 294,532 NetBagian yang jatuh tempo

dalam satu tahun (90,569) (95,479) (95,339) Amounts due within one year

Porsi tidak lancar 183,283 196,553 199,193 Non-current portion








h. Liabilitas Sewa Pembiayaan atasPemakaian Barang Milik Negara olehPT Pertamina EP (lanjutan)

h. Finance Lease Liability involving State-Owned Assets Utilised by PT Pertamina EP(continued)

Rincian bagian yang jatuh tempo dalamsatu tahun pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagaiberikut:

Details of amounts due within one year as of31 December 2012 and 2011 and1 January 2011 were as follows:


Pokok: Principal:- 2003 - 2010 87,878 93,711 94,514 2003 – 2010 -- 2011 767 818 825 2011 -- 2012 891 950 - 2012 -- 2013 1,033 - - 2013 -

Sub-jumlah 90,569 95,479 95,339 Sub-total

Bunga: Interest:- 2003 - 2010 134,065 142,965 144,190 2003 - 2010 -- 2011 29,845 31,827 - 2011 -- 2012 29,722 - - 2012 -

Sub-jumlah 193,632 174,792 144,190 Sub-total

Jumlah bagian yang jatuh Total amount due withintempo dalam satu tahun 284,201 270,271 239,529 one year

18. BEBAN YANG MASIH HARUS DIBAYAR 18. ACCRUED EXPENSES


Pemasok dan kontraktor 561,827 401,857 349,682 Suppliers and contractorsMitra Kontrak Bantuan Teknis Technical Assistance Contract

(“KBT”) dan Kerja Sama (“TAC”) and OperationOperasi (“KSO”) 398,505 295,197 142,425 Cooperation (“OC“) Contract

Bonuses, incentives andBonus, insentif dan gaji 247,825 223,352 205,062 salariesEstimasi klaim retensi sendiri 247,453 319,456 269,565 Estimated retention claimBunga pinjaman 37,153 16,032 13,345 Interest on loanBeban perbaikan dan Vessel repair and

pemeliharaan kapal - 19,781 869 maintenanceAdjustments on

Perubahan manfaat karyawan - 19,122 - employee benefitLain-lain 76,520 78,730 43,530 Others

1,569,283 1,373,527 1,024,478







19. LIABILITAS JANGKA PANJANG 19. LONG-TERM LIABILITIES


Pinjaman bank: Bank loans:Entitas berelasi dengan Government related

Pemerintah 569,572 914,523 1,128,641 entitiesPihak ketiga 916,678 1,026,294 1,181,753 Third parties

1,486,250 1,940,817 2,310,394Sewa pembiayaan 387,013 473,990 445,376 Finance lease

Jumlah kewajiban jangka panjang 1,873,263 2,414,807 2,755,770 Total long-term liabilities

Bagian yang jatuh tempodalam setahun (489,347) (673,203) (682,863) Current portion

Bagian jangka panjang 1,383,916 1,741,604 2,072,907 Non-current portion

Tingkat bunga per tahun pinjaman jangka panjangselama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

Annual interest rates on long-term loans during 2012and 2011 were as follows:


Rupiah 5.98% - 12.50% 8.23% - 9.62% 6.80% - 7.20% RupiahDolar Amerika Serikat 2.57% - 3.81% 1.07% - 3.16% 2.53% - 4.54% US Dollar

a. Pinjaman bank a. Bank loans

Rincian pinjaman sindikasi dan pinjaman bankGrup pada tanggal 31 Desember 2012 dan2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagaiberikut:

Details of the Group’s syndicated loans andbank loans as of 31 December 2012 and 2011and 1 January 2011 were as follows:

31 Desember/December 2012 (US$)Jangka Jangka

Jumlah/ pendek/ panjang/Total Current Non-current

Entitas berelasi dengan Pemerintah/Government related entities

Bank Mandiri 309,221 128,000 181,221BRI 202,750 88,000 114,750BNI 30,973 30,973 -Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia 26,628 8,456 18,172Pihak ketiga/Third partiesMizuho Corporate Bank, Ltd.

(Pinjaman sindikasi/Syndicated Loan) 602,000 66,220 535,780BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) 186,666 53,333 133,333BCA 76,182 37,854 38,328PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia 25,500 25,500Korea Development Bank 24,701 5,064 19,637Lain-lain 1,629 1,629 -

Jumlah/Total 1,486,250 419,529 1,066,721







19. LIABILITAS JANGKA PANJANG (lanjutan) 19. LONG-TERM LIABILITIES (continued)

a. Pinjaman bank (lanjutan) a. Bank loans (continued)

31 Desember/December 2011*Jangka Jangka



Bank Mandiri 415,500 109,000 306,500BRI 284,250 81,500 202,750Bank Mandiri

(Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) 99,250a)

99,250a)

-BNI 92,920 61,947 30,973Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia 22,603 5,830 16,773Pihak ketiga/Third partiesBNP Paribas (Pinjaman Sindikasi/

Syndicated Loan) 651,000 105,000 546,000BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) 240,000 53,333 186,667BCA 86,726 57,817 28,909Korea Development Bank 30,369 5,670 24,699Lain-lain (masing-masing dibawah

US$10.000)/Others(each below US$10,000) 18,199 4,903 13,296

Jumlah/Total 1,940,817 584,250 1,356,567

1 Januari/January 2011*Jangka Jangka



Bank Mandiri 456,195 66,978 389,217BRI 313,495 51,148 262,347Bank Mandiri

(Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) 233,567b)

133,467b)

100,100b)

BNI 106,195 42,478 63,717Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia 19,189 3,423 15,766Pihak ketiga/Third partiesBNP Paribas (Pinjaman Sindikasi/

Syndicated Loan) 700,000 49,000 651,000BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) 280,000 160,000 120,000BCA 99,115 39,646 59,469Korea Development Bank 36,008 5,639 30,369HSBC- Proyek ROPP/ROPP Project – Balongan 32,143 32,143 -- Proyek/Project Pagardewa 17,222 17,222 -Lain-lain (masing-masing dibawah

US$10.000)/Others (each below US$10,000) 17,265 4,655 12,610

Jumlah/Total 2,310,394 605,799 1,704,595

a) Terdapat pinjaman bank sebesar Rp900 miliar/Represent bank loan at the amount of Rp900 billionb) Terdapat pinjaman bank sebesar Rp2.100 miliar/Represent bank loan at the amount of Rp2,100 billion* Disajikan kembali (lihat Catatan 4) As restated (refer to Note 4) *








Informasi lain mengenai pinjaman sindikasidan pinjaman bank Grup pada tanggal31 Desember 2012 adalah sebagai berikut:

Other information relating to the Group’ssyndicated loans and long-term loans as at31 December 2012 is as follows:

Kreditur/Lenders Jadwal pembayaran/Repayment schedule

Perusahaan/The CompanyMizuho Corporate Bank, Ltd.

(Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2017)BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated loan) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2016)Bank Mandiri Beberapa cicilan/Several installments (2013-2014)BRI Beberapa cicilan/Several installments (2013-2014)BNI Beberapa cicilan/Several installments (2013)BCA Beberapa cicilan/Several installments (2013)

Entitas Anak/SubsidiariesKorea Development Bank

PT Pertamina Patra Niaga Beberapa cicilan/Several installments (2013-2017)PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia

PT Pertamina Patra Niaga Beberapa cicilan/Several installments (2013-2018)Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia

PT Pertamina Trans Kontinental Beberapa cicilan/Several installments (2013-2016)

Tingkat bunga yang dikenakan adalah tingkatbunga pasar (contoh: SIBOR atau LIBOR)ditambah dengan persentase tertentu.

Interest rates charged are based on market rates(e.g. SIBOR or LIBOR) plus certain percentages.

(i) Pinjaman bank (i) Bank loans

Pinjaman ini ditujukan untuk mendanaibelanja modal Perusahaan dan/atauEntitas Anak, kegiatan umum dan biayatertentu sehubungan dengan perjanjian.

These bank loans are aimed to finance thecapital expenditures of the Company’sand/or Subsidiaries’ projects, generalactivities and certain costs relating to theagreement.

Pada tanggal 20 Desember 2012,Perusahaan menandatangani perjanjianfasilitas pinjaman sindikasi denganMizuho Corporate Bank, Ltd. yangbertindak sebagai facillity agent senilaiUS$965.000. Pada tanggal 27 Desember2012, Perusahaan melakukan penarikansebesar US$602.000 yang kemudiandigunakan untuk melunasi pinjamansindikasi dari BNP Paribas.

On 20 December 2012, the Companysigned an agreement of syndicated loanfacility with Mizuho Corporate Bank, Ltd.acting as facility agent amounting toUS$965,000. On 27 December 2012, theCompany withdrew US$602,000 which wasused to repay the syndicated loan fromBNP Paribas.

Sesuai dengan beberapa perjanjianpinjaman, debitur diwajibkan memenuhibatasan-batasan tertentu seperti batasanrasio keuangan, batasan melakukanperubahan bisnis yang substansial dantidak melakukan merger.

As specified by the loan agreements, theborrowers are required to comply withcertain covenants, such as financial ratiocovenants, no substantial change in thegeneral business of the Company and/orSubsidiaries and not entering into mergers.









(i) Pinjaman bank (lanjutan) (i) Bank loans (continued)

Pinjaman bank jangka panjang EntitasAnak dijaminkan dengan aset-asettertentu Entitas Anak seperti piutang,persediaan, aset tetap dan aset lainnya.

The Subsidiaries’ long-term bank loans arecollateralised by certain Subsidiaries’assets such as receivables, inventories,fixed assets and other assets.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan2011, Grup memenuhi batasan-batasanyang diatur dalam perjanjian pinjamanini.

At 31 December 2012 and 2011, the Groupmet the covenants as required by the loanagreements.

(ii) Pinjaman untuk Proyek ROPPBalongan

(ii) Loan for ROPP Balongan Project

Pada tanggal 30 Desember 2008,Perusahaan menandatangani perjanjianpinjaman trust borrowing (TrustAgreement) dengan HSBC Bank USA,N.A. (ROPP Trustee). Perjanjian inimemberikan mandat kepada ROPPTrustee untuk meminjam dana danmembayar biaya yang timbul terkaitdengan Proyek ROPP yang berlokasi diKilang Balongan. Peminjaman danadilakukan berdasarkan Low SulphurWaxy Residue (LSWR) Export LoanAgreement tertanggal 30 Desember2008 antara ROPP Trustee dengan BNPParibas, Cabang Tokyo, The SumitomoTrust & Banking Co., Ltd. dan TheHongkong and Shanghai BankingCorporation Limited (“HSBC”), CabangTokyo. Pelunasan atas pinjaman inidibayarkan melalui penjualan LSWR V-500 kepada Toyota Tsusho Corporation.Pada bulan Februari 2011, pelunasantelah dilakukan terhadap pokok danbunga pinjaman.

On 30 December 2008, the Companysigned a trust borrowing agreement (TrustAgreement) with HSBC Bank USA, N.A(ROPP Trustee). This agreementauthorised the ROPP Trustee to borrowfunds and pay costs incurred related to theROPP Project located at the Balonganrefinery. The borrowing was made underthe Low Sulphur Waxy Residue (LSWR)Export Loan Agreement dated 30December 2008 between ROPP Trusteewith BNP Paribas, Tokyo Branch, TheSumitomo Trust & Banking Co., Ltd., andThe Hongkong and Shanghai BankingCorporation Limited (“HSBC”), TokyoBranch. Repayments of this borrowing willbe made from proceeds of sales of LSWRV-500 to Toyota Tsusho Corporation. InFebruary 2011, final repayment of principaland interest was made.








(iii) Pinjaman untuk Proyek Pagardewa (iii) Loan for Pagardewa Project

Pada tanggal 6 Januari 2005,Perusahaan menandatanganiPagardewa Trust Agreement (TrustAgreement) dengan HSBC Bank USA,N.A. (Pagardewa Trustee), yangmemberikan Pagardewa Trusteewewenang untuk, antara lain,memperoleh pinjaman untuk mendanaiproyek pengembangan lapangan gas diSumatera Selatan (Proyek Pagardewa)dan membuka rekening perwalian untukmenerima pembayaran yang berasal dari“Crude Oil Sales and PurchaseAgreement” dengan MitsubishiCorporation yang merupakan saranapelunasan pinjaman.

On 6 January 2005, the Company enteredinto a Pagardewa Trust Agreement (TrustAgreement) with HSBC Bank USA, N.A.(Pagardewa Trustee), that authorised theTrustee to borrow funds for thedevelopment of and related construction ofgas field facilities in South Sumatera(Pagardewa Project), and to receive therevenue generated from the salestransaction under the Crude Oil Sales andPurchase Agreement between theCompany and Mitsubishi Corporation.

Pada tanggal 6 Januari 2005, HSBCBank USA, N.A. (Pagardewa Trustee),mengadakan perjanjian pinjaman denganPagardewa Project Finance Ltd.(Tranche A Lender) dan The Bank ofTokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd., BNP Paribas,Calyon, ING Bank N.V., dan MizuhoCorporate Bank, Ltd. (Tranche BLenders) dengan pokok pinjamanmaksimal sebesar US$310.000.

On 6 January 2005, HSBC Bank USA, N.A.(Pagardewa Trustee) entered into a loanagreement with Pagardewa ProjectFinance Ltd. (Tranche A Lender) and TheBank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd., BNPParibas, Calyon, ING Bank N.V., andMizuho Corporate Bank, Ltd. (Tranche BLenders) for a maximum principal amountof US$310,000.

Pembayaran cicilan pokok dan bungaterakhir dilakukan di bulan Maret 2011.

The final repayment of this loan andassociated interest is in March 2011.

b. Sewa pembiayaan b. Finance lease

Akun ini merupakan pembayaran sewaminimum Grup di masa yang akan datang daritransaksi-transaksi sewa pembiayaan untukStasiun Pengisian dan Pengangkutan BulkElpiji (“SPPBE”), landing craft transports(“LCT”), mobil tanki BBM dan LPG, serverkomputer, instalasi pipa gas dan pabrik LPG.

This account represents the Group’s futureminimum lease payments from finance leasetransactions for the LPG Filling and TransportStations (“SPPBEs”), landing craft transports(“LCT”), BBM and LPG truck tankers, computerservers, gas pipeline installations and LPGplants.







b. Sewa pembiayaan (lanjutan) b. Finance lease (continued)

Pembayaran sewa minimum masa akandatang pada tanggal 31 Desember 2012 dan2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagaiberikut:

Future minimum lease as at payments as of 31December 2012 and 2011 and 1 January 2011were as follows:


Jatuh tempo kurang dari Payable not later thansatu tahun 91,274 119,829 136,466 one year

Jatuh tempo lebih dari Payable later than onesatu tahun dan kurang dari year and not later thanlima tahun 258,099 292,170 294,891 five years

Jatuh tempo lebih dari Payable later thanlima tahun 128,070 175,108 158,458 five years

Jumlah 477,443 587,107 589,815 Total

Dikurangi jumlah Less amountsbagian bunga (90,430) (113,117) (144,439) representing interest

Bersih 387,013 473,990 445,376 NetBagian yang jatuh tempo

dalam satu tahun (69,818) (88,953) (77,064) Current portion

Bagian jangka panjang 317,195 385,037 368,312 Non-current portion

20. UTANG OBLIGASI 20. BONDS PAYABLES


Obligasi Senior - US$ Senior Notes - US$Perusahaan: The Company:

Penerbitan tahun 2011 - I 1,000,000 1,000,000 - Issued in 2011 - IPenerbitan tahun 2011 - II 500,000 500,000 - Issued in 2011 - IIPenerbitan tahun 2012 - I 1,250,000 - - Issued in 2012 - IPenerbitan tahun 2012 - II 1,250,000 - - Issued in 2012 - II

Jumlah 4,000,000 1,500,000 - Total

Diskonto (51,568) (27,130) - DiscountBiaya penerbitan (14,497) (8,370) - Issuance costAmortisasi diskonto dan Amortisation of discount

biaya penerbitan 4,000 1,211 - and issuance cost

Jumlah Utang Obligasi - Bersih 3,937,935 1,465,711 - Total Bonds Payable - Net

Bagian yang jatuh tempo dalamsatu tahun - - - Current portion

Bagian jangka panjang 3,937,935 1,465,711 - Non-current portion







20. UTANG OBLIGASI (lanjutan) 20. BONDS PAYABLES (continued)

Rincian utang obligasi: List of bonds payables:

Harga Tanggal jatuh TingkatPokok/ penerbitan/ tempo/ bunga/Principal Issuing price Maturity date Interest rate

Penerbitan tahun 2011 Issued in 2011Jatuh tempo 2021 1,000,000 98.097% 23 Mei/May 2021 5.25% Due in 2021Jatuh tempo 2041 500,000 98.380% 27 Mei/May 2041 6.50% Due in 2041

Penerbitan tahun 2012 Issued in 2012Jatuh tempo 2022 1,250,000 99.414% 03 Mei/May 2022 4.88% Due in 2022Jatuh tempo 2042 1,250,000 98.631% 03 Mei/May 2042 6.00% Due in 2042

Jumlah 4,000,000 Total

a) Penerbitan tahun 2011 - I a) Issued in 2011 - I

Pada tanggal 23 Mei 2011, Perusahaanmenerbitkan obligasi senior sejumlahUS$1.000.000 dengan HSBC Bank USA, N.A.sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkansetiap enam bulan sejak 23 November 2011sampai dengan jatuh tempo obligasi.

On 23 May 2011, Pertamina issued senior notesamounting to US$1,000,000 with HSBC BankUSA, N.A. acting as the Trustee. The interest ispayable semi-annually starting from23 November 2011 until the maturity date of thesenior notes.

b) Penerbitan tahun 2011 – II b) Issued in 2011 – II

Pada tanggal 27 Mei 2011, Perusahaanmenerbitkan obligasi senior sejumlahUS$500.000 dengan HSBC Bank USA, N.A.sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkansetiap enam bulan sejak 27 November 2011sampai dengan tanggal jatuh tempo obligasi.

On 27 May 2011, Pertamina issued senior notesamounting to US$500,000 with HSBC BankUSA, N.A. acting as the Trustee. The interest ispayable semi-annually starting from27 November 2011 until the maturity date of thesenior notes.

c) Penerbitan tahun 2012 – I c) Issued in 2012 – I

Pada tanggal 3 Mei 2012, Perusahaanmenerbitkan obligasi senior sejumlahUS$1.250.000 dengan HSBC Bank USA, N.A.sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkansetiap enam bulan sejak 3 November 2012sampai dengan tanggal jatuh tempo obligasi.

On 3 May 2012, Pertamina issued senior notesamounting to US$1,250,000 with HSBC BankUSA, N.A. acting as the Trustee. The interest ispayable semi-annually starting from 3November 2012 until the maturity date of thesenior notes.

d) Penerbitan tahun 2012 – II d) Issued in 2012 – II

Pada tanggal 3 Mei 2012, Perusahaanmenerbitkan obligasi senior sejumlahUS$1.250.000 dengan HSBC Bank USA, N.A.sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkansetiap enam bulan sejak 3 November 2012sampai dengan tanggal jatuh tempo obligasi.

On 3 May 2012, Pertamina issued senior notesamounting to US$1,250,000 with HSBC BankUSA, N.A. acting as the Trustee. The interest ispayable semi-annually starting from 3 November2012 until the maturity date of the senior notes.

Pada tanggal 31 Desember 2012, utang obligasisenior ini memperoleh peringkat Baa3 denganoutlook stabil dari Moody's Investors Service.

As of 31 December 2012, these bonds payable arerated as Baa3 with a stable outlook by Moody'sInvestors Service.






20. UTANG OBLIGASI (lanjutan) 20. BONDS PAYABLES (continued)

Perjanjian perwaliamanatan menetapkanbahwa:

The Indenture is governed that:

- Tidak lebih dari 30 hari sejak kejadian dimanaPemerintah Indonesia kehilangan kepemilikanlebih dari 50%, baik langsung maupun tidaklangsung, hak suara pada Perusahaan(Change of Control Triggering Event),Perusahaan dapat diminta untuk melakukanpenawaran untuk membeli kembali ObligasiSenior dengan harga 101% dari nilai nominalditambah bunga terutang sampai tanggalpembelian kembali. Perusahaan mempunyaiopsi untuk menebus kembali seluruh ObligasiSenior ini dengan harga 100% dari nilainominal, bersama dengan utang bunga dalamhal terjadinya perubahan tertentu terhadapperpajakan di Indonesia.

- No later than 30 days following the occurrencein an event in which the Government ofIndonesia ceases to own, directly or indirectly,more than 50% of the voting securities of theCompany (Change of Control Triggering Event),the Company may be required to make an offerto repurchase all Senior Notes outstanding at apurchase price equal to 101% of their principalamount plus accrued and unpaid interest, if any,to the date of repurchase. The Senior Notes aresubject to redemption in whole, at 100% of theirprincipal amount, together with any accruedinterest, at the option of the Company at acertain time in the event of certain changesaffecting taxes of Indonesia.

- Pembatasan tertentu termasuk antara lain:pembelian kembali dalam hal terjadinyaperubahan kepemilikan, pembatasan atas hak-hak gadai, pembatasan atas transaksipenjualan dan sewa kembali, dan persyaratanlaporan keuangan dan laporan lainnya.

- Certain covenants, including amongst others:repurchase of Senior Notes upon a change ofcontrol, limitation of liens, limitation on sale andlease back transactions and provision offinancial statements and other reports.

- Perusahaan memenuhi pembatasan-pembatasan yang ditentukan dalam perjanjianWali Amanat.

- The Company complies with the restrictionsspecified within the agreements with the actingTrustee.

- Dana yang diperoleh dari penerbitan ObligasiSenior ini digunakan untuk mendanai sebagiankebutuhan investasi akuisisi blok baru,pengembangan lapangan yang sudah ada,pembelian rig dan pembangunan tanker.

- The proceeds from Senior Notes issuance wereused to partially fund the capital expenditurerequirements in acquisition of new blocks,development of existing blocks, rig purchase andtanker building.

21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN 21. PROVISION FOR EMPLOYEE BENEFITS

a. Program imbalan pasca-kerja dan imbalankerja jangka panjang lainnya

a. Post-employment benefit plans and otherlong-term employee benefits

Perusahaan telah menerima persetujuanMenteri Keuangan Republik Indonesia dalamSurat Keputusan No. S-190/MK.6/1977tanggal 15 Juli 1977 untuk mendirikan danapensiun, PT Dana Pensiun Pertamina, dimanapekerja, setelah memenuhi periode baktitertentu, berhak atas imbalan pasti saatpensiun, cacat atau kematian.

The Company received approval from theMinister of Finance of Republic of Indonesia inDecision Letter No. S-190/MK.6/1977 dated15 July 1977 to establish a separate pensionfund, PT Dana Pensiun Pertamina, from whichemployees, after serving a qualifying period, areentitled to defined benefits upon retirement,disability or death.

Perusahaan dan Entitas Anak tertentumenyelenggarakan program imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjanglainnya, sebagai berikut:

The Company and certain Subsidiaries havepost-employment benefits plans and provideother long-term employee benefits as follows:






21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN(lanjutan)

21. PROVISION FOR EMPLOYEE BENEFITS(continued)

a. Program imbalan pasca-kerja dan imbalankerja jangka panjang lainnya (lanjutan)

a. Post-employment benefit plans and otherlong-term employee benefits (continued)

a.1. Perusahaan a.1. The Company

a.1.1. Program imbalan pasca-kerja a.1.1. Post-employment benefit plans

(i) Program imbalan pastidikelola Dana PensiunPertamina

(i) Defined Benefit Planadministered under thePertamina Pension Plan

Program Pensiun Manfaat Pasti(“PPMP”) mencakup pekerjatetap Perusahaan yang direkrutsebelum tahun 2003 dandidanai dengan iuranPerusahaan dan pekerja. IuranPerusahaan ditentukanberdasarkan laporan aktuaris.Iuran pekerja adalah sebesar7,5% dari Penghasilan DasarPensiun. Dana programpensiun tersebut dikelolasecara terpisah oleh DanaPensiun Pertamina.

The Defined Benefit Plans(“PPMP”) covers the Company’spermanent employees who werehired before 2003 and is fundedby the Company’s and theemployees’ contributions. TheCompany’s contributions aredetermined based on actuarialreports. The employees’contributions is 7.5% ofPensionable Earnings. Thepension plan funds are managedseparately by Dana PensiunPertamina.

Berdasarkan Surat KeputusanDirektur UtamaNo. Kpts-006/C00000/2009-S0tanggal 12 Januari 2009, tingkatkenaikan upah tetap pensiuntahunan untuk menghitungpenghasilan dasar pensiun(Pensionable Earnings)ditetapkan sebesar 6% pertahun dari upah tetap pensiun(Pensionable Salary) pertanggal 31 Desember 2008.Perubahan kebijakan ini berlakusejak tanggal 1 Januari 2009.Sebelum Surat Keputusantersebut, tingkat kenaikan upahtetap pensiun tahunan(Pensionable Salary) ditentukanberdasarkan upah tetap (BaseSalary) aktual dari pekerja.

Based on the Decree ofthe President DirectorNo. Kpts-006/C00000/2009-S0dated 12 January 2009, theincrease in annual PensionableSalary to calculate PensionableEarnings is determined at 6% perannum based on PensionableSalary as of31 December 2008. This changein policy became effective on1 January 2009. Prior to thisdecree, the increase in annualPensionable Salary wasdetermined based on the actualBase Salary of employees.

Berdasarkan Putusan AktaPerdamaian PengadilanHubungan Industrial antaraPerusahaan dengan FederasiSerikat Pekerja PertaminaBersatu (FSPPB), tanggal 19Desember 2011, proyeksikenaikan upah tetap pensiunditetapkan sebesar 9,5% pertahun efektif sejak tanggal1 Januari 2009.

Based on “Putusan AktaPerdamaian” of the IndustrialRelations Court, between theCompany and Federasi SerikatPekerja Pertamina Bersatu(FSPPB), dated 19 December2011, the projected increasepensionable salary wasdetermined at 9.5% per annumeffective since 1 January 2009.










a.1. Perusahaan (lanjutan) a.1. The Company (continued)

a.1.1. Program imbalan pasca-kerja(lanjutan)

a.1.1. Post-employment benefit plans(continued)

(ii) Tunjangan kesehatan pasca-kerja

(ii) Post-retirement healthcarebenefits

Perusahaan memiliki skemaimbalan kesehatan pasca-kerja. Tunjangan kesehatanpasca-kerja meliputi parapensiunan Perusahaan, danpasangannya sejak pensiunanmemasuki usia pensiunsampai meninggal dunia.Metode akuntansi, asumsi danfrekuensi penilaian adalahsama dengan yang digunakandalam skema pensiun imbalanpasti. Manfaat ini tidak didanai.Sebagai tambahan asumsiyang ada diatas, asumsi utamaadalah kenaikan biayakesehatan jangka panjangsebesar 8% per tahun (2011:9%).

The Company operates post-employment medical benefitschemes. The post-retirementhealthcare benefits involve theCompany’s retired employees,and their spouse from the date ofthe employees’ retirement untildeath. The method of accounting,the assumptions and thefrequency of valuations are similarto those used for defined benefitpension schemes. These benefitsare unfunded. In addition to theassumptions set out above, themain actuarial assumption is along-term increase in health costsof 8% per annum (2011: 9%).

(iii) Penghargaan atas pengabdian(“PAP”)

(iii) Severance and service pay(“PAP”)

Manfaat PAP terdiri dariimbalan tambahan yangdiberikan pada saat karyawanmemasuki usia pensiun, dandalam hal mengalami cacattetap, meninggal, ataumengundurkan diri secarasukarela. Besarnya masing-masing manfaat tersebuttergantung pada masa kerjakaryawan dengan mengacupada tabel perhitungan yangtelah ditetapkan Perusahaan.Manfaat ini tidak didanai.

PAP benefits consist of additionalbenefit to employees to whichthey are entitled when they enterthe pension period, and in theevent of permanent disability,death, or voluntary resignation.The amounts for each of thesebenefits depend on the years ofservice completed in accordancewith the calculation tablepreviously determined by theCompany. These benefits areunfunded.

90% dari jumlah PAPdibayarkan pada saatkaryawan mencapai usia 54tahun 9 bulan dan sisanyadibayarkan pada saatkaryawan berusia 56 tahun.

90% of the total PAP amounts arepaid when the employees attain54 years and 9 months of age andthe remaining balance is paid tothe employees at 56 years of age.











a.1.2. Program imbalan kerja jangkapanjang lainnya

a.1.2. Other long-term employee benefits

Perusahaan juga memberikanimbalan kerja jangka panjanglainnya dalam bentuk tunjanganMasa Persiapan Purnakarya(“MPPK”), biaya pemulangan,tunjangan cuti, Program AsuransiMandiri Guna I dan Ulang TahunDinas, kecuali untuk programasuransi. Manfaat-manfaat ini tidakdidanai.

The Company provides other long-term employee benefits in the form ofpre-retirement benefits (“MPPK”),repatriation costs, annual leave, theMandiri Guna I Insurance Program,and service anniversaries except forthe insurance program benefit. Thesebenefits are unfunded.

Mulai tahun 2010, karyawan yangtelah berumur 55,5 tahun dan telahbekerja minimum selama 15 tahunberhak atas MPPK selama 6 bulan.Sebelumnya, Program MPPKhanya diberikan kepada pekerjayang lahir sebelum tahun 1956 dantelah menyelesaikan masa kerjaminimal 15 tahun, sebagai berikut:

- Pekerja yang lahir pada tahun1953 berhak atas masa MPPKsebanyak 9 bulan;

Starting from 2010, employees whohave reached the age of 55.5 yearsand completed a minimum of 15years of service are eligible for sixmonths of MPPK. Previously, theMPPK program was only provided toemployees who were born prior to1956 and who had completed aminimum of 15 years of service, asfollows:- Employees who were born in 1953

are eligible for a 9 month MPPKperiod;

- Pekerja yang lahir pada tahun1954 berhak atas masa MPPKsebanyak 6 bulan;

- Pekerja yang lahir pada tahun1955 berhak atas masa MPPKsebanyak 3 bulan.

- Employees who were born in 1954are eligible for a 6 month MPPKperiod;

- Employees who were born in 1955are eligible for a 3 month MPPKperiod.

a.1.3. Program Tabungan Pekerja a.1.3. Employees’ Saving Plan

Perusahaan dan Entitas Anaktertentu (keseluruhannya disebutPeserta) menyelenggarakanprogram Tabungan Pekerja (“TP”)berupa program iuran pasti dimanaseluruh iuran dikelola olehPT Pertamina Dana Ventura,Entitas Anak. Sebelum April 2003,besarnya tarif iuran yang didanaioleh Peserta adalah sebesar 10%dari gaji pokok karyawan bulanan.Berdasarkan Surat Keputusan (SK)Direksi Pertamina LamaNo. 023/C00000/2003-S0 tanggal28 April 2003, iuran karyawandiubah menjadi 5% dari upah tetapbulanan efektif sejak April 2003.

The Company and certainSubsidiaries (together Participants)operate an Employees’ Saving Plan(“TP”) in the form of a definedcontribution plan where allcontributions made are managed byPT Pertamina Dana Ventura, aSubsidiary of the Company. Prior toApril 2003, contributions were fundedby the Participants at 10% of theiremployees’ monthly basic salaries.According to the former PertaminaEntity’s Board of Directors’ DecisionLetter No. 023/C00000/2003-S0dated 28 April 2003, the employees’contributions were changed to 5% oftheir monthly fixed salaries effectivefrom April 2003.











a.1.3. Program Tabungan Pekerja(lanjutan)

a.1.3. Employees’ Saving Plan (continued)

Sebagaimana diatur di dalamSK Direksi PerusahaanNo. Kpts-60/C00000/2008-S0tanggal 11 November 2008,karyawan akan menerima kembalisetoran wajib berkala beserta hasilinvestasi dari setoran tersebut padasaat pemutusan hubungan kerjaatau saat karyawan tersebutmemasuki masa pensiun.

In accordance with the Company’sBoard of Directors’ Decision LetterNo. Kpts-60/C00000/2008-S0 dated11 November 2008, the employeeswill receive their mandatory periodiccontributions and investment returnson such contributions when they areterminated or entering into theirpension periods.

a.2. Entitas Anak a.2. Subsidiaries

Entitas Anak tertentu menyelenggarakanprogram imbalan pasca-kerja dan programimbalan kerja jangka panjang lainnya,yang didanai maupun yang tidak didanai.Iuran dan imbalan yang dibayarkankepada karyawan ditentukan oleh masing-masing Entitas Anak.

Several of the Company’s Subsidiariesoperate post-employment benefit plans andother long-term employee benefitsarrangements, some of which are fundedwhile others are unfunded. Thecontributions and benefits paid toemployees are determined by therespective Subsidiaries.

b. Penyisihan imbalan kerja karyawan b. Provision for employee benefits

Penyisihan imbalan kerja karyawanPerusahaan per tanggal 31 Desember 2012,31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011dihitung berdasarkan laporan penilaian dariaktuaris independen, PT DayamandiriDharmakonsilindo, masing-masing tanggal6 Februari 2013, 23 Februari 2012 dan 8 Maret2011.

The provision for employee benefits of theCompany as of 31 December 2012, 31December 2011 and 1 January 2011 weredetermined based on the valuation reports of anindependent actuary, PT DayamandiriDharmakonsilindo, dated 6 February 2013,23 February 2012 and 8 March 2011,respectively.








b. Penyisihan imbalan kerja karyawan(lanjutan)

b. Provision for employee benefits (continued)

Penyisihan imbalan kerja karyawan EntitasAnak dihitung oleh aktuaris independen. Tabelberikut ini menyajikan ikhtisar kewajibanimbalan kerja sebagaimana tercatat padalaporan posisi keuangan konsolidasian:

The provision for employee benefits of theSubsidiaries were also determined byindependent actuaries. The table below presentsa summary of the employee benefits obligationsreported in the consolidated statement offinancial positions:


Perusahaan: The Company:Pensiun dan imbalan Pension and other post-

pasca-kerja lainnya: employment benefits:- PPMP 64,472 54,559 64,982 PPMP -- Tunjangan kesehatan Post-retirement healthcare -

pasca-kerja 2,184,679 2,248,970 2,282,526 benefits- PAP 906,463 943,712 932,067 PAP -- Biaya pemulangan 28,682 28,918 27,751 Repatriation costs -

Sub jumlah 3,184,296 3,276,159 3,307,326 Subtotal

Imbalan kerja jangka Other long-term employeepanjang lainnya: benefits:

- MPPK 168,932 165,706 141,955 MPPK -- Tunjangan cuti dan Annual leave and -

ulang tahun dinas 16,540 19,503 12,541 service anniversary

Sub jumlah 185,472 185,209 154,496 Subtotal


Entitas Anak: Subsidiaries:Pensiun dan imbalan Pension and other post-

pasca-kerja lainnya: employment benefits:- PT Pertamina Hulu Energi PT Pertamina Hulu Energi -

dan Entitas Anak 35,475 27,641 29,729 and Subsidiaries- PT Pertamina EP 30,562 23,804 19,797 PT Pertamina EP -- PT Tugu Pratama Indonesia PT Tugu Pratama Indonesia -

dan Entitas Anak 16,949 14,779 13,045 and Subsidiaries- PT Pertamina Bina Medika 12,521 12,792 9,086 PT Pertamina Bina Medika -- PT Pelita Air Service PT Pelita Air Service -

dan Entitas Anak 5,341 7,225 6,800 and Subsidiary- PT Patra Jasa 3,896 3,577 3,691 PT Patra Jasa -- PT Pertamina Patra Niaga PT Pertamina Patra Niaga -

dan Entitas Anak 1,918 1,389 1,042 and Subsidiaries- PT Pertamina Trans PT Pertamina Trans -

Kontinental dan Kontinental andEntitas Anak 2,120 1,654 685 Subsidiaries

- PT Pertamina Dana Ventura 700 1,168 425 PT Pertamina Dana Ventura -- PT Pertamina Geothermal PT Pertamina Geothermal -

Energy 1,315 613 346 Energy- PT Pertamina EP Cepu 2,651 575 146 PT Pertamina EP Cepu -- PT Pertamina Gas 610 325 164 PT Pertamina Gas -- PT Pertamina Drilling Services PT Pertamina Drilling Services -

Indonesia 871 445 351 Indonesia- PT Pertamina Training & PT Pertamina Training & -

Consulting 803 294 23 Consulting- PT Pertamina Retail 185 - - PT Pertamina Retail -- PT Nusantara Regas 34 - - PT Nusantara Regas -- PT Usayana dan PT Usayana and -

Entitas Anak - - 2,051 Subsidiaries


Jumlah Konsolidasian 3,485,719 3,557,649 3,549,203 Total Consolidated











Rincian estimasi liabilitas imbalan pasca-kerjadan imbalan jangka panjang lainnya untukmasing-masing program yang diselenggarakanPerusahaan pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagaiberikut:

The details of estimated post-employmentbenefit obligations and other long-termemployment benefits for each of the programsoperated by the Company as of 31 December2012 and 2011 and 1 January 2011 were asfollows:

(i) Liabilitas imbalan pasca-kerja (i) Post-employment benefit obligations

31 Desember/December 2012Tunjangan

kesehatanpasca-kerja/

Post- Biayaretirement pemulangan/

PPMP/ healthcare PAP/ Repatriation Jumlah/PPMP benefits PAP costs Total

Nilai kini liabilitas Present value of theimbalan pasti 1,029,744 1,529,801 1,400,967 21,263 3,981,775 defined benefit obligations

Nilai wajar asetprogram (835,018) - - - (835,018) Fair value of plan assets

Status yang belumdidanai 194,726 1,529,801 1,400,967 21,263 3,146,757 Unfunded status

Biaya jasa laluyang belum diakui Unrecognised past- non vested 1,148 - 17,453 1,229 19,830 service cost - non-vested

Laba/(rugi) aktuarial Unrecognised actuarialyang belum diakui (131,402) 654,878 (511,957) 6,190 17,709 gains/(losses)

Jumlah - Perusahaan 64,472 2,184,679 906,463 28,682 3,184,296 Total - Company

31 Desember/December 2011*Tunjangan




Nilai kini liabilitas Present value of theimbalan pasti 953,110 1,762,400 1,386,464 22,110 4,124,084 defined benefit obligations


Status yang belumdidanai 101,330 1,762,400 1,386,464 22,110 3,272,304 Unfunded status

Biaya jasa laluyang belum diakui Unrecognised past- non vested 1,593 - 21,022 1,114 23,729 service cost - non-vested

Laba/(rugi) aktuarial Unrecognised actuarialyang belum diakui (48,364) 486,570 (463,774) 5,694 (19,874) gains/(losses)












(i) Liabilitas imbalan pasca-kerja (lanjutan) (i) Post-employment benefits obligations(continued)

1 Januari/January 2011*Tunjangan




Nilai kini liabilitas Present value of theimbalan pasti 800,223 1,135,293 1,164,124 19,780 3,119,420 defined benefit obligations


Status yang belumdidanai (31,418) 1,135,293 1,164,124 19,780 2,287,779 Unfunded status

Biaya jasa laluyang belum diakui Unrecognised past- non vested 1,979 - 23,634 890 26,503 service cost - non-vested

Laba/(rugi) aktuarial Unrecognised actuarialyang belum diakui 94,421 1,147,233 (255,691) 7,081 993,044 gains/(losses)


Mutasi nilai wajar aset program selamatahun berjalan adalah sebagai berikut:

The movement in the fair value of plan assets ofthe year is as follows:

2012 2011*

Saldo awal 851,780 831,641 Beginning balanceHasil yang diharapkan dari

aset program 79,423 82,044 Expected return on plan assetsKeuntungan aktuarial 19,138 3,330 Actuarial gainsIuran Perusahaan 6,615 7,358 Company’s contributionsIuran pekerja 2,667 2,968 Employee contributionsImbalan yang dibayar (70,458) (67,604) Benefits paidKerugian/(keuntungan) selisih

kurs (54,147) (7,957) Foreign exchange loss/(gain)


Komposisi dari aset program PPMP adalah29% instrumen ekuitas, 60% instrumen utangdan 11% lain-lain pada tanggal31 Desember 2012; 28% instrumen ekuitas,58% instrumen utang dan 14% lain-lain padatanggal 31 December 2011; dan 29%instrumen ekuitas, 60% instrumen utang dan11% lain-lain pada tanggal 1 Januari 2011.

The composition of plan assets of PPMP at31 December 2012 is 29% equity securities,60% debt securities and 11% others;at 31 December 2011 is 28% equity securities,58% debt securities and 14% others; and at 1January 2011 is 29% equity securities, 60% debtsecurities and 11% others.

Hasil aktual aset program pada tanggal 31Desember 2012 adalah US$98.561 (2011:US$85.374).

The actual return on plan assets as at 31December 2012 was US$98,561 (2011:US$85,374).











(ii) Liabilitas imbalan kerja jangka panjanglainnya

(ii) Other long-term employee benefitobligations

Tunjangan cuti danulang tahun dinas/Annual leave and

MPPK/ service Jumlah/MPPK anniversary Total

Nilai kini liabilitas imbalan Present value of employeekerja - Perusahaan benefit obligations - Company

31 Desember 2012 168,932 16,540 185,472 31 December 2012

31 Desember 2011* 165,706 19,503 185,209 31 December 2011*

1 Januari 2011* 141,955 12,541 154,496 1 January 2011*

c. Biaya imbalan kerja c. Employee benefit expense

Perusahaan mengakui biaya imbalan kerjabersih untuk tahun yang berakhir padatanggal-tanggal 31 Desember 2012 dan 2011sebagai berikut:

The Company recognised net employee benefitsexpense for the years ended 31 December 2012and 2011 as follows:

2012 2011*

Pensiun dan imbalan Pension and other post-pasca-kerja lainnya: employment benefits:

- PPMP 20,336 (2,837) PPMP -- Tunjangan kesehatan Post-retirement healthcare -

pasca-kerja 113,542 26,143 benefits- PAP 175,637 160,002 PAP -- Biaya pemulangan 2,653 2,597 Repatriation costs -

Sub jumlah 312,168 185,905 Subtotal

Imbalan kerja jangka panjang Other long-term employeelainnya: benefits:

- MPPK 39,399 41,940 MPPK -- Tunjangan cuti dan Annual leave -

ulang tahun dinas 8,598 12,537 and service anniversary

Sub jumlah 47,997 54,477 Subtotal

Jumlah - Perusahaan 360,165 240,382 Total - Company

Rincian biaya imbalan kerja bersih untuksetiap program imbalan pasca-kerja danimbalan jangka panjang lainnya yangdiselenggarakan Perusahaan untuk tahunyang berakhir pada tanggal-tanggal31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

Details of the net employee benefit expense foreach of the post-employment benefit programand other long-term employment benefitsprovided by the Company for the years ended31 December 2012 and 2011 were as follows:









c. Biaya imbalan kerja (lanjutan) c. Employee benefit expense (continued)

(i) Biaya imbalan pasca-kerja - bersih (i) Post-employment benefit expense - net

Tahun yang berakhir pada tanggal31 Desember 2012:

For the year ended 31 December 2012:

Tunjangankesehatan

pasca-kerja/Post- Biaya

retirement pemulangan/PPMP/ healthcare PAP/ Repatriation Jumlah/PPMP benefits PAP costs Total

Biaya jasa kini 9,426 16,251 71,183 1,501 98,361 Current service costsBiaya bunga 64,347 121,982 80,916 1,252 268,497 Interest costs

Return on pensionHasil aset dana pensiun (79,423) - - - (79,423) plan assetsAmortisasi (laba)/rugi Amortisation

aktuarial yang belum of unrecogniseddiakui - (24,691) 25,869 (289) 889 actuarial (gains)/loss

AmortisationAmortisasi biaya jasa of past service

lalu - non-vested (356) - (2,331) 189 (2,498) cost - non-vestedPengakuan biaya jasa Recognition of past

lalu - vested 26,342 - - - 26,342 service cost - vested

Jumlah - Perusahaan 20,336 113,542 175,637 2,653 312,168 Total - Company

Tahun yang berakhir pada tanggal31 Desember 2011*:

For the year ended 31 December 2011*:

Tunjangankesehatan



Biaya jasa kini 6,612 7,269 58,520 1,286 73,687 Current service costsBiaya bunga 74,478 108,511 91,894 1,514 276,397 Interest costs

Return on pensionHasil aset dana pensiun (82,044) - - - (82,044) plan assetsAmortisasi (laba)/rugi Amortisation

aktuarial yang belum of unrecogniseddiakui (1,502) (89,637) 12,078 (442) (79,503) actuarial (gains)/loss

AmortisationAmortisasi biaya jasa of past service

lalu - non-vested (381) - (2,490) 239 (2,632) cost - non-vestedPengakuan biaya jasa Recognition of past

lalu - vested - - - - - service cost - vested

Jumlah - Perusahaan (2,837) 26,143 160,002 2,597 185,905 Total - Company









c. Biaya imbalan kerja (lanjutan) c. Employee benefit expense (continued)

(ii) Biaya imbalan kerja jangka panjanglainnya – bersih

(ii) Other long-term employment benefitexpense – net



Tunjangan cutidan ulang tahun

dinas/MPPK/ Annual leave and Jumlah/MPPK service anniversary Total

Biaya jasa kini 8,994 9,176 18,170 Current service costsBiaya bunga 9,370 780 10,150 Interest costsAmortisasi rugi/ Amortisation of

(laba) aktuarial unrecognisedyang belum diakui 21,035 (1,358) 19,677 actuarial loss/(gain)

Jumlah - Perusahaan 39,399 8,598 47,997 Total – Company





Biaya jasa kini 7,563 8,423 15,986 Current service costsBiaya bunga 10,879 664 11,543 Interest costsAmortisasi rugi/ Amortisation of

(laba) aktuarial unrecognisedyang belum diakui 23,498 (2,234) 21,264 actuarial loss/(gain)

Pengakuan segera atas Immediate recognition of pastbiaya jasa lalu - vested - 5,684 5,684 service cost - vested


d. Perubahan liabilitas imbalan kerja d. Changes in employee benefit obligations

Perubahan liabilitas imbalan pasca-kerjaPerusahaan untuk tahun yang berakhir padatanggal-tanggal 31 Desember 2012 dan 2011adalah sebagai berikut:

Changes in the post-employment benefitobligations of the Company for the years ended31 December 2012 and 2011 were as follows:









d. Perubahan liabilitas imbalan kerja (lanjutan) d. Changes in employee benefit obligations(continued)

(i) Perubahan liabilitas imbalan pasca-kerja

(i) Changes in post-employment benefitobligations



Tunjangankesehatan



Saldo awal 54,559 2,248,970 943,712 28,918 3,276,159 Beginning balanceBiaya imbalan kerja Employee benefit

bersih 20,336 113,542 175,637 2,653 312,168 expense, netPembayaran (6,615) (35,487) (153,472) (1,041) (196,615) PaymentsKeuntungan Foreign exchange

selisih kurs (3,808) (142,346) (59,414) (1,848) (207,416) gain

Saldo akhir - Ending balance -Perusahaan 64,472 2,184,679 906,463 28,682 3,184,296 Company



Tunjangankesehatan



Saldo awal 64,982 2,282,526 932,067 27,751 3,307,326 Beginning balanceBiaya imbalan kerja Employee benefit

bersih (2,837) 26,143 160,002 2,597 185,905 expense, netPembayaran (7,358) (40,783) (139,800) (1,149) (189,090) PaymentsKeuntungan Foreign exchange

selisih kurs (228) (18,916) (8,557) (281) (27,982) gain

Saldo akhir - Ending balance -Perusahaan 54,559 2,248,970 943,712 28,918 3,276,159 Company

(ii) Perubahan liabilitas imbalan kerjajangka panjang lainnya

(ii) Changes in other long-term employeebenefit obligations





Saldo awal 165,706 19,503 185,209 Beginning balanceBiaya imbalan kerja bersih 39,399 8,598 47,997 Employee benefit expense, netPembayaran (25,438) (10,400) (35,838) PaymentsKeuntungan Foreign exchange

selisih kurs (10,735) (1,161) (11,896) gain

Saldo akhir - Perusahaan 168,932 16,540 185,472 Ending balance - Company









d. Perubahan liabilitas imbalan kerja (lanjutan) d. Changes in employee benefit obligations(continued)

(ii) Perubahan liabilitas imbalan kerjajangka panjang lainnya (lanjutan)

(ii) Changes in other long-term employeebenefit obligations (continued)



Tunjangan cuti danulang tahun dinas/

MPPK/ Annual leave and Jumlah/MPPK service anniversary Total

Saldo awal 141,955 12,541 154,496 Beginning balanceBiaya imbalan kerja bersih 41,940 12,537 54,477 Employee benefit expense, netPembayaran (16,164) (5,236) (21,400) PaymentsKeuntungan Foreign exchange

selisih kurs (2,025) (339) (2,364) gain

Saldo akhir - Perusahaan 165,706 19,503 185,209 Ending balance - Company

e. Asumsi-asumsi aktuarial e. Actuarial assumptions

Asumsi-asumsi aktuarial signifikan yangditerapkan dalam perhitungan kewajibanimbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangkapanjang lainnya untuk Perusahaan adalahsebagai berikut:

Significant actuarial assumptions applied in thecalculation of post-employment benefitobligations and other long-term employmentbenefits for the Company are as follows:

2012 2011Tingkat diskonto: Discount rate:- Program Asuransi Mandiri Guna I, Mandiri Guna I Insurance-

PAP, biaya pemulangan, MPPK, Program, PAP, repatriation costs,ulang tahun dinas 5.75% per tahun/annum 6.25% per tahun/annum MPPK, service anniversary

- Tunjangan cuti 4.5% per tahun/annum 5.25% per tahun/annum Annual leave-- Program imbalan pasti Defined benefits plan administered-

oleh Dana Pensiun by Dana Pensiun Pertamina,Pertamina, tunjangan post-retirement healthcarekesehatan pasca-kerja 6.4% per tahun/annum 7.25% per tahun/annum benefits

Tingkat inflasi 4.3% per tahun/annum 3.8% per tahun/annum Inflation rateTingkat pengembalian

aset program: Return on plan assets:- Program pensiun 9% per tahun/annum 10% per tahun/annum Pension plan-

Kenaikan gaji: 9.5% per tahun/annum 9.5% per tahun/annum Salary increases:Tren biaya kesehatan tahunan: 8% per tahun untuk seterusnya/ 9% per tahun untuk seterusnya/ Annual medical expense trend:

8% per annum afterward 9% per annum afterwardFaktor demografi: Demographic factors:- Tingkat kematian: Group Annuity Mortality 1971 Group Annuity Mortality 1971 Mortality:-

(GAM 71) (GAM 71)- Tingkat cacat: 0.75% dari tingkat kematian/ 0.75% dari tingkat kematian/ Disability:-

0.75% of mortality rate 0.75% of mortality rate- Pengunduran diri: 1% pada usia 20 dan 1% pada usia 20 dan Resignation:-

berkurang secara linear berkurang secara linearsebesar 0.028% per tahun sebesar 0.028% per tahun

sampai usia 55/ sampai usia 55/1% at age 20 and 1% at age 20 and

linearly decreasing linearly decreasingby 0.028% per annum by 0.028% per annum

until 55 years of age until 55 years of age- Pensiun: 100% pada usia pensiun normal/ 100% pada usia pensiun normal/ Pension:-

100% at normal retirement age 100% at normal retirement age

Usia pensiun normal: 56 tahun/years 56 tahun/years Normal retirement age:Biaya operasional Operational costs of the

program pensiun: 8% dari biaya jasa dan 8% dari biaya jasa dan pension plan:3.5% dari pembayaran manfaat/ 3.5% dari pembayaran manfaat/

8% of service cost and 8% of service cost and3.5% of benefit payments 3.5% of benefit payments









e. Asumsi-asumsi aktuarial (lanjutan) e. Actuarial assumptions (continued)

Keseluruhan tingkat pengembalian aset yangdiharapkan dalam jangka panjang adalah10% - 15%. Tingkat pengembalian tersebutdidasarkan pada portofolio secara keseluruhandan bukan pada penjumlahan tingkatpengembalian masing-masing kategori asetsecara individual. Tingkat pengembaliandidasarkan pada tingkat pengembalianhistoris, tanpa adanya penyesuaian.

The overall expected rate of return on assets, inthe long-term is 10% - 15%. This expected rateof return is based on the portfolio as a wholeinstead of the sum of individual asset categoriesreturns. The return is exclusively based onhistorical returns, without any adjustments.

Asumsi yang berhubungan dengan tingkatpengembalian aset yang diharapkanditentukan berdasarkan data historis danekspektasi manajemen terhadappengembangan investasi di masa yang akandatang.

Assumptions regarding the expected return onplan assets are set based on the historical dataand management future expectation of theinvestment development.

Diasumsikan bahwa tingkat tren biayakesehatan berdampak signifikan terhadapjumlah yang diakui dalam laba-rugi. Satupersen perubahan diasumsikan pada tingkattren biaya kesehatan akan memiliki dampaksebagai berikut:

An assumption has been made that healthcarecost trend rates have a significant effect on theamounts recognised in profit or loss. Onepercent of change in the assumption ofhealthcare cost trend rates will have thefollowing impacts:

Kenaikan/increase

1%

Penurunan/decrease

1%

Dampak terhadap agregat biaya jasadan bunga 27,323 20,758

Effect on the aggregate service andinterest cost

Dampak terhadap kewajiban imbalanpasti 288,437 230,418 Effect on defined benefit obligation

22. PENYISIHAN UNTUK BIAYA PEMBONGKARANDAN RESTORASI

22. PROVISION FOR DECOMMISSIONING AND SITERESTORATION

Mutasi penyisihan untuk biaya pembongkaran danrestorasi adalah sebagai berikut:

The movements in the provision for decommissioningand site restoration are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 815,929 678,424 Beginning balancePenambahan selama

tahun berjalan 609,841 157,370 Addition during the yearBiaya akresi (Catatan 38) 31,953 71,164 Accretion expense (Note 38)Penyesuaian (Catatan 39) (17,156) (91,029) Adjustments (Note 39)

Saldo akhir 1,440,567 815,929 Ending balance

Dikurangi: kas yang dibatasipenggunaannya (76,281) (66,656) Less: restricted cash

1,364,286 749,273







22. PENYISIHAN UNTUK BIAYA PEMBONGKARANDAN RESTORASI (lanjutan)

22. PROVISION FOR DECOMMISSIONING AND SITERESTORATION (continued)

Penyesuaian di 2011 merupakan akibat perubahanestimasi waktu dan jumlah kas yang akandikeluarkan serta tarif diskonto yang dibuatPT Pertamina EP yang telah menyebabkanliabilitas melebihi nilai tercatat aset sehinggakelebihan tersebut harus diakui dalam laporanlaba-rugi komprehensif konsolidasian.

Adjustments in 2011 represent the changes inestimated timing and amounts of the cash outflowsas well as the discount rate made by PT PertaminaEP which has resulted in the liabilities exceeding thecarrying amount of assets, and therefore the excesshas been recognised in the consolidated statementsof comprehensive income.

Sesuai dengan instruksi SKK MIGAS,PT Pertamina EP telah mendepositokan uangsebesar US$76.281 (2011: US$66.656) sebagaidana pembongkaran, restorasi lokasi aset danaktifitas lain yang terkait ke dalam rekeningbersama antara SKK MIGAS dan PT PertaminaEP. Setoran tersebut dicatat sebagai offset ataskewajiban pembongkaran dan restorasi lokasi asetdikarenakan dana tersebut hanya dapat digunakanuntuk tujuan tersebut diatas dengan persetujuandari SKK MIGAS atau di transfer ke SKK MIGAS.

In accordance with SKK MIGAS instructions,PT Pertamina EP has deposited US$76,281 (2011:US$66,656) to be used for decommissioning, siterestoration and other related activities in a joint bankaccount held by SKK MIGAS and PT Pertamina EP.This account is recorded as an offset to the provisionfor decommissioning and site restoration, since suchfunds may only be used for this purpose with theapproval of SKK MIGAS or if they are transferred toSKK MIGAS.

23. KEPENTINGAN NON-PENGENDALI 23. NON-CONTROLLING INTERESTS


- PT Tugu Pratama Indonesia PT Tugu Pratama Indonesia -dan Entitas Anak 72,898 70,892 66,711 and Subsidiaries

- PT Pertamina EP Cepu 1,465 1,186 358 PT Pertamina EP Cepu -- PT Usayana dan PT Usayana -

Entitas Anak 1,345 1,466 1,022 and Subsidiaries- PT Pertamina EP 726 695 631 PT Pertamina EP -- PT Pertamina Patra Niaga dan PT Pertamina Patra Niaga -

Entitas Anak 470 526 443 and Subsidiaries- PT Pertamina Dana Ventura PT Pertamina Dana Ventura -

dan Entitas Anak 133 103 - and Subsidiaries- PT Pertamina Training PT Pertamina Training -

& Consulting 3 3 3 & Consulting- PT Pelita Air Service dan PT Pelita Air Service-

Entitas Anak 2 2 2 and Subsidiary- PT Pertamina Trans PT Pertamina Trans -

Kontinental dan Kontinental andEntitas Anak 1 1 1 Subsidiaries

77,043 74,874 69,171







24. MODAL SAHAM 24. SHARE CAPITAL

Sesuai Akta Notaris No. 20 tanggal 17 September2003 oleh Lenny Janis Ishak, S.H., dan keputusanMenteri Keuangan melalui Surat KeputusanNo. 408/KMK.02/2003 (KMK 408) tanggal16 September 2003, jumlah modal dasarPerusahaan adalah sebesar Rp200.000.000 jutayang terdiri dari 200.000.000 saham biasa dengannilai nominal Rp1.000.000 (nilai penuh) per sahamdimana jumlah modal yang ditempatkan adalahsebesar Rp100.000.000 juta dan telah disetor olehPemerintah Republik Indonesia melalui pengalihankekayaan tertentu dari Pertamina Lama termasukEntitas Anak dan Ventura Bersamanya.

In accordance with Notarial Deed No. 20 dated17 September 2003 of Lenny Janis Ishak, S.H., andthe decision of the Minister of Finance throughDecision Letter No. 408/KMK.02/2003 (KMK 408)dated 16 September 2003, the Company’sauthorised capital amounts to Rp200,000,000 million,which consists of 200,000,000 ordinary shares with apar value of Rp1,000,000 (full amount) per share ofwhich Rp100,000,000 million has been subscribedand paid by the Government of the Republic ofIndonesia through the transfer of identified net assetsof the former Pertamina Entity, including itsSubsidiaries and its Joint Ventures.

Berdasarkan surat keputusan Menteri KeuanganNo. 23/KMK.06/2008 pada tanggal 30 Januari2008, tentang Penetapan Neraca PembukaanPT Pertamina (Persero) pada tanggal17 September 2003, jumlah penyertaan modalPemerintah dalam Perusahaan ditetapkan sebesarRp82.569.779 juta. Nilai ini terdiri dari seluruh asetdan liabilitas bersih Pertamina Lama tidak termasukaset pabrik LNG yang dikelola oleh PT BadakNatural Gas Liquefaction dan PT Arun Natural GasLiquefaction, aset hulu eks kontrak yang saat inidikelola oleh PT Pertamina EP dan aset berupatanah dan bangunan tertentu.

Based on the Minister of Finance’s decision letter No.23/KMK.06/2008 dated 30 January 2008 regardingthe Determination of the Opening Balance Sheet ofPT Pertamina (Persero) as of 17 September 2003,the total amount of the Government’s equityownership in the Company is Rp82,569,779 million.This amount consists of all of the former PertaminaEntity’s net assets and net liabilities excluding LNGplants operated by PT Badak Natural GasLiquefaction and PT Arun Natural Gas Liquefaction,former upstream assets currently operated byPT Pertamina EP and certain land and buildingassets.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan1 Januari 2011, jumlah modal Perusahaan yangditempatkan dan disetor adalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012 and 2011 and1 January 2011, the Company’s issued and paid-upshare capital position is as follows:

Jumlah saham Modalditempatkan ditempatkandan disetor/ Persentase dan disetor/Number of kepemilikan/ Issued andissued and Percentage of paid-up

Pemegang saham paid-up shares ownership share capital Shareholder

31 Desember 2012 31 December 2012Pemerintah The Government of the

Republik Indonesia 83,090,697 100% 9,864,901 Republic of Indonesia

31 Desember / 1 Januari 2011* 31 December / 1 January 2011*Pemerintah The Government of the

Republik Indonesia 82,569,779 100% 9,809,882 Republic of Indonesia

Perubahan modal ditempatkan dan disetorPerusahaan dari Rp100.000.000 juta menjadiRp82.569.779 juta (setara dengan US$9.809.882)telah disetujui dalam Rapat Umum PemegangSaham tanggal 15 Juni 2009 dandidokumentasikan dengan Akta Notaris No. 11 dariLenny Janis Ishak, S.H. Perubahan tersebut telahdiaktakan dengan Akta Notaris No. 4 tanggal14 Juli 2009 oleh Lenny Janis Ishak, S.H. dandisetujui oleh Menteri Hukum dan Hak AsasiManusia Republik Indonesia dengan suratkeputusan No. AHU-45429.AH.01.02.tahun 2009tanggal 14 September 2009. Pengurangan modalsaham Perusahaan yang diterbitkan dan disetorberlaku surut sejak tanggal 17 September 2003.

The changes in the Company’s issued and paid-upshare capital from Rp100,000,000 million toRp82,569,779 million (equivalent to US$9,809,882)were approved at a General Shareholder’s Meetingheld on 15 June 2009 and are documented inNotarial Deed No. 11 of Lenny Janis Ishak, S.H. Theamendment was documented by Notarial Deed No. 4dated 14 July 2009 of Lenny Janis Ishak, S.H. andapproved by the Minister of Law and Human Rightsof the Republic of Indonesia in decision letterNo. AHU-45429.AH.01.02.tahun 2009 dated14 September 2009. The reduction in the Company’sissued and paid-up share capital is effectiveretrospectively as of 17 September 2003.







24. MODAL SAHAM (lanjutan) 24. SHARE CAPITAL (continued)

Pada tanggal 1 Agustus 2012 terjadi penambahanpenyertaan modal saham yang didokumentasikandengan Akta Notaris No. 1 dari Lenny Janis Ishak,S.H. sebesar Rp520.918 juta (setara denganUS$55.019) berdasarkan Peraturan PemerintahNo. 13 Tahun 2012 tentang PenambahanPenyertaan Modal Negara Republik Indonesia keDalam Modal Saham Perusahaan Perseroan(Persero) PT Pertamina.

As of 1 August 2012 there were additional sharecapital contributions documented in Notarial DeedNo. 1 of Lenny Janis Ishak, S.H. amounting toRp520,918 million (equivalent to US$55,019) basedon Government Regulation No. 13 Year 2012regarding the Addition to the Government’s CapitalContribution to Share Capital of State Enterprise(Persero) PT Pertamina.

25. PENYESUAIAN TERHADAP AKUN EKUITASDAN BANTUAN PEMERINTAH YANG BELUMDITENTUKAN STATUSNYA

25. EQUITY ADJUSTMENTS AND GOVERNMENTCONTRIBUTED ASSETS PENDING FINALCLARIFICATION OF STATUS

i. Penyesuaian terhadap akun ekuitas i. Equity adjustments

Akun ini terdiri dari: This account comprises:


Beban imbalan kerja Deferred employeetangguhan (2,993,767) (2,993,767) (2,993,767) benefits costs

Penyisihan untuk restorasi Provision for asset restorationaset dan pembongkaran and decommissioning(“ARO”) (150,417) (150,417) (150,417) (“ARO”)

Adjustment of revenuePenyesuaian atas pengakuan recognised by the former

pendapatan KKS Tengah Pertamina Entity inoleh Pertamina Lama (51,856) (51,856) (51,856) relation to the Tengah PSC

Transfer ofPengalihan pesawat BAE RJ-85 a BAE RJ-85 aircraft

kepada Sekretariat Negara (10,275) (10,275) (10,275) to the Secretary of StatePajak tangguhan dalam kaitannya Deferred tax in relation to

dengan penyisihan ARO 60,919 60,919 60,919 the provision for AROAdjustment to

Penyesuaian perhitungan the liability for employeeliabilitas imbalan kerja 66,944 66,944 66,944 benefits

Pajak tangguhan dalam Deferred tax inkaitannya dengan liabilitas relation to the liability forimbalan kerja 430,786 430,786 430,786 employee benefits

Jumlah (2,647,666) (2,647,666) (2,647,666) Total

Penjelasan penyesuaian terhadap akun ekuitassebagai berikut:

The details explanation of equity adjustments asfollows:







25. PENYESUAIAN TERHADAP AKUN EKUITASDAN BANTUAN PEMERINTAH YANG BELUMDITENTUKAN STATUSNYA (lanjutan)

25. EQUITY ADJUSTMENTS AND GOVERNMENTCONTRIBUTED ASSETS PENDING FINALCLARIFICATION OF STATUS (continued)

i. Penyesuaian terhadap akun ekuitas(lanjutan)

i. Equity adjustments (continued)

a. Penyesuaian terhadap taksiran kewajibanimbalan kerja serta yang terkait denganperhitungan pajak tangguhan ataspenyesuaian kewajiban tersebut

a. Adjustment of provision for employee benefitsand the related deferred tax liability adjustment

Beban terkait dengan kewajiban imbalankerja sebesar US$2.993.767 telah diakuidalam neraca pembukaan konsolidasianPerusahaan tertanggal 17 September 2003sebagai biaya yang ditangguhkan danmenjadi subjek kualifikasi opini auditor atasneraca pembukaan konsolidasianPerusahaan karena tidak sesuai denganpenerapan prinsip akuntansi yang berlakuumum di Indonesia. Perusahaanmemutuskan untuk mereklasifikasi bebanimbalan kerja yang ditangguhkan tersebutsebagai penyesuaian terhadap akun ekuitas.

The cost associated with employee benefitsobligations amounting to US$2,993,767 wasrecognised in the Company’s openingconsolidated balance sheet as of17 September 2003 as a deferred cost andwas the subject of a qualification in theauditors’ opinion on the Company’s openingconsolidated balance sheet as not being inaccordance with the application of generallyaccepted accounting principles in Indonesia.The Company decided to reclassify thedeferred employee benefits obligation cost asan adjustment to equity.

Penyesuaian terhadap taksiran kewajibanimbalan kerja pada tanggal 17 September2003 sebesar US$66.944 dilakukanberdasarkan laporan aktuaris independen -PT Dayamandiri Dharmakonsilindo padatanggal 30 Desember 2008.

The adjustment to the provision for employeebenefits amounting to US$66,944 as of17 September 2003 is based on the report ofan independent actuary, PT DayamandiriDharmakonsilindo, dated 30 December 2008.

Perusahaan mengakui penyesuaian pajaktangguhan terkait dengan penyesuaianekuitas diatas sebesar US$430.786.

The Company recognised a deferred taxadjustment in relation to the above equityadjustment in the amount of US$430,786.

b. Penyesuaian terhadap penyisihan untukARO dan kewajiban pajak tangguhan yangterkait

b. Adjustment for provision for ARO and therelated deferred tax liability

Perusahaan mengakui pembebananliabilitas restorasi atas aset sumur danfasilitas produksi yang sudah tidakberoperasi sebelum tanggal pendirianPerusahaan sebagai penyesuaian terhadapakun ekuitas.

The Company recognised the cost ofrestoration liabilities involving unused wellassets and production facilities dating to priorto the Company’s establishment as anadjustment to equity.

Jumlah penyesuaian ekuitas yangdibukukan adalah sebesar US$89.498merupakan dampak pengakuanpembebanan penyisihan untuk ARO untuksumur-sumur dan fasilitas produksi terkaityang berhenti beroperasi sebelum tanggal17 September 2003 sebesar US$150.417,dikurangi penyesuaian pajak tangguhanyang terkait sebesar US$60.919.

The total equity adjustment recognised in theamount of US$89,498 represents the effect ofthe recognition of ARO liability for wells andrelated production facilities that had ceasedoperation before 17 September 2003 in theamount of US$150,417, net of the relateddeferred tax adjustment of US$60,919.








i. Penyesuaian terhadap akun ekuitas(lanjutan)

i. Equity adjustments (continued)

c. Pengalihan Pesawat BAE RJ-85 kepadaSekretariat Negara

c. Transfer of a BAE RJ-85 aircraft to theSecretary of State

Perusahaan melakukan penyesuaianterhadap akun ekuitas terkait denganpengalihan aset Entitas Anak berupapesawat BAE RJ-85 senilai US$10.275kepada Sekretariat Negara, dimana nilai inibelum diakui di akun ekuitas pada neracapembukaan konsolidasian Perusahaan.

The Company recognised an equity adjustmentin relation to the transfer of a Subsidiary’s BAERJ-85 aircraft for an amount of US$10,275 tothe Secretary of State, which had not beenrecognised in equity in the Company’s openingconsolidated balance sheet.

d. Penyesuaian untuk pengakuan pendapatanyang tidak tepat atas KKS Tengah

d. Adjustment for incorrect recognition of revenuefrom the Tengah PSC

Perusahaan mengakui penyesuaianterhadap akun ekuitas sehubungan denganpengakuan pendapatan yang tidak tepatberkaitan dengan KKS Tengah dariPertamina Lama untuk periode dari tahun1991 sampai 16 September 2003 sebesarUS$51.856. Jumlah tersebut merupakanpendapatan yang ditangguhkan padatanggal 16 September 2003.

The Company recognised an equityadjustment in respect of the inappropriaterecognition of revenue in relation to theTengah PSC by the former Pertamina Entityfor the period from 1991 through16 September 2003 of US$51,856. Suchamount represents a deferred income amountas at 16 September 2003.

ii. Bantuan Pemerintah yang belum ditentukanstatusnya

ii. Goverment contributed assets pending finalclarification of status

a. Depot Pengisian Pesawat Udara (“DPPU”) -DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMBII, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, danDPPU Pattimura

a. Aircraft Filling Depots (“DPPUs”) - DPPUJuanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II,DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, andDPPU Pattimura

Berdasarkan beberapa Berita Acara SerahTerima Operasional (“BASTO”) dariDepartemen Perhubungan, Perusahaantelah mendapatkan hak pengelolaan danoperasional atas aset DPPU di beberapabandara di Indonesia yang meliputi:Soekarno Hatta-Jakarta (Phase 1 dan Phase2), Juanda-Surabaya, Ketaping-Padang,Sultan Mahmud Badaruddin II-Palembang,Sepinggan-Balikpapan, dan Ngurah Rai-Bali.

Based on Minutes of Operational AcceptanceCertificates (“MOACs”) from the Departmentof Transportation, the Company obtainedmanagement and operation rights of DPPUassets at certain airports in Indonesiaincluding: Soekarno Hatta-Jakarta (Phase 1and Phase 2), Juanda-Surabaya, Ketaping-Padang, Sultan Mahmud Badaruddin II-Palembang, Sepinggan-Balikpapan, andNgurah Rai-Bali.








ii. Bantuan Pemerintah yang belum ditentukanstatusnya (lanjutan)

ii. Goverment contributed assets pending finalclarification of status (continued)

a. Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) -DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMBII, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, danDPPU Pattimura (lanjutan)

a. Aircraft Filling Depots (DPPUs) - DPPUJuanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II,DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, andDPPU Pattimura (continued)

Pada tanggal 15 Juni 2010, Menteri NegaraBUMN mengirimkan surat No. S-332/MBU/2010 kepada Menteri Keuangandan Menteri Perhubungan sehubungandengan pengelolaan aset Fuel SupplySystem/DPPU di bandara yang seharusnyadikelola oleh perusahaan patungan antaraPT Angkasa Pura I (Persero) danPT Angkasa Pura II (Persero) (selanjutnyakeduanya disebut sebagai “Entitas AngkasaPura”) dan Perusahaan. Aset tersebut saatini dioperasikan oleh Perusahaan.

On 15 June 2010, the Minister ofState-Owned Enterprises sent letterNo. S-332/MBU/2010 to the Minister ofFinance and the Minister of Transportationregarding Management of Fuel SupplySystem/DPPU assets at airports to the effectthat such assets should be managed by ajoint venture between PT Angkasa Pura I(Persero) and PT Angkasa Pura II (Persero)(together referred to as the “Angkasa PuraEntities”) and the Company. Such assets arecurrently operated by the Company.

Selanjutnya, surat tersebut juga menyatakanbahwa aset DPPU yang berada di bandaraSoekarno Hatta dan Juanda dimiliki olehEntitas Angkasa Pura. ManajemenPerusahaan menyatakan keberatan atassurat No. S-332/MBU/2010 dan mengirimkansurat keberatan dan klarifikasi melalui suratDirektur Utama No. 926/C00000/2010-S0tanggal 23 Agustus 2010 kepada MenteriNegara BUMN.

Furthermore, the letter also stated that DPPUassets located in Soekarno Hatta and Juandaairports are owned by the Angkasa PuraEntities. Management of the Companydisagreed with the position as per letter No.S-332/MBU/2010and sent its objection andclarification through the President Director’sletter No. 926/C00000/2010-S0 dated 23August 2010 to the Minister of BUMN.

Berdasarkan Notulen Rapat tanggal 27 Juli2010 antara Perusahaan, KementerianPerhubungan dan Kementerian Keuangan,disebutkan bahwa sesuai dengan PeraturanDirjen Perbendaharaan No. PER-10/PB/2007tanggal 7 Maret 2007, Perusahaan selakupenerima aset DPPU harus mencatat asettersebut sebagai Bantuan Pemerintah YangBelum Ditetapkan Statusnya (“BPYBDS”)dalam kelompok ekuitas sesuai nilai yangdisebutkan dalam BASTO.

Based on the Minutes of the Meeting dated27 July 2010 among the Company, theMinistry of Transportation and the Ministry ofFinance, based on the Regulation of theDirector General of the TreasuryNo. PER-10/PB/2007 dated 7 March 2007,the Company as the recipient of the DPPUassets should record those assets asGovernment Contributed Assets PendingFinal Clarification of Status (“GCAPFCS”) aspart of its equity account based on the valueas stated in MOACs.

Manajemen berpendapat bahwa pengelolaanaset DPPU tersebut seharusnya berada diPertamina berdasarkan peran Pertaminasebagai pemasok bahan bakar minyak diIndonesia.

Management believes that management ofthe DPPU assets should be Pertamina’sresponsibility, based on Pertamina’s role asthe supplier of fuel products in Indonesia.










a. Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) -DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMBII, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, danDPPU Pattimura (lanjutan)

a. Aircraft Filling Depots (DPPUs) - DPPUJuanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II,DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, andDPPU Pattimura (continued)

Berdasarkan Persetujuan DireksiNo. RRD-69/C00000/2010-S0 tanggal31 Agustus 2010 dan No. 297/H00000/2010-S0 tanggal 16 November 2010, Perusahaanmembukukan aset DPPU tersebut padalaporan keuangan konsolidasian tahun 2009sejumlah Rp558.890 juta sebagai aset tetapPerusahaan dengan mengkredit akunekuitas.

Based on the Board of Directors ApprovalsNo. RRD-69/C00000/2010-S0 dated 31August 2010 and No. 297/H00000/2010-S0dated 16 November 2010, the Companyrecorded the DPPU assets in the 2009consolidated financial statements in theamount of Rp558,890 million as theCompany’s fixed assets with a correspondingcredit to equity.

Berdasarkan Berita Acara Rekonsiliasiatas aset bantuan PemerintahNo. BA-12/KN.3/REKON.BPYDS/2011tanggal 10 Februari 2011 antara Perusahaandan Kementerian Perhubungan, telahdisepakati bahwa aset DPPU di BandaraSoekarno Hatta adalah milik PT AngkasaPura II (Persero) dan aset DPPU di bandaraPattimura adalah milik Perusahaan.Perusahaan menambah akun ekuitas -bantuan Pemerintah yang belum ditentukanstatusnya sebesar Rp7.713 juta mengikutikeputusan-keputusan ini, sehingga saldoakun ini menjadi Rp566.603 juta (setaradengan US$67.010) pada 31 Desember2010.

Based on Minutes of Reconciliationof Government’s contributed assetsNo. BA-12/KN.3/REKON.BPYDS/2011 dated10 February 2011 between the Company andMinistry of Transportation, it was agreed thatDPPU assets at Soekarno Hatta Airportbelong to PT Angkasa Pura II (Persero) andDPPU assets at Pattimura airport belong tothe Company. The Company increased itsequity account - Government contributedassets pending final clarification of status byRp7,713 million to reflect these decisions,resulting in the balance of this account ofRp566,603 million (equivalent to US$67,010)at 31 December 2010.

Pada tahun 2011 terdapat koreksi kurssebesar Rp401 juta dan koreksi berdasarkanhasil review BPKP No. LAP-919/D504/1/2011tertanggal 3 November 2011 atas 3 (tiga)DPPU yaitu Juanda, Ketaping dan SMB II,untuk mengeluarkan unsur PPN sejumlahRp39.928 juta dan Pajak Penghasilan pasal23 sejumlah Rp5.356 juta dari nilai BASTOsebelumnya sehingga saldo akun ini menjadiRp520.918 juta (setara dengan US$61.969).

In 2011, there were foreign exchangecorrection amounting to Rp401 million andcorrection based on BPKP review in its reportNo. LAP-919/D504/1/2011 dated 3 November2011 for 3 (three) DPPUs, i.e. Juanda,Ketaping and SMB II, to exclude VATcomponents amounting to Rp39,928 millionand Withholding Tax article 23 amounting toRp5,356 million from previous MOACs, whichbrought the balance of this account toRp520,918 million (equivalent to US$61,969).

Berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 13Tahun 2012 tanggal 25 Januari 2012, saldoakun ini diakui sebagai tambahan penyertaanmodal negara Republik Indonesia ke dalammodal saham Perusahaan sebesarRp520.918 juta dan telah didokumentasikandengan dengan Akta Notaris No. 1 dari LennyJanis Ishak, S.H.

Based on Government Regulation No. 13Year 2012 dated 25 January 2012, thebalance of this account was recognised asan addition to the Government of Indonesia’scapital contribution to the Company in theamount of Rp520,918 million anddocumented in Notarial Deed No. 1 of LennyJanis Ishak, S.H.










b. Instalasi Refueling Apron DPPU SultanHasanuddin dan Fuel Hydrant FacilitiesDPPU Juanda

b. Refuelling Apron Installation DPPU SultanHasanuddin and Fuel Hydrant FacilitiesDPPU Juanda

Berdasarkan BASTO No. 05/BA/MKS-HND/XII/2011, No: AU/14525/KEU.1227/XII/2011,No.BA-084/F100000/2011-S3 dan BASTONo.005/ F00000/2012-S0, No. BA.125 Tahun2012, No. 0573/B3/KOBU/IV/2012 dariKementerian Perhubungan, Perusahaantelah mendapatkan hak pengelolaan danoperasional atas aset Instalasi RefuellingApron di Bandara Sultan Hasanuddin-Makassar dan Fuel Hydrant Facilities diBandara Juanda-Surabaya, sehingga saldoakun ini menjadi Rp12.453 juta (setaradengan US$1.361) pada 31 Desember 2012.

Based on MOACs No. 05/BA/MKS-HND/XII/2011, No: AU/14525/KEU.1227/XII/2011,No.BA-084/F100000/2011-S3 and MOACsNo.005/ F00000/2012-S0, No. BA.125 Tahun2012, No. 0573/B3/KOBU/IV/2012 from theMinistry of Transportation, the Companyobtained management and operation rights ofRefuelling Apron Installation at SultanHasanuddin Airport-Makassar and FuelHydrant Facilities at Juanda Airport-Surabaya, resulting in the balance of thisaccount of Rp12,453 million (equivalent toUS$1,361) at 31 December 2012.

26. UANG MUKA DIVIDEN 26. DIVIDEND ADVANCES


Uang muka Dividend advancesdividen tahun 2010 for the year 2010

Interim 2010 - - 166,834 Interim 2010

Jumlah - - 166,834 Total

Pada tahun 2010, Perusahaan menerima surat dariMenteri Negara BUMN No. S-794/MBU/2010tanggal 22 Desember 2010 yang menetapkandividen interim tahun 2010 sebesar Rp1.500.000juta (setara dengan US$166.834).

In 2010, the Company received a letter fromthe Minister of State-Owned EnterprisesNo. S-794/MBU/2010 dated 22 December 2010,declaring the interim dividend for 2010 in the amountof Rp1,500,000 million (equivalent to US$166,834).

27. SALDO LABA 27. RETAINED EARNINGS

Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa(RUPSLB)

Extraordinary Shareholders’ Meetings (ESMs)

I. RUPSLB tahun buku 2011 I. ESM for the year 2011

Pada tanggal 28 Mei 2012, Perusahaanmenyelenggarakan RUPSLB untuk tahun buku2011. Berdasarkan notulen rapat, pemegangsaham menetapkan antara lain hal-hal berikutini:

On 28 May 2012, the Company held an ESM forthe year 2011. Based on the minutes of meeting,the shareholder approved, among others, thefollowing actions:







27. SALDO LABA (lanjutan) 27. RETAINED EARNINGS (continued)

Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa(RUPSLB) (lanjutan)

Extraordinary Shareholders’ Meetings (ESMs)(continued)

II. RUPSLB tahun buku 2011 (lanjutan) II. ESM for the year 2011 (continued)

Penggunaan laba bersih Perusahaan tahunbuku 2011 sebesar Rp20.471.552 juta:- Pembagian dividen sebesar Rp7.257.043

juta.- Dana Program Kemitraan sebesar

Rp204.716 juta.- Alokasi sebesar Rp409.432 juta untuk

Dana Program Bina Lingkungan.- Cadangan umum sebesar Rp12.600.361

juta yang terdiri dari cadangan wajibsebesar Rp1.023.578 juta dan cadanganlainnya sebesar Rp11.576.783 juta.

- Penetapan tantiem (bonus) bagi Direksidan Dewan Komisaris.

Utilisation of 2011 net income of the Companyamounting to Rp20,471,552 million :- Distribution of a dividend of Rp7,257,043

million.- Allocation of Rp204,716 million to a

Partnership Development Program.- Allocation of Rp409,432 million to a

Community Development Program.- Allocation of Rp12,600,361 million to a

general reserve consisting of a compulsoryreserve of Rp1,023,578 million and to otherreserves of Rp11,576,783 million.

- Allocation of the tantiem (bonus) for themembers of the Boards of Directors andCommissioners.

III. RUPSLB tahun buku 2010 III. ESM for the year 2010

Pada tanggal 14 Juni 2011, Perusahaanmenyelenggarakan RUPSLB untuk tahun buku2010. Berdasarkan notulen rapat, pemegangsaham menetapkan antara lain hal-hal berikutini:

On 14 June 2011, the Company held an ESM forthe year 2010. Based on the minutes of meeting,the shareholder approved, among others, thefollowing actions:

Penggunaan laba bersih Perusahaan tahunbuku 2010 sebesar Rp16.775.554 juta:- Pembagian dividen sebesar Rp7.123.104

juta termasuk dividen yang telahdibayarkan sebesar Rp1.500.000 juta

- Dana Program Kemitraan sebesarRp167.757 juta.

- Alokasi sebesar Rp251.633 juta untukDana Program Bina Lingkungan.

- Cadangan umum sebesar Rp9.233.062juta yang terdiri dari cadangan wajibsebesar Rp838.778 juta dan cadanganlainnya sebesar Rp8.394.284 juta.

- Penetapan tantiem (bonus) bagi Direksidan Dewan Komisaris.

Utilisation of 2010 net income of the Companyamounting to Rp16,775,554 million:- Distribution of a dividend of Rp7,123,104

million including a paid dividend amounting toRp1,500,000 million.

- Allocation of Rp167,757 million to aPartnership Development Program.

- Allocation of Rp251,633 million to aCommunity Development Program.

- Allocation of Rp9,233,062 million to a generalreserve consisting of a compulsory reserve ofRp838,778 million and to other reserves ofRp8,394,284 million.

- Allocation of the tantiem (bonus) for themembers of the Boards of Directors andCommissioners.






28. PENJUALAN DALAM NEGERI MINYAKMENTAH, GAS BUMI, ENERGI PANAS BUMIDAN HASIL MINYAK

28. DOMESTIC SALES OF CRUDE OIL, NATURALGAS, GEOTHERMAL ENERGY AND OILPRODUCTS

2012 2011*

Gas bumi 2,205,404 1,429,685 Natural gasDMO fees - minyak mentah 1,021,778 1,003,394 DMO fees - crude oil

Geothermal energy - steamPanas bumi - uap dan listrik 537,155 534,069 and electricityMinyak mentah 201,535 338,019 Crude oil

Hasil minyak: Oil products:Minyak solar 17,385,639 18,757,710 Automotive Diesel Oil (ADO)Bensin premium 11,424,759 11,066,392 Premium gasolineLPG, petrokimia, pelumas LPG, petrochemicals, lubricants

dan lainnya 4,491,206 4,284,084 and othersAvtur dan Avigas 3,606,651 3,231,836 Avtur and AvigasBBM industri dan marine 1,800,002 2,586,339 Industrial/Marine Fuel Oil (IFO/MFO)Minyak tanah 467,462 691,516 KerosenePertamax, Pertamax Plus (gasoline) 533,132 548,748 Pertamax, Pertamax Plus (gasoline)

dan Pertadex (diesel) and Pertadex (diesel)Minyak diesel 80,085 30,486 Industrial Diesel Oil (IDO)Lain-lain 9,205 109,382 Others

43,764,013 44,611,660

29. PENGGANTIAN BIAYA SUBSIDI DARIPEMERINTAH

29. SUBSIDY REIMBURSEMENTS FROM THEGOVERNMENT

2012 2011*

Tahun berjalan: Current year:Jumlah bersih penggantian Net amount of

biaya subsidi reimbursement of cost subsidyjenis BBM tertentu (Catatan 9a) 18,756,863 15,442,938 for certain BBM products (Note 9a)

Jumlah penggantian Total reimbursement ofbiaya subsidi cost subsidy forLPG tabung 3 kg (Catatan 9d) 3,175,539 2,413,501 LPG 3 kg cylinders (Note 9d)

21,932,402 17,856,439

Correction from BPKKoreksi BPK atas for reimbursement of

penggantian biaya subsidi cost subsidy for certainjenis BBM tertentu untuk BBM products fortahun 2011 (Catatan 9a) (7,758) - the year 2011 (Note 9a)

Koreksi BPK atas Correction from BPKpenggantian biaya subsidi for reimbursement ofLPG tabung 3 kg untuk cost subsidy for LPG 3 kg cylinderstahun 2011 (Catatan 9d) (686) - for the year 2011 (Note 9d)

Koreksi BPK atas Correction from BPKpenggantian biaya subsidi for reimbursement ofjenis BBM tertentu untuk cost subsidy for certain BBMtahun 2010 (Catatan 9a) - 5,119 for the year 2010 (Note 9a)

Koreksi BPK atas Correction from BPKpenggantian biaya subsidi for reimbursement ofLPG tabung 3 kg cost subsidy for LPG 3 kg cylindersuntuk tahun 2010 (Catatan 9d) - (1,064) for the year 2010 (Note 9d)

(8,444) 4,055

21,923,958 17,860,494







30. PENJUALAN EKSPOR MINYAK MENTAH, GASBUMI DAN HASIL MINYAK

30. EXPORT OF CRUDE OIL, NATURAL GAS ANDOIL PRODUCTS

2012 2011*

Hasil minyak 4,174,319 3,709,074 Oil productsMinyak mentah 327,222 402,550 Crude oilGas bumi 212,720 178,172 Natural gas

4,714,261 4,289,796

31. PENDAPATAN USAHA DARI AKTIVITASOPERASI LAINNYA

31. REVENUES IN RELATION TO OTHER OPERATINGACTIVITIES

2012 2011*

Jasa transportasi gas bumi 113,844 86,619 Natural gas transportation servicesJasa kesehatan dan rumah sakit 74,143 61,776 Health and hospital servicesJasa transportasi udara 64,381 49,125 Air transportation servicesJasa regasifikasi gas 45,806 - Gas regasification servicesJasa perkapalan 39,634 71,443 Shipping servicesJasa manajemen portofolio 29,890 28,718 Portfolio management servicesJasa teknik dan transportasi 22,951 59,507 Technical and transportation servicesJasa perkantoran dan perhotelan 18,652 18,864 Office and hospitality servicesLain-lain (masing-masing

dibawah US$10.000) 1,977 8,732 Others (each below US$10,000)

411,278 384,784

32. BEBAN POKOK PENJUALAN 32. COST OF GOODS SOLD

2012 2011*

Saldo awal persediaan hasil minyak (4,955,035) (4,353,311) Beginning balance of oil productsPenyisihan penurunan nilai

persediaan atas hasil minyak Allowance for decline in value(Catatan 10) 41,861 22,494 of inventory of oil products (Note 10)

(4,913,174) (4,330,817)Beban produksi: Production costs:- Bahan baku (28,664,821) (28,434,259) Direct materials -- Bahan pembantu (1,585,351) (1,244,882) Supporting materials -- Utilitas, prasarana, bahan bakar (699,522) (465,463) Utilities, infrastructure and fuel -- Beban upah (470,702) (379,974) Labour cost -- Sewa (426,184) (405,417) Rent -- Penyusutan (Catatan 12) (319,065) (324,083) Depreciation (Note 12) -- Angkut dan transportasi (197,507) (161,246) Freight and transportation -- Perawatan dan perbaikan (131,461) (93,675) Maintenance and repairs -- Material dan peralatan (130,452) (206,899) Materials and equipment -- Bea masuk (123,611) (92,971) Custom and duty -- Jasa profesional (100,284) (74,759) Professional services -- Perjalanan dinas (21,850) (22,600) Business travel -- Overhead lainnya (119,456) (54,253) Other overheads -

(32,990,266) (31,960,481)







32. BEBAN POKOK PENJUALAN (lanjutan) 32. COST OF GOODS SOLD (continued)

2012 2011*

Pembelian hasil minyak Purchases of oil productsdan lainnya: and others:- Impor bensin premium (13,835,468) (7,987,520) Imports of premium gasoline -

Imports of Automotive -- Impor minyak solar (6,370,964) (11,707,208) Diesel Oil (ADO)- Impor hasil minyak lainnya (3,583,109) (2,835,226) Imports of other oil products- Pembelian domestik hasil Domestic purchases of -

minyak lainnya (3,520,688) (2,348,426) other oil productsImports of industrial/marine fuel oil -

- Impor BBM industri dan marine (839,489) (571,773) (IFO/MFO)- Pembelian energi panas bumi (345,938) (337,622) Purchases of geothermal energy -

(28,495,656) (25,787,775)

Saldo akhir persediaan hasil minyak 5,732,227 4,955,035 Ending balance of oil products

Penyisihan penurunan nilai Allowance for decline in valuepersediaan atas hasil minyak, akhir of inventory of oil products,(Catatan 10) (32,384) (41,861) ending (Note 10)

(60,699,253) (57,165,899)

33. BEBAN PRODUKSI HULU DAN LIFTING 33. UPSTREAM PRODUCTION AND LIFTING COSTS

2012 2011*

Kontrak (558,924) (791,035) ContractsMitra TAC (527,045) (489,357) TAC partnersPenyusutan, deplesi Depreciation, depletion and

dan amortisasi (Catatan 13) (517,807) (349,979) amortisation (Notes 13)Material (362,872) (200,029) MaterialsGaji (247,099) (129,443) SalariesLain-lain (masing-masing

di bawah US$10.000) (177,214) (43,291) Others (each below US$10,000)

(2,390,961) (2,003,134)

34. BEBAN EKSPLORASI 34. EXPLORATION COSTS

2012 2011*

Seismik, geologi dan geofisika (131,748) (101,536) Seismic, geological and geophysicalSumur kering (103,752) (17,236) Dry holesIndonesian Participation/Pertamina Indonesian Participation/Pertamina

Participating Interests (67,327) (74,188) Participating InterestsLain-lain (masing-masing


(376,030) (203,056)







35. BEBAN DARI AKTIVITAS OPERASI LAINNYA 35. EXPENSES IN RELATION TO OTHER OPERATINGACTIVITIES

2012 2011*

Beban pokok pendapatan jasa (244,670) (248,701) Cost of servicesTransportasi dan Transportation and

jasa sub-kontraktor (125,707) (130,912) sub-contractor servicesGaji, upah dan tunjangan Salaries, wages and other

karyawan lainnya (88,860) (73,136) employee benefitsPenyusutan (Catatan 12) (38,541) (60,179) Depreciation (Note 12)Klaim asuransi (24,152) (21,224) Insurance claims

(521,930) (534,152)

36. BEBAN PENJUALAN DAN PEMASARAN 36. SELLING AND MARKETING EXPENSES

2012 2011*

Angkut dan transportasi (268,600) (266,746) Freight and transportationGaji, upah dan Salaries, wages, and

tunjangan karyawan lainnya (214,015) (193,378) other employee benefitsPenyusutan (Catatan 12) (158,920) (147,521) Depreciation (Notes 12)Jasa profesional (132,277) (60,949) Professional servicesBiaya pengisian tabung LPG (107,281) (111,791) LPG filling feePerawatan dan perbaikan (97,175) (56,130) Maintenance and repairsMaterial dan peralatan (51,804) (69,863) Materials and equipmentIklan dan promosi (42,487) (35,674) Advertising and promotionSewa (25,689) (11,424) RentUtilitas, prasarana dan bahan bakar (25,231) (22,707) Utilities, infrastucture and fuelPerjalanan dinas (24,388) (18,534) Business travelBeban penjualan lainnya (masing-masing Other selling expenses

di bawah US$10.000) (2,958) (4,271) (each below US$10,000)

(1,150,825) (998,988)

37. BEBAN UMUM DAN ADMINISTRASI 37. GENERAL AND ADMINISTRATIVE EXPENSES

2012 2011*

Gaji, upah, dan Salaries, wages, andtunjangan karyawan lainnya (521,957) (485,691) other employee benefits

Pajak, retribusi, dan denda (144,782) (149,448) Taxes, retributions, and penaltiesJasa profesional (63,561) (80,823) Professional servicesPelatihan, pendidikan, dan rekrutmen (33,327) (24,828) Training, education, and recruitmentSewa (26,941) (53,501) RentPerawatan dan perbaikan (19,056) (40,675) Maintenance and repairsPerjalanan dinas (31,671) (30,471) Business travelMaterial dan peralatan (21,802) (53,902) Materials and equipmentPenyusutan, deplesi Depreciation, depletion

dan amortisasi and amortisation(Catatan 11, 12 dan 13) (37,404) (36,988) (Notes 11, 12 and 13)

Lain-lain (masing-masingdi bawah US$10.000) (120,722) (81,961) Others (each below US$10,000)

(1,021,223) (1,038,288)







38. PENDAPATAN/(BEBAN) KEUANGAN - BERSIH 38. FINANCE INCOME/(COST) – NET

2012 2011*

Pendapatan keuangan: Finance income:Jasa giro 70,618 43,744 Current accountsDeposito berjangka dengan jatuh Deposits with maturities

tempo 3 (tiga) bulan atau kurang 37,642 31,254 of 3 (three) months or lessMedium Term Notes (Catatan 11) 12,071 28,540 Medium Term Notes (Note 11)Investasi jangka pendek 11,709 14,557 Short-term investments

132,040 118,095Beban keuangan: Finance costs:Obligasi (140,133) (52,322) BondsSewa pembiayaan (59,180) (71,591) Finance leasePinjaman jangka panjang (51,157) (50,501) Long-term loansPinjaman jangka pendek (45,740) (38,262) Short-term loansAkresi (Catatan 22) (31,953) (71,164) Accretion (Note 22)Lain-lain (masing-masing


(329,303) (287,396)

39. PENDAPATAN/(BEBAN) LAIN-LAIN – BERSIH 39. OTHER INCOME/(EXPENSE) – NET

2012 2011*

Jasa pelabuhan dan pengangkutan 66,041 53,372 Docking servicesDenda kontrak dan material Contract and material penalties

serta klaim 39,533 35,769 and claimsPendapatan dari Kerja Sama

Operasi (KSO) 27,458 11,131 Joint operations (KSO) revenuePeralatan dan perlengkapan 27,349 19,203 Supplies and equipmentPendapatan sewa 26,551 17,328 Rental incomePembalikan penurunan nilai aset tetap 21,850 5,264 Reversal of fixed asset impairmentKoreksi atas biaya pembongkaran Corrections of decommisioning and

dan restorasi (Catatan 22) 17,156 91,029 site restoration expenses (Note 22)Keuntungan/(kerugian) Gain/(loss)

dari pelepasan aset tetap 16,241 (249) on disposal of fixed assetPendapatan jasa manajemen 5,224 32,455 Management fee incomeKurang bayar PPN retensi Underpayment of VAT

tahun 2002 - (125,540) retention 2002Kurang bayar PPN tahun 2007 (116,408) (55,174) Underpayment of VAT 2007Kurang bayar PPN tahun 2008 - (66,644) Underpayment of VAT 2008Lain-lain (masing-masing

di bawah US$10.000) (16,435) 97,895 Others (each below US$10,000)

114,560 115,839







40. PERPAJAKAN 40. TAXATION

a. Pajak dibayar di muka a. Prepaid taxes


Perusahaan: The Company:Tagihan pajak penghasilan Refundable corporate

badan: income tax:- 2003 - 4,460 4,498 2003 -- 2004 - 43,873 44,248 2004 -- 2005 367,020 190,648 192,281 2005 -- 2007 - 251,054 123,420 2007 -- 2008 - 406,412 475,146 2008 -- 2009 - 495,820 500,066 2009 -- 2010 - 373,541 376,741 2010 -- 2011 335,471 357,742 - 2011 -- 2012 517,502 - - 2012 -PPN: VAT:- 2007 173,158 - - 2007 -- 2009 48,779 - - 2009 -- 2010 69,136 - - 2010 -Pajak dibayar dimuka

untuk naik banding atas Prepaid tax to appeal onsurat ketetapan pajak - - 52,814 tax assesment

Pajak lain-lain - 1,363 1,239 Other taxes


Entitas Anak: Subsidiaries:PPN yang dapat ditagihkan

kembali 314,054 182,766 207,669 Reimbursable VATPPN 127,895 135,591 127,843 VATPajak dibayar dimuka

untuk naik banding atas Prepaid tax to appeal onsurat ketetapan pajak 66,173 - - tax assesment

Pajak lain-lain 48,913 42,982 28,101 Other taxes


2,068,101 2,486,252 2,134,066Bagian lancar (405,314) (306,909) (273,994) Current portion

Bagian tidak lancar 1,662,787 2,179,343 1,860,072 Non-current portion







40. PERPAJAKAN (lanjutan) 40. TAXATION (continued)

a. Pajak dibayar di muka (lanjutan) a. Prepaid taxes (continued)

Rincian PPN yang dapat ditagihkan kembaliadalah sebagai berikut:

Details of reimbursable VAT are as follows:


PPN yang dapat ditagihkan VAT reimbursable bykembali dari SKK MIGAS: SKK MIGAS:

- PT Pertamina EP 199,987 125,981 158,581 PT Pertamina EP -- PT Pertamina EP Cepu 31,828 4,331 12,629 PT Pertamina EP Cepu -- PT Pertamina Hulu Energi 24,687 - - PT Pertamina Hulu Energi -


Penyisihan PPN yang dapat Provision forditagihkan kembali (539) (539) (6,509) reimbursable VAT


PPN yang dapat ditagihkan VAT reimbursable bykembali dari Direktorat the Directorate General ofJenderal Anggaran dan Budgeting and FinancePerimbangan Keuangan: Stability:- PT Pertamina PT Pertamina -

Geothermal Energy 58,091 52,993 42,968 Geothermal Energy

Jumlah 314,054 182,766 207,669 Total

Mutasi saldo penyisihan PPN yang dapatditagihkan kembali adalah sebagai berikut:

The movement in the provision for reimbursableVAT is as follows:


Saldo awal 539 6,509 3,441 Beginning balance(Pembalikan)/penambahan

penyisihan selama (Reversal)/addition oftahun berjalan - (6,109) 2,881 provision during the year

Laba selisih kurs - 139 187 Foreign exchange gain

Saldo akhir 539 539 6,509 Ending balance

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihanuntuk PPN yang dapat ditagihkan kembalipada tanggal 31 Desember 2012,31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 telahmemadai.

Management believes that the provision forreimbursable VAT as of 31 December 2012,31 December 2011 and 1 January 2011 isadequate.








b. Utang pajak b. Taxes payable


Perusahaan: The Company:Pajak penghasilan: Income taxes:

Pajak penghasilan -pasal 4 (2) 450 473 279 Income taxes - Article 4 (2)

Pajak penghasilan - pasal 15 757 778 1,057 Income taxes - Article 15Pajak penghasilan - pasal 21 10,367 9,637 8,667 Income taxes - Article 21Pajak penghasilan - pasal 22 14,968 8,623 9,056 Income taxes - Article 22Pajak penghasilan - pasal 23 1,368 1,794 1,506 Income taxes - Article 23Pajak penghasilan - pasal 26 (3,703) 42 1,185 Income taxes - Article 26

PPN - bersih 10,922 136,476 66,956 VAT - netPajak lain-lain 116,723 113,692 105,201 Other taxes


Entitas Anak: Subsidiaries:PT Pertamina EP PT Pertamina EPPajak penghasilan Income taxes and tax on

dan dividen: dividends:- 2005 - 36,785 36,785 2005 -- 2006 - 64,841 64,841 2006 -- 2007 - 9,290 9,290 2007 -- 2008 17,454 17,454 17,454 2008 -- 2009 - (10,168) (10,168) 2009 -- 2010 (2011: telah di-offset 2010 (2011: being offset -

dari tahun lalu from last yearsebesar US$246.172 of US$246,172)dan (Rp16.839 juta) (1,867) (1,867) 242,432 and (Rp16,839 million)

- 2011 - 111,375 - 2011 -- 2012 178,221 - - 2012 -Pajak lain-lain 28,339 22,098 20,606 Other taxes

222,147 249,808 381,240

PT Pertamina Hulu Energi PT Pertamina Hulu EnergiPajak penghasilan Income tax and

dan dividen: tax on dividends:- 2010 - - 66,468 2010 -- 2011 - 107,638 - 2011 -- 2012 78,614 - - 2012 -Pajak lain-lain - 7,357 620 Other taxes

78,614 114,995 67,088

Entitas Anak - lainnya Subsidiaries - othersPajak penghasilan badan 17,494 22,947 7,069 Corporate income taxPPN 24,514 5,499 33,401 VATPajak lain-lain 39,256 22,235 25,541 Other taxes

81,264 50,681 66,011


Jumlah - Konsolidasian 533,877 686,999 708,246 Total - Consolidated








c. Beban pajak penghasilan c. Income tax expense

2012 2011*

Perusahaan: The Company:Pajak kini - 222,208 Current taxPenyesuaian tahun lalu 2,236 - Adjustment in respect of prior years

Jumlah beban pajak kini 2,236 222,208 Total current tax expenses

Beban pajak tangguhan (9,604) (166,107) Deferred tax expenses

Jumlah beban pajakpenghasilan (7,368) 56,101 Total income tax expenses

Entitas Anak: Subsidiaries:Pajak kini 1,789,958 1,737,113 Current taxPenyesuaian tahun lalu - - Adjustment in respect of prior years

Jumlah beban pajak kini 1,789,958 1,737,113 Total current tax expenses

Beban pajak tangguhan 242,796 337,909 Deferred tax expenses

Jumlah beban pajak penghasilan 2,032,754 2,075,022 Total income tax expenses

Konsolidasi: Consolidation:Beban pajak tangguhan 11,192 (31,671) Deferred tax expenses

Jumlah: Total:Pajak kini 1,789,958 1,959,321 Current taxPenyesuaian tahun lalu 2,236 - Adjustment in respect of prior years

Jumlah beban pajak kini 1,792,194 1,959,321 Total current tax expenses

Beban pajak tangguhan 244,384 140,131 Deferred tax expenses

Jumlah beban pajakpenghasilan 2,036,578 2,099,452 Total income tax expenses

d. Pajak kini d. Current taxes

Perhitungan pajak penghasilan kini dilakukanberdasarkan estimasi penghasilan kena pajak.Nilai tersebut mungkin disesuaikan ketika SPTTahunan disampaikan ke Direktorat JenderalPajak (“DJP”).

Current income tax computations are based onestimated taxable income. The amounts may beadjusted when annual tax returns are filed to theDirectorate General of Tax (“DGT”).

Pelaporan pajak badan Perusahaan berubahdari Rupiah menjadi Dolar Amerika Serikat. Halini dipertimbangkan karena laporan keuanganPerusahaan telah disajikan dalam DolarAmerika Serikat.

The Company’s tax reporting currency waschanged from Rupiah to US Dollar. This matterwas considered because the Company’sfinancial statements are presented by US Dollar.








d. Pajak kini (lanjutan) d. Current taxes (continued)

Rekonsiliasi antara beban pajak penghasilandengan jumlah teoritis beban pajak penghasilanyang dihitung berdasarkan laba sebelum pajakpenghasilan Perusahaan sebagai berikut:

The reconciliation between income tax expenseand the theoretical tax amount on the Company’sprofit before income tax is as follows:

2012 2011*

Laba konsolidasian Consolidated profit beforesebelum beban pajak 4,802,288 4,504,754 income tax expense

Ditambah: Add:Eliminasi konsolidasian 3,022,156 2,655,467 Consolidation eliminations

Laba sebelum pajak - Profit before income tax -Entitas Anak (5,071,158) (4,704,965) Subsidiaries

Laba sebelum pajak Profit before incomepenghasilan - Perusahaan 2,753,286 2,455,256 tax - the Company

Pajak penghasilan dihitung dengantarif pajak 25% 688,321 613,814 Income tax at 25%

Beban yang tidak dapatdikurangkan untuk keperluan pajak 91,431 98,193 Non-deductible expenses

Aset tetap yang tidak dapat Non-tax deductibledisusutkan untuk keperluan pajak 1,168 1,630 fixed assets depreciation

Pembalikan penyisihan Reversal of provision forbiaya kesehatan pensiunan (16,069) (3,549) post-retirement healthcare benefits

Pendapatan usaha Entitas Anak dan Income from Subsidiaries andperusahaan asosiasi (736,716) (616,894) associates

Pendapatan bunga yang dikenakanpajak final (25,969) (22,164) Interest income subject to final tax

Pendapatan lain yang dikenakan Other income subjectpajak final (koreksi PNBP 2007) - (3,094) to final tax (PNBP 2007 correction)

Penyesuaian tahun lalu 2,236 - Adjustment in respect of prior yearsPendapatan lain-lain dikenakan pajak final (5,441) - Other income subject to final taxSelisih karena perubahan Diferrence due to changes in

mata uang pelaporan - (11,835) reporting currencyLain-lain (6,329) - Others

Beban pajak penghasilan - Corporate income taxPerusahaan (7,368) 56,101 expense - the Company

Beban pajak penghasilan - Corporate income taxEntitas Anak 2,032,754 2,075,022 expense - Subsidiaries

Beban pajak penghasilan - Corporate income tax expense -transaksi konsolidasi 11,192 (31,671) consolidated transaction

Beban pajak penghasilan Consolidated corporatekonsolidasian 2,036,578 2,099,452 income tax expense









Perhitungan beban pajak penghasilan kiniadalah sebagai berikut:

The calculation of current corporate income taxexpense is as follows:

2012 2011*

Laba konsolidasian Consolidated profit beforesebelum beban pajak 4,802,288 4,504,754 income tax expense

Ditambah: Add:Eliminasi konsolidasian 3,022,156 2,655,467 Consolidation eliminations

Laba sebelum pajak - Profit before income tax -Entitas Anak (5,071,158) (4,704,965) Subsidiaries

Laba sebelum pajak Profit before incomepenghasilan - Perusahaan 2,753,286 2,455,256 tax - the Company

Pajak penghasilan dihitung dengantarif pajak 25% 688,321 613,814 Income tax at 25%

Beban yang tidak dapatdikurangkan untukkeperluan pajak 91,431 98,193 Non-deductible expenses

Aset tetap yangtidak dapat disusutkan Non-tax deductibleuntuk keperluan pajak 1,168 1,630 fixed asset depreciation

Pendapatan usaha Entitas Anak dan Income from Subsidiaries andperusahaan asosiasi (736,716) (616,894) associates

Pendapatan bunga yangdikenakan pajak final (25,969) (22,164) Interest income subject to final tax

(Pembalikan penyisihan)/penyisihan (Reversal of provision)/provision forbiaya kesehatan pensiunan (16,069) (3,549) post-retirement healthcare benefits

Pendapatan lain-lain dikenakan pajak final (5,441) - Other income subject to final taxPendapatan lain yang dikenakan Other income subject

pajak final (koreksi PNBP 2007) - (3,094) to final tax (PNBP 2007 correction)Selisih karena perubahan Diferrence due to changes in

mata uang pelaporan - (11,835) reporting currencyLain-lain (6,329) - Others

Perbedaan temporer: Temporary difference:Penyisihan penurunan Provision for

nilai atas aset keuangan 14,315 168,903 impairment of financial assetsPenyisihan penurunan Provision for impairment of

nilai aset Non-Free Non-Free anddan Non-Clear 6,539 (2) Non-Clear assets

Penyisihan Provision for declinepenurunan nilai persediaan 4,999 6,881 in value of inventories

Penyisihan insentif dan bonus Provision for incentives andkinerja (tantiem) 337 3,166 performance bonuses (tantiem)

Penurunan biaya hukum Decrease inyang masih harus dibayar (175) (27) accrued legal costs

Diskonto dan biaya emisi yang Discount and unamortised debtbelum diamortisasi (6,944) (8,573) issuance cost

Aset dan liabilitassewa pembiayaan (7,227) (5,127) Finance lease assets and liabilities

Penyusutan aset tetap (7,406) (4,076) Fixed assets depreciation(Pembalikan penyisihan)/ (Reversal of provision)/

penyisihan imbalan kerja karyawan (12,234) 4,962 provision for employee benefitsRugi fiskal yang dibawa ke masa depan 17,400 - Fiscal loss carry forward

Beban pajak penghasilan kini - Current corporate income taxPerusahaan - 222,208 expense - the Company

Dikurangi: pajak dibayar di muka Less: prepaid taxes- Perusahaan (517,502) (579,950) The Company -

Kelebihan pembayaran pajak Over payment of corporatepenghasilan badan income tax- Perusahaan (517,502) (357,742) The Company –









Perhitungan beban pajak penghasilan secarakonsolidasi adalah sebagai berikut:

The calculation of consolidated corporate incometax expense is as follows:

2012 2011*

Laba sebelum pajak Profit before incomepenghasilan – Konsolidasi 4,802,288 4,504,754 tax - Consolidation

Pajak penghasilan dihitungdengan tarif pajak efektif 1,940,408 1,873,895 Tax calculated at effective tax rates

Beban yang tidak dapat dikurangkanuntuk keperluan pajak 263,328 338,895 Non-deductible expenses

Pendapatan usaha Entitas Anak Income from Subsidiaries anddan perusahaan asosiasi 16,509 42,573 associates

Aset tetap yang tidak dapat Non-tax deductibledisusutkan untuk keperluan pajak 1,168 1,630 fixed assets depreciation

Pembalikan penyisihan Reversal of provision forbiaya kesehatan pensiunan (16,069) (3,549) post-retirement healthcare benefits

Keuntungan penjualan aset tetap - 3,340 Gain on sale of fixed assetsPendapatan bunga yang

dikenakan pajak final (32,006) (27,896) Interest income subject to final taxPendapatan yang

dikenakan pajak final (127,818) (115,959) Income subject to final taxLain-lain (8,942) (13,477) Others

Beban pajak Consolidated corporatepenghasilan konsolidasian 2,036,578 2,099,452 income tax expenses

Rata-rata tertimbang tarif pajak yang digunakanadalah 40% (2011 : 41%). Penurunan disebabkanoleh perubahan kemampuan menghasilkan laba dariEntitas Anak.

The weighted average applicable tax rate was 40%(2011: 41%). The decrease was caused by a changein the profitability of the Subsidiaries.

e. Pajak tangguhan e. Deferred tax


Aset pajak tangguhan Deferred tax assetsPerusahaan: The Company:Penyisihan imbalan

kerja karyawan 271,425 283,659 278,697 Provision for employee benefitsPenyisihan penurunan nilai aset Provision for impairment of

keuangan 247,298 232,983 64,080 financial assetsSetoran saham dalam Capital contribution in the form

bentuk aset 99,957 99,957 99,957 of assetsPenyusutan aset tetap 58,886 66,292 70,370 Fixed assets depreciationPenyisihan insentif dan bonus Provision for incentives and

kinerja (tantiem) 44,985 44,648 41,482 performance bonuses (tantiem)Penyisihan penurunan Provision for impairment of

nilai aset Non-Free Non-Free anddan Non-Clear 37,887 31,348 31,350 Non-Clear assets

Penyisihan penurunan Provision for decline innilai persediaan 25,221 20,222 13,341 value of inventories

Biaya hokum yang masih harusdibayar 12,698 12,873 12,900 Accrued legal cost

Aset dan liabilitas sewa Finance lease assetspembiayaan (16,280) (9,053) (3,927) and liabilities

Rugi fiskal yang dibawake masa depan 17,400 - - Fiscal loss carryforward

Diskonto dan biaya emisi yang Discount and unamortised debtbelum diamortisasi (15,516) (8,572) - issuance cost

783,961 774,357 608,250








e. Pajak tangguhan (lanjutan) e. Deferred tax (continued)

2012 2011*

Aset pajak tangguhan Deferred tax assets at theawal tahun 774,357 608,250 beginning of the year

Dikreditkan Credited topada laporan laba-rugi consolidated statement ofkomprehensif konsolidasian 9,604 166,107 comprehensive income

Aset pajak tangguhan pada Deferred tax assetsakhir tahun 783,961 774,357 at the end of the year


Entitas Anak: Subsidiaries:Aset minyak dan gas bumi 13,082 34,978 (36,880) Oil and gas propertiesPenyisihan imbalan

kerja karyawan 10,503 9,980 9,274 Provision for employee benefitsPenyisihan penurunan nilai 7,568 6,326 5,786 Provision for impairmentAset tetap 1,143 704 829 Fixed assets

Provision for bonuses andCadangan bonus dan insentif 951 148 - incentivesRugi fiskal yang dibawa

ke masa depan (2,872) 838 3,332 Tax loss carryforwardPendapatan tangguhan - 9,345 35,245 Deferred revenuePenyisihan untuk biaya Provision for decomissioning

pembongkaran dan restorasi - 130 333 and site restorationBiaya yang tidak terpulihkan - - 67,236 Unrecovered costLain-lain 4,428 765 (2,559) Others

34,803 63,214 82,596

2012 2011*Aset pajak tangguhan Deferred tax assets at the

pada awal tahun 63,214 82,596 beginning of the yearSelisih penjabaran 4,762 (1) Translation adjustmentsDibebankan pada laporan laba-rugi Charged to consolidated statement

komprehensif konsolidasian (33,173) (19,381) of comprehensive incomeAset pajak tangguhan pada Deferred tax assets

akhir tahun 34,803 63,214 at the end of the year


Transaksi pada konsolidasian Transaction on consolidationLaba yang belum direalisasikan Unrealised profits from

dari transaksi konsolidasian 77,919 89,111 57,440 consolidation transaction level

2012 2011*Aset pajak tangguhan Deferred tax assets at the

awal tahun 89,111 57,440 beginning of the year(Dibebankan)/dikreditkan pada (Charged)/credited to

laporan laba-rugi consolidated statementkomprehensif konsolidasian (11,192) 31,671 of comprehensive income


2012 2011*

Konsolidasian ConsolidationAset pajak tangguhan Deferred tax assets at the

awal tahun 926,682 748,286 beginning of the yearSelisih penjabaran 4,762 (1) Translation adjustments(Dibebankan)/dikreditkan (Charged)/credited to

pada laporan laba-rugi consolidated statementkomprehensif konsolidasian (34,761) 178,397 of comprehensive income









e. Pajak tangguhan (lanjutan) e. Deferred tax (continued)


Jumlah aset pajaktangguhan - konsolidasian Total deferred tax asset- bersih 896,683 926,682 748,286 - consolidated – net


Liabilitas pajak tangguhan Deferred tax liabilitiesEntitas Anak: Subsidiaries:Penyisihan untuk biaya Provision for decomissioning

pembongkaran dan restorasi 294,134 221,846 228,679 and site restorationAset sewa pembiayaan 169,336 165,618 154,286 Finance lease assetsPenyisihan imbalan

kerja karyawan 49,340 39,986 36,867 Provision for employee benefitsPendapatan tangguhan 29,679 30,659 37,031 Deferred revenuePenyisihan penurunan nilai 2,746 5,122 4,074 Provision for impairmentAset yang tidak dikapitalisasi (22,617) (80,181) (61,487) Non-capitalised assetsExcess fair value over NBV (44,014) (49,929) (57,875) Excess fair value over NBVAset tetap (44,551) (19,750) (8,984) Fixed assetsAset minyak dan gas bumi (1,600,337) (1,278,836) (963,979) Oil and gas propertiesLain-lain 2,874 10,854 (4,695) Others

Jumlah liabilitas pajaktangguhan - konsolidasian Total deferred tax liabilities- bersih (1,163,410) (954,611) (636,083) - consolidated – net

2012 2011*

Liabilitas pajak tangguhan Deferred tax liabilities atpada awal tahun (954,611) (636,083) the beginning of the year

Transaksi Consolidationeliminasi konsolidasian 824 - elimination transaction

Dibebankan pada laporan Charged to consolidatedlaba-rugi komprehensif statements ofkonsolidasian (209,623) (318,528) comprehensive income

Liabilitas pajak tangguhan Deferred tax liabilitiespada akhir tahun (1,163,410) (954,611) at the end of year

f. Administrasi f. Administration

Grup menghitung dan membayar sendiri jumlahpajak yang terutang. Berdasarkan perubahanterakhir Undang-undang Pajak Penghasilanyang mulai berlaku sejak tanggal 1 Januari2008, DJP dapat menetapkan dan mengubahliabilitas pajak dalam batas waktu 5 (lima) tahunsejak tanggal terutangnya pajak.

The Group calculates and pays its tax obligationsseparately. Based on the most recentamendments of the Income Tax Law effective on1 January 2008, the DGT may decide andamend tax liabilities within a period of 5 (five)years from the date taxes payable become due.

Berdasarkan peraturan peralihan, pajak untuktahun fiskal sebelum tahun 2008 dapatdiperiksa oleh Otoritas Perpajakan dalam bataswaktu 10 (sepuluh) tahun atau paling lambattanggal 31 Desember 2013.

Under the transitional regulation, taxes for fiscalyears prior to 2008 may be assessed by the TaxAuthorities for the earlier of 10 (ten) years and upto 31 December 2013.








g. Surat ketetapan pajak Perusahaan g. Tax assessment letters of the Company

Dalam jutaan Rupiah/In millions of RupiahKurang/lebih Keberatan/bandingbayar atau yang diajukan

Nomor dan rugi olehtanggal penerbitan fiskal/ Perusahaan/ Status pada tanggal

surat ketetapan/ Tahun Underpayment/ Objection/appeal laporan keuangan/Number and pajak/ Jenis pajak/ overpayment according Status as atissue date of Fiscal Type of or fiscal to the the date of

assessment letter year taxes loss Company financial statement

00469 to 00480/207/10/051/12 2010 PPN/VAT Kurang bayar - Dalam proses pengajuan10 Desember/December 2012 sebesar/ keberatan/In the

Underpayment preparation processof Rp1,015,578 for objection

00008/407/09/051/12 2009 PPN/VAT Lebih bayar Lebih bayar Dalam proses keberatan/8 Juni/June 2012 sebesar/ sebesar/ In objection process

Overpayment Overpaymentof Rp964 of Rp21,637

00049 to 00059/207/09/051/12 2009 PPN/VAT Kurang bayar Lebih bayar Dalam proses keberatan/8 Juni/June 2012 sebesar/ sebesar/ In objection process

Underpayment Overpaymentof Rp453,524 of Rp36,712

KEP-248/WPJ.19/ 2007 PPN/VAT Kurang bayar Kurang bayar Dalam proses banding/BD.05/2011 sebesar/ sebesar/ In appeal process30 Maret/March 2011 Underpayment Underpayment

of Rp2,898,180 of Rp1,223,738

KEP-659/PJ.07/2009 2005 PPh Badan/ Kurang bayar Lebih bayar Dalam proses banding/10Agustus/August 2009 Corporate sebesar/ sebesar/ In appeal process

Income Tax Underpayment Overpaymentof Rp1,820,784 of Rp1,913,491






41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAKYANG BERELASI

41. RELATED PARTY BALANCES ANDTRANSACTIONS

Saldo signifikan dengan pihak-pihak yang berelasiadalah sebagai berikut:

Significant related party accounts are as follows:


Kas dan setara Cash and cashkas (Catatan 6) 3,287,021 2,937,000 2,122,473 equivalents (Note 6)

Kas yang dibatasipenggunaannya Restricted cash(Catatan 7) 88,727 49,744 171,059 (Note 7)

Piutang usaha - pihak Trade receivables - relatedberelasi (Catatan 41a) 2,246,090 2,171,989 944,006 parties (Note 41a)

Piutang dari Pemerintah Due from the Government(Catatan 9) 2,714,526 1,905,878 1,486,651 (Note 9)

Piutang lain-lain - Other receivables - relatedpihak berelasi (Catatan 41b) 363,125 183,789 375,242 parties (Note 41b)

Uang muka dividen Dividend advances(Catatan 26) - - 166,834 (Note 26)

Investasi dalam Medium Investment in Medium TermTerm Notes (Catatan 11) 103,413 220,556 333,667 Notes (Note 11)

Kas yang dibatasipenggunaannya Restricted cash -- tidak lancar (Catatan 14c) 23,368 13,956 5,966 non-current (Note 14c)

8,826,270 7,482,912 5,605,898

Persentase terhadap As a percentagejumlah aset 22% 21% 19% of total assets

Pinjaman jangka Short-termpendek (Catatan 15) 2,095,231 1,640,515 1,203,934 loans (Note 15)

Utang usaha - pihak Trade payablesberelasi (Catatan 41c) 148,027 142,956 129,145 related parties (Note 41c)

Utang kepada Due to the GovernmentPemerintah (Catatan 17) 2,362,795 2,677,524 2,294,788 (Note 17)

Liabilitas Long-termjangka panjang (Catatan 19a) 569,572 914,523 1,128,641 liabilities (Note 19a)

Utang lain-lain - Other payables -pihak berelasi (Catatan 41d) 72,668 66,425 39,071 related parties (Note 41d)

5,248,293 5,441,943 4,795,579

Persentase terhadap As a percentagejumlah liabilitas 20% 25% 26% of total liabilities







41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAKYANG BERELASI (lanjutan)

41. RELATED PARTY BALANCES ANDTRANSACTIONS (continued)

a. Piutang usaha a. Trade receivables

Piutang usaha pada pihak yang berasal daripenjualan dalam negeri minyak mentah, gasbumi dan energi panas bumi dan eksporminyak mentah dan hasil minyak.

Related party trade receivables resulting fromdomestic sales of crude oil, natural gas andgeothermal energy and the export of crude oiland oil products.


Trade receivables fromPiutang usaha pihak berelasi 2,294,915 2,209,580 1,118,142 related partiesDikurangi: Penyisihan

penurunan nilai (48,825) (37,591) (174,136) Less: Provision for impairment

Bersih 2,246,090 2,171,989 944,006 NetDikurangi: bagian lancar (2,246,090) (2,171,989) (904,480) Less: current portion

Bagian tidak lancar - bersih Non-current portion - net(Catatan 14) - - 39,526 (Note 14)

Piutang usaha berdasarkan pelanggan adalahsebagai berikut:

Trade receivables by customer are as follows:


PT Perusahaan Listrik Negara PT Perusahaan Listrik(Persero) (PLN) dan Negara (Persero) (PLN)Entitas Anak 1,410,195 1,529,442 591,625 and Subsidiaries

TNI/Kementerian Pertahanan Indonesian Armed Forces/(Kemhan) 657,400 428,545 191,454 Ministry of Defense

PT Garuda Indonesia PT Garuda Indonesia(Persero) Tbk. 76,425 42,462 14,082 (Persero) Tbk.

PT Pupuk Kalimantan Timur 24,874 40,597 631 PT Pupuk Kalimantan TimurPT Pupuk Sriwidjaja PT Pupuk Sriwidjaja

Palembang 22,137 19,849 16,799 PalembangPT Perusahaan Gas Negara PT Perusahaan Gas Negara

(Persero) Tbk. 20,198 30,510 39,426 (Persero) Tbk.PT Pupuk Kujang 13,857 - - PT Pupuk KujangPT Elnusa Petrofin 8,889 20,031 33,143 PT Elnusa PetrofinPT Petrokimia Gresik 1,038 12,257 - PT Petrokimia Gresik.Pacific Petroleum & Pacific Petroleum &

Trading Co. 500 26,319 20,144 Trading Co.PT Merpati Nusantara PT Merpati Nusantara

Airlines (Persero) - 6,685 24,751 Airlines (Persero)PT Trans Pacific PT Trans Pacific

Petrochemical Indotama - - 183,806 Petrochemical IndotamaLain-lain (masing-masing Others

dibawah US$10.000) 59,402 52,883 2,281 (each below US$10,000)

2,294,915 2,209,580 1,118,142Penyisihan penurunan nilai (48,825) (37,591) (174,136) Provision for impairment

2,246,090 2,171,989 944,006









a. Piutang usaha (lanjutan) a. Trade receivables (continued)

Piutang usaha berdasarkan umur dari pihakyang berelasi adalah sebagai berikut:

The ageing of trade receivables from relatedparties are as follows:


Lancar dan 0 - 3 bulan 1,945,679 2,154,449 773,098 Current and 0 - 3 months3 - 6 bulan 61,201 13,469 - 3 - 6 months6 - 12 bulan 448 13,363 116,713 6 - 12 months12 - 24 bulan 259,722 1,382 15,417 12 - 24 monthsJatuh tempo lebih dari Outstanding for more than

24 bulan 27,865 26,917 212,914 24 months

2,294,915 2,209,580 1,118,142

Mutasi saldo penyisihan penurunan nilai ataspiutang usaha dari pihak yang berelasi adalahsebagai berikut:

Movements in the provision for impairment oftrade receivables from related parties are asfollows:

2012 2011*

Saldo awal (37,591) (174,136) Beginning balancePenurunan nilai selama tahun Impairment during

berjalan (13,093) (35,702) the yearReklasifikasi - 166,507 ReclassificationLaba selisih kurs 1,859 5,740 Foreign exchange gain


Manajemen Grup menetapkan penyisihanpenurunan nilai atas piutang denganmenggunakan pendekatan penurunan nilaisecara individual.

The Group’s management has provided aprovision for the impairment of receivables usingan individual impairment approach.

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihanpenurunan nilai telah mencukupi untukmenutup kemungkinan kerugian yang timbuldari tidak tertagihnya piutang usaha dari pihakyang berelasi.

Management believes that the provision forimpairment is adequate to cover possible lossesthat may arise from the uncollectible tradereceivables from related parties.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011,sebagian besar nilai tercatat piutang usahapihak berelasi berdenominasi Dolar AmerikaSerikat.

As at 31 December 2012 and 2011, most of thecarrying amount of the Group’s trade receivablesfrom related parties was denominated in USDollar.









a. Piutang usaha (lanjutan) a. Trade receivables (continued)

Piutang atas penyaluran BBM dan pelumaskepada TNI/Kemhan

Receivable from fuel and lubricantdistribution to the Indonesian Armed Forces(TNI)/Ministry of Defense

Penyaluran BBM dan pelumas kepadaTNI/Kemhan berdasarkan pada rencanakebutuhan TNI/Kemhan dan dibatasi denganAnggaran Belanja Bahan Bakar Minyak danPelumas (“BMP”) sebagai salah satu belanja diTNI dan Kementerian Pertahanan. AnggaranBelanja BMP relatif lebih kecil dari tahun ketahun dibandingkan realisasinya, sehinggasetiap tahun menyisakan nilai piutang danterakumulasi sampai dengan akhir tahun 2012.Dengan rincian sebagai berikut:

The fuel and lubricant distribution to the NationalArmed Forces was based on the planned needof the Indonesian Armed Forces/Ministry ofDefense and was limited by the State Budget forFuels and Lubricants (“BMP”) as one of theexpenditure items of the Indonesian ArmedForces/Ministry of Defense. The BMP budgetwas relatively smaller over the year comparedwith the realisation, therefore each year leftreceivable amounts and being accumulated untilthe end of 2012. The details are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 428,545 191,454 Beginning balancePenyaluran bahan bakar

minyak dan pelumas 464,389 467,135 Distribution of fuel and lubricantPenerimaan atas pembayaran

penyaluran BMP (208,406) (223,049) Payment receipts of BMP distributionRugi selisih kurs (27,128) (6,995) Foreign exchange loss

657,400 428,545

Saldo piutang ini akan dibayarkan melaluimekanisme APBNP tahun 2013 setelah hasilaudit Badan Pengawasan Keuangan danPembangunan (“BPKP”).

The receivable balance will be settled by themechanism of the 2013 State Budget after beingaudited by the Finance and DevelopmentSupervisory Agency (“BPKP”).

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011dan 1 Januari 2011, Perusahaan telahmembuat penyisihan penurunan nilai masing-masing sebesar US$47.695, US$34.899, danUS$Nihil terhadap piutang ini.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1January 2011, the Company has provided aprovision for impairment amounting toUS$47,695, US$34,899 and US$Nil for thesereceivables, respectively.









b. Piutang lain-lain b. Other receivables

Piutang lain-lain berdasarkan pelangganadalah sebagai berikut:

Other receivables by customer are as follows:


PT Trans Pacific PT Trans PacificPetrochemical Indotama 556,408 557,906 302,309 Petrochemical Indotama

PT Donggi Senoro LNG 258,591 115,303 - PT Donggi Senoro LNGPT Garuda Indonesia PT Garuda Indonesia

(Persero) Tbk. 57,517 57,517 71,896 (Persero) Tbk.PLN 42,729 - - PLNPT Merpati Nusantara PT Merpati Nusantara

Airlines (Persero) 26,995 23,452 - Airlines (Persero)Lain-lain (masing-masing Others (each below

dibawah US$10.000) 75 6,533 1,824 US$10,000)

942,315 760,711 376,029Penyisihan penurunan nilai (579,190) (576,922) (787) Provision for impairment

363,125 183,789 375,242Dikurangi: bagian lancar (291,930) (20,159) (316,683) Less: current portion

Bagian tidak lancar - bersih Non-current portion - net(Catatan 14) 71,195 163,630 58,559 (Note 14)

Mutasi saldo penyisihan penurunan nilai ataspiutang lain-lain dari pihak yang berelasiadalah sebagai berikut:

Movements in the provision for impairment ofother receivables from related parties are asfollows:

2012 2011*

Saldo awal (576,922) (787) Beginning balanceReklasifikasi - (166,507) ReclassificationPenurunan nilai selama

tahun berjalan (3,371) (409,662) Impairment during the yearPembalikan penyisihan - 28 Reversal of provisionSelisih kurs 1,103 6 Foreign exchange


Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihanpenurunan nilai telah mencukupi untukmenutup kemungkinan kerugian yang timbuldari tidak tertagihnya piutang lain-lain daripihak yang berelasi.

Management believes that the provision forimpairment is adequate to cover possible lossesthat may arise from the uncollectible otherreceivables from related parties.









b. Piutang lain-lain (lanjutan) b. Other receivables (continued)

Piutang dari PT Trans PacificPetrochemical Indotama (TPPI)

Receivables from PT Trans PacificPetrochemical Indotama (TPPI)

Piutang Perusahaan dari TPPI pada tanggal31 Desember 2012 sebesar US$556.408(31 Desember 2011: US$557.906, 1 Januari2011: US$486.115) terutama terdiri daripiutang atas penjualan Senipah kondensat(Piutang Senipah) sebesar US$183.806 (31Desember 2011: US$183.806, 1 Januari 2011:US$184.622) dan piutang atas penyerahanLow Sulphur Waxed Residue DelayedPayment Notes (LSWR DPN) sebesarUS$371.797 (31 Desember 2011:US$371.797, 1 Januari 2011: US$301.494).

The Company's receivables from TPPI as of31 December 2012 amounting to US$556,408(31 December 2011: US$557,906, 1 January2011: US$486,115), the majority consisting ofreceivables from sales of Senipah condensate(Senipah Receivable) amounting toUS$183,806 (31 December 2011: US$183,806,1 January 2011: US$184,622), and receivablesfrom Low Sulphur Waxed Residue DelayedPayment Notes (LSWR DPN) of US$371,797(31 December 2011: US$371,797, 1 January2011: US$301,494).

Piutang Perusahaan atas penyerahan LSWRDPN tersebut dijamin dalam bentuk HakTanggungan Peringkat Pertama atas 4 bidangtanah berikut aset-aset yang berada di atasnyaberupa kilang petrokimia yang dimiliki olehTPPI yang berlokasi di Tuban, Jawa Timur,Indonesia dan aset-aset lainnya yang menjadiobjek jaminan fidusia yang diberikan olehTPPI. Aset-aset yang dijaminkan tersebutmerupakan porsi yang signifikan (berkisarantara 90-95%) dari keseluruhan aset yangdimiliki oleh TPPI. Pada tanggal 31 Desember2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, nilai asetTPPI adalah masing-masing sebesarUS$879.947, US$1.007.994 danUS$1.138.383 (tidak diaudit).

The Company’s receivables from LSWR DPNare secured by the First Rank Mortgage over 4plots of land and assets built on them such aspetrochemical refinery owned by TPPI locatedin Tuban, East Java, Indonesia, and otherassets that became objects of fiduciary securityprovided by TPPI. Those assets being securedas collateral are a significant portion (rangingbetween 90-95%) of the total assets owned byTPPI. As of 31 December 2012 and 2011 and 1January 2011, TPPI’s total assets amounting toUS$879,947, US$1,007,994 and US$1,138,383(unaudited), respectively.

Pada tanggal 28 Desember 2011 telahditandatangani Master RestructuringAgreement (MRA) untuk penyelesaian utang-utang PT Tuban Petrochemical Industries(“TubanPetro”) termasuk TPPI kepadadiantaranya Perusahaan dan PT PerusahaanPengelola Aset (Persero) q.q. MenteriKeuangan (“PPA”), yang kemudiandiamandemen pada tanggal 18 Juni 2012,yang berisikan hal-hal penting sebagai berikut:

On 28 December 2011, a Master RestructuringAgreement (MRA) for debts restructuring of PTTuban Petrochemical Industries (“TubanPetro”)including TPPI to among others the Companyand PT Perusahaan Pengelola Aset (Persero)q.q. Minister of Finance (“PPA”) was signed,which was then amended on 18 June 2012containing the following important matters:









Piutang dari PT Trans PacificPetrochemical Indotama (TPPI) (lanjutan)

Receivables from PT Trans PacificPetrochemical Indotama (TPPI) (continued)

- Tanggal efektif berlakunya MRA adalahmaksimum 75 hari kalender setelahditandatanganinya perjanjian pendukung.

- Piutang LSWR DPN terdiri dari pokoksebesar US$371.797 dan bunga sebesarUS$34.464, serta piutang Senipah terdiridari pokok US$183.806 dan bungasebesar US$36.370.

- Untuk piutang LSWR DPN, TPPI akanmembayar uang muka secara tunaisebesar US$300.000 dan menerbitkanStandby Letter of Credit (“SBLC”) sebesarUS$106.264 yang akan diselesaikanpaling lambat 15 Maret 2012.

- The effective date of the MRA is maximum75 calendar days after the signing of thesupporting agreement.

- The receivables from LSWR DPNconsisting of the principal amounting toUS$371,797 and interest amounting toUS$34,464, and receivables from Senipahconsisting of the principal amounting toUS$183,806 and interest amounting toUS$36,370.

- For the LSWR DPN receivables, TPPI willpay a down payment of US$300,000 incash and issue a Standby Letter of Credit(“SBLC”) in the amount of US$106,264 tobe completed on 15 March 2012 at thelatest.

- Untuk piutang Senipah, TPPI akanmencicil pembayarannya selama 10tahun terhitung mulai tanggal31 Desember 2012 sampai dengan31 Desember 2021.

- For the receivables from Senipah, TPPI willsettle the amount in installments for 10years starting from 31 December 2012 to31 December 2021.

Berdasarkan pengalaman sebelumnya, TPPIsering tidak dapat memenuhi komitmennyakepada Perusahaan walaupun telah didukungoleh perjanjian tertulis.

Based on previous experiences, TPPI wasunable to fulfil its commitment towards theCompany even such already supported by awritten agreement.

Dalam tahun 2012, MRA sebagaimanadisebutkan di atas, telah gagal dan berakhirkarena pihak TubanPetro atau TPPI tidakmampu memenuhi kondisi-kondisi prasyaratMRA sampai dengan berakhirnya tanggalbatas akhir yaitu 17 Agustus 2012.

TubanPetro merupakan induk perusahaanTPPI dengan kepemilikan sebesar 59,5% danTubanPetro dimiliki oleh PT SilakencanaTirtalestari (“PTST”) sebesar 30% dan olehPPA sebesar 70%. Kepemilikan PPA atas70% saham di TubanPetro merupakan salahsatu jaminan atas Multi Years Bonds (“MYB”)sebesar Rp3.266.000.000.000 yangditerbitkan oleh TubanPetro sebagai bagiandari restrukturisasi utang di tahun 2004.

In 2012, an MRA as mentioned above hascollapsed and terminated as TubanPetro orTPPI failed to fulfill the conditions precedent ofthe MRA up to the long stop date namely 17August 2012.

TubanPetro is a holding company of TPPI withownership of 59.5% and TubanPetro is ownedby PT Silakencana Tirtalestari ("PTST") by 30%and PPA by 70%. PPA’s 70% ownership inTubanPetro is one of guarantees for MultiYears Bonds ("MYB") amountingRp3,266,000,000,000 issued by TubanPetro aspart of a debt restructuring in 2004.











Pada tanggal 27 September 2012, TubanPetrodinyatakan default oleh PPA karena gagalmembayar cicilan MYB. Hal ini membuatPerusahaan dan PPA bekerja sama untukmemulihkan piutang di TubanPetro atau TPPI.Berdasarkan rapat yang dihadiri olehPerusahaan pada tanggal 23 Januari 2013 diKementerian Keuangan, diperoleh informasibahwa PTST diberikan batas waktu sampaidengan tanggal 26 Maret 2013 untuk melunasiseluruh utang MYB yang masih belumterbayar sebesar ±Rp2.939.000.000.000,apabila gagal melunasi maka PTSTkehilangan haknya untuk memperoleh kembalisaham di TubanPetro yang dijaminkan kepadaPPA.

On 27 September 2012, TubanPetro has beendeclared in default by the PPA for failing to payinstallment of MYB. This made the Companyand PPA worked together to recover thereceivables in TubanPetro or TPPI. Based onmeeting which attended by the Company on 23January 2013 in the Ministry of Finance, knownthat PTST was given a deadline until 26 March2013 to settle all outstanding MYB debtamounting ±Rp2,939,000,000,000, if they fail topay off then PTST will lose their right to buyback the shares in TubanPetro which pledgedto PPA.

Pada tanggal 28 September 2012, ArgoCapital B.V., dan Argo Global Holdings B.V.,yang merupakan kreditur TPPI, mendaftarkanpermohonan pailit terhadap TPPI padaPengadilan Niaga pada Pengadilan NegeriJakarta Pusat (Pengadilan Niaga).Pendaftaran kepailitan ini mengakibatkanpenyelesaian hutang TPPI harus diselesaikanmelalui Pengadilan Niaga.

On 28 September 2012, Argo Capital B.V. andArgo Global Holdings B.V. as TPPI creditorsfiled a bankruptcy petition against TPPI with theCommercial Court at the District Court ofCentral Jakarta (Commercial Court). Thisbankruptcy petition has led the TPPI debtsettlement to having been settled through theCommercial Court.

Pada tanggal 11 Oktober 2012 telahdiselenggarakan Rapat Umum PemegangSaham Luar Biasa (RUPSLB) TPPI yangdiselenggarakan sesuai dengan DirectAgreement antara Perusahaan dan TPPI danperjanjian pemegang saham TPPI(shareholders agreement). Dalam RUPSLBtersebut, Perusahaan hadir dalamkapasitasnya selaku pemegang saham dansebagai kuasa dari para pemegang sahamTPPI lainnya dan memutuskan antara lainmelakukan perubahan manajemen yangbertujuan untuk memastikan kesinambunganoperasional agar kondisi TPPI bisa membaik.

On 11 October 2012 an Extraordinary GeneralMeeting of Shareholders was held inaccordance with Direct Agreement between theCompany and TPPI and the shareholdersagreement. In that meeting, the attendance ofthe Company was in its own capacity asshareholder and as proxies of othershareholders of TPPI, and this meetingresolved among other: reshuffling themanagement with an aim at ensuring theoperational continuation for the improvement ofthe TPPI condition.

Selanjutnya, terkait gugatan pailitsebagaimana dijelaskan pada paragrafsebelumnya, pada tanggal 5 November 2012TPPI dinyatakan dalam keadaan PenundaanKewajiban Pembayaran Utang (“PKPU”)berdasarkan putusan Pengadilan NiagaNomor 47/PKPU/2012/PN.Niaga.JKT.PST.

Furthermore, with regard to the abovementioned bankruptcy petition, on 5 November2012, The Commercial Court through its verdictNo. 47/PKPU/2012/PN.Niaga.JKT.PST hasheld that TPPI be in Suspension of Payment(“PKPU”).











Tanggal 11 Desember 2012, dalam RapatKreditor dilakukan pemungutan suara atasRencana Perdamaian dimana mayoritaskreditor TPPI menyetujui RencanaPerdamaian yang diajukan TPPI.

On 11 December 2012, voting was carried outin a Creditors Meeting for the Composition Planin which TPPI majority creditors approved thatComposition Plan proposed by TPPI.

Selanjutnya, pada tanggal 26 Desember 2012,Pengadilan Niaga telah mengesahkanRencana Perdamaian yang diusulkan olehmanajemen TPPI yang kemudian akanditindaklanjuti dalam bentuk dokumen-dokumen transaksi diantara TPPI dan parakrediturnya. Adapun ketentuan-ketentuanutama dari Rencana Perdamaian tersebutdiantaranya:

On 26 December 2012, the Commercial Courthas approved the Composition Plan proposedby the TPPI management which shall beimplemented in the form of transactionaldocuments between TPPI and its creditors. Thekey terms of the Composition Plan are asfollows:

a. Mengkonversi hutang-hutang takberjaminan TPPI (unsecured claims)menjadi penyertaan saham sebesar 75%,yang berdampak langsung berupa dilusipada pemilikan saham pemegang sahamexisting menjadi 25%.

b. Menjadwal ulang pembayaran utang-utangberjaminan TPPI.

a. Converting TPPI unsecured claims into75% investment in stock which has a directimpact of a 25% dilution of the existingshareholder’s share ownership.

b. Rescheduling the settlement of TPPIsecured claims.

Tanggal 2 Januari 2013, salah satu kreditorTPPI yang tidak setuju dengan RencanaPerdamaian mengajukan kasasi kepadaMahkamah Agung atas pengesahan RencanaPerdamaian TPPI yang telah diputuskan olehPengadilan Niaga. Apabila kasasi kreditortersebut disetujui oleh Mahkamah Agungmaka TPPI akan dipailitkan.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporankeuangan konsolidasian ini proses tersebutmasih berlangsung.

On 2 January 2013, one of the TPPI’s creditorswho disagree with the Composition Plan filedan appeal to the Supreme Court against thehomologation of TPPI’s Composition Planwhich has been homologated by CommercialCourt. If creditor’s appeal is approved by theSupreme Court, then TPPI will go intobankruptcy.

This process is still on-going at the completiondate of these consolidated financial statements.

Sampai dengan tanggal 31 Desember 2012,31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011, saldopenyisihan penurunan nilai masing-masingsebesar US$556.408, US$557.906 danUS$145.322 terhadap piutang dari TPPI.

As of 31 December 2012, 31 December 2011,and 1 January 2011, the balance of provisionfor impairment in the amounts of US$556,408,US$557,906 and US$145,322, respectively,against TPPI’s receivables.









PT Donggi Senoro LNG PT Donggi Senoro LNG

Pinjaman jangka panjang ditujukan untukpembangunan fasilitas produksi Gas AlamCair (“LNG”) yang berkapasitas 2 juta ton pertahun. Lokasi proyek terletak di Banggai,Sulawesi. Proyek ini dilaksanakan olehPT Donggi Senoro LNG dimiliki olehPT Pertamina Hulu Energi (29%), SulawesiLNG Development Limited (59,9%) danPT Medco LNG Indonesia (11,1%). Proyekyang direncanakan selama 4 tahun ini bernilaiUS$2.802.000 yang dibiayai 40% dari ekuitasdan 60% dari pinjaman.

The long-term receivable is aimed forconstruction of Liquified Natural Gas (“LNG”)production facility with a capacity of 2 milliontonnes per year. The project is located inBanggai, Sulawesi. This project is conductedby PT Donggi Senoro LNG, which is owned byPT Pertamina Hulu Energi (29%), SulawesiLNG Development Limited (59.9%) andPT Medco LNG Indonesia (11.1%). Thisproject, which is planned to be finalised in4 years, amounts to US$2,802,000 funded 40%by equity and 60% by a loan.

Pinjaman jangka panjang sebesarUS$257.773, diberikan oleh PHE kepadaPT Donggi Senoro LNG sesuai denganperjanjian pinjaman pemegang saham yangdibuat di 2011 antara PHE, pemegang sahamPT Donggi Senoro LNG lainnya (PT MedcoLNG Indonesia dan Sulawesi LNGDevelopment Limited) dan PT Donggi SenoroLNG.

The long-term loan of US$257,773 is providedby PHE to PT Donggi Senoro LNG inaccordance with the shareholder loanagreement entered in 2011 between PHE,other shareholders ofPT Donggi Senoro LNG (PT Medco LNGIndonesia and Sulawesi LNG DevelopmentLimited) and PT Donggi Senoro LNG.

Sesuai dengan perjanjian tersebut, tanggaljatuh tempo pembayaran adalah 24 bulansetelah tanggal 21 Januari 2011 (tanggalKeputusan Investasi Final) dengankemungkinan dapat diperpanjang denganpersetujuan semua pemberi pinjaman. Padabulan Desember 2012, jatuh tempopembayaran tersebut diperpanjang menjadi 22Juli 2013.

In accordance with the agreement, therepayment due date is 24 months after21 January 2011 (date of Final InvestmentDecision) with the possibility of extension,subject to consent from all lenders. OnDecember 2012, the maturity date wasextended to 22 July 2013.

Tingkat suku bunga pinjaman adalah LIBORDolar Amerika Serikat satu bulan ditambah3,75% per tahun. Pembayaran bunga jatuhtempo pada setiap akhir periode (yaitu: tigabulan setelah pinjaman dicairkan). Akan tetapi,berdasarkan perjanjian pemegang saham,bunga yang timbul di 2011 dan 2012ditambahkan ke pinjaman pokok tersebut padaakhir periode bunga karena fasilitas produksiLNG masih dalam tahap konstruksi.

The interest rate for the loan is the United StatesDollar one month LIBOR plus 3.75% per annum.The interest payment is due on the last day ofeach interest period (i.e. three months after theloan drawdown). However, in accordance with ashareholders agreement, for 2011 and 2012,interest accruing is compounded with the loan onthe last day of each interest period since theLNG production facility is still under construction.

Pendapatan bunga selama 2012 and 2011masing-masing adalah US$2.693 danUS$1.896. Semua pendapatan bungaditambahkan ke dalam piutang pinjamanpokok.

Interest income for 2012 and 2011 is US$2,693and US$1,896, respectively. All interest incomehas been compounded to the loan receivable.









PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk.(Garuda)

PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. (Garuda)

Pada tanggal 19 Oktober 2009, Perusahaandan Garuda menandatangani PerjanjianPengalihan Utang No. 1617/C00000/2009-SO.Berdasarkan perjanjian ini, utang usahaGaruda sebesar US$76.485 atas pembelianavtur dari Perusahaan untuk periode 1 Juni2004 sampai dengan 30 Juni 2006dikonversikan menjadi pinjaman jangkapanjang, yang dikenakan suku bunga LIBORenam bulan ditambah 1,75% per tahun. Bungaterutang setiap tanggal 30 Juni dan31 Desember, dimulai pada tanggal31 Desember 2009.

On 19 October 2009, the Company andGaruda signed a Transfer of Debt AgreementNo. 1617/C00000/2009-SO. Based on thisagreement, Garuda’s trade payables amountingto US$76,485 for the purchase of avtur from theCompany for the period from 1 June 2004 to30 June 2006 have been converted into a long-term loan, which is subject to interest at the rateof six months’ LIBOR plus 1.75% per annum.Interest is payable every 30 June and31 December starting on 31 December 2009.

Jadwal pembayaran kembali pinjaman adalahsebagai berikut: 1% dari pokok pinjaman padatanggal 31 Desember 2009, 5% dari pokokpinjaman pada tanggal 31 Desember 2010 dan18,8% dari pokok pinjaman pada tanggal31 Desember setiap tahun selanjutnya sampaidengan tanggal 31 Desember 2015. Dendasebesar 2% per tahun dikenakan atasketerlambatan pembayaran.

The schedule of loan repayments is as follows:1% of loan principal on 31 December 2009, 5%of loan principal on 31 December 2010 and18.8% of loan principal on 31 December of eachyear thereafter until 31 December 2015.A penalty of 2% per annum is applied for latepayments.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011dan 1 Januari 2010, saldo piutang jangkapanjang kepada Garuda yang direstrukturisasimasing-masing sebesar US$57.517,US$57.517 dan US$71.896.

As of 31 December 2012 and 2011 and1 January 2010, the outstanding restructuredlong-term receivables from Garuda amounted toUS$57,517, US$57,517 and US$71,896,respectively.

Mutasi piutang dari Garuda yangdirestrukturisasi adalah sebagai berikut:

The movements of the restructured receivablesfrom Garuda are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 57,517 71,896 Beginning balancePenerimaan - (14,379) Receipts

57,517 57,517Bagian lancar disajikan Current portion presented

sebagai piutang lain-lain (28,758) (14,379) as an other receivable

Bagian tidak lancar - bersih 28,759 43,138 Non-current portion - net










PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)(PLN)

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (PLN)

Pada tanggal 5 Desember 2012, PT NusantaraRegas, Entitas Ventura Bersama,menandatangani Perjanjian Tentang Jual BeliGas Bumi Hasil Proses Regasifikasi LNGFSRT Jawa Barat dengan PLN dimana EntitasVentura Bersama menjual gas hasilregasifikasi LNG kepada PLN yang digunakansebagai pasokan gas untuk operasionalpembangkit pusat listrik Muara Karang danTanjung Priok dengan menggunakan assetEntitas Ventura Bersama. Jangka waktuperjanjian adalah sejak pertama kalidimulainya penyerahan gas oleh EntitasVentura Bersama kepada PLN yaitu sejak 24Mei 2012 sampai dengan 31 Desember 2022.

On 5 December 2012, PT Nusantara Regas,Joint Venture Entity entered into the Agreementfor Sale and Purchase of Natural Gas from WestJava FSRT LNG Regasification with PLN,whereby the Joint Venture Entity sells LNGregasification gas to PLN which will be used asgas supply for the operation of Muara Karangand Tanjung Priok power plant centers using theJoint Venture Entity’s assets. Such agreement iseffective from the first delivery of gas by the JointVenture Entity to PLN, i.e. from 24 May 2012 upto 31 December 2022.

Pada tanggal 31 Desember 2012 saldopiutang sewa terkait dengan implikasi dariperlakuan akuntansi sewa pembiayaan atasPJBG antara Entitas Ventura Bersama denganPLN adalah sebesar US$42.729.

As of 31 December 2012, the finance leasereceivable related to implication of finance leaseaccounting treatment on PJBG between the JointVenture Entity and PLN amounted toUS$42,729.

PT Merpati Nusantara Airlines (Persero)(MNA)

PT Merpati Nusantara Airlines (Persero)(MNA)

Pada tanggal 27 Oktober 2009, MNA telahmengajukan permohonan untukmerestrukturisasi utangnya. Kesepakatandicapai pada tanggal 17 Oktober 2011 melaluirapat dengan Kementerian BUMN. Padatanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan1 Januari 2011, saldo piutang jangka panjangkepada MNA yang direstrukturisasi masing-masing sebesar Rp254.288 juta dan US$698(total setara dengan US$26.995), Rp212.665juta (setara dengan US$23.452), danRp212.665 juta (setara dengan US$23.653).Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011dan 1 Januari 2011, saldo penyisihanpenurunan nilai atas piutang ini masing-masing sebesar US$21.992, US$18.262 danUS$22.611.

On 27 October 2009, MNA requested torestructure its payable. An agreement was madeon 17 October 2011 through a meeting at theMinistry of State-Owned Enterprises. As of31 December 2012 and 2011 and 1 January2011, the outstanding restructured long-termreceivables from MNA amounted to Rp254,288million and US$698 (total equivalent toUS$26,995), Rp212,665 million (equivalent toUS$23,452) and Rp212,665 million (equivalentto US$23,653), respectively. As of 31 December2012 and 2011 and 1 January 2011, the balanceof provision for impairment amounting toUS$21,992, US$18,262 and US$22,611,respectively.

c. Utang usaha c. Trade payables


PT Rekayasa Industri 46,161 38,711 46,959 PT Rekayasa IndustriPT Wijaya Karya (Persero) Tbk. 25,800 13,718 - PT Wijaya Karya(Persero) Tbk.PT Adhi Karya (Persero) Tbk. 15,824 - - PT Adhi Karya (Persero) Tbk.PT PAL Indonesia (Persero) 5,534 16,886 - PT PAL Indonesia (Persero)PT Badak NGL - 13,955 - PT Badak NGLPacific Petroleum & Pacific Petroleum &

Trading Co. Ltd. - - 38,324 Trading Co. Ltd.Korea Indonesia Petroleum Co. - - 39 Korea Indonesia Petroleum Co.Lain-lain (masing-masing Others (each

dibawah US$10.000) 54,708 59,686 43,823 below US$10,000)

Jumlah 148,027 142,956 129,145 Total









d. Utang lain-lain d. Other payables


PT Badak NGL 58,749 56,726 35,086 PT Badak NGLLain-lain (masing-masing Others

dibawah US$10.000) 13,919 9,699 3,985 (each below US$10,000)

Jumlah 72,668 66,425 39,071 Total

e. Penjualan dan pendapatan usaha lainnya e. Sales and other operating revenues

Grup melakukan penjualan dan pendapatanusaha lainnya kepada pihak berelasi pada2012 dan 2011 yang mencerminkan 46% dan45% dari total penjualan dan pendapatanusaha lainnya di periode yang sama sebagaiberikut:

The Group had sales and other operatingrevenues involving related parties in 2012 and2011, representing 46% and 45% of the totalsales and other operating revenues for the yearsas follow:

2012 2011*

Penjualan dalam negeri minyak Domestic sales of crude oil,mentah, gas bumi, energi panas natural gas, geothermal energybumi dan hasil minyak and oil products- Entitas yang berelasi dengan

Pemerintah 10,121,258 11,477,254 Entities related to Government -- Pemegang saham 1,987 104,716 Shareholder -- Perusahaan asosiasi 91,034 187,846 Associates -

Penggantian biaya subsidi Subsidy reimbursementsdari Pemerintah from the Government- Pemegang saham 21,923,958 17,860,494 Shareholder -

Penjualan ekspor minyak Export of crudementah dan hasil minyak oil and oil products- Perusahaan asosiasi 292,952 256,963 Associates -

Imbalan jasa pemasaran Marketing fees- Pemegang saham 110,930 150,707 Shareholder -

Pendapatan usaha dari aktivitas Revenues in relation tooperasi lainnya other operating activities- Entitas yang berelasi dengan

Pemerintah 46,392 53,212 Entities related to Government -- Mempunyai anggota manajemen

kunci yang sama denganPerusahaan - 8,260 Common key management -

Jumlah 32,588,511 30,099,452 Total









f. Beban pokok penjualan f. Cost of goods sold

Grup melakukan pembelian dari pihak berelasipada tahun 2012 dan 2011 yangmencerminkan 30% dan 32% dari total bebanpokok penjualan (Catatan 32) di periode yangsama sebagai berikut:

The Group performed purchases from relatedparties in 2012 and 2011, representing 30% and32%, respectively, of the total cost of goods sold(Note 32) for the years as follow:

2012 2011*

Minyak mentah Crude oilPemegang saham 17,622,208 17,640,337 Shareholder

Gas bumi Natural gasEntitas yang berelasi dengan

Pemerintah - 338 Entities related to GovernmentHasil minyak: Oil product:

LPG LPGPerusahaan asosiasi 664,468 570,463 AssociatesEntitas yang berelasi dengan

Pemerintah 38,626 30,367 Entities related to Government

Jumlah 18,325,302 18,241,505 Total

g. Kompensasi manajemen kunci g. Key management compensation

Manajemen kunci adalah Direksi dan DewanKomisaris Perusahaan. Kompensasi yangdibayar atau terutang pada manajemen kunciadalah sebagai berikut:

Key management comprises the Boards ofDirectors and Commissioners of the Company.The compensation paid or payable to keymanagement is shown below:

2012 2011*

Gaji dan imbalan lainnya 26,151 19,929 Salaries and other benefits

h. Hubungan dengan pihak-pihak yangberelasi

h. Relations with related parties

Sifat dari hubungan pihak-pihak yang berelasiyang mengadakan transaksi denganperusahaan:

The nature of the relationships with the relatedparties is as follows:

Hubungan/ Pihak-pihak yang berelasi/Relations Related parties

• Pemegang saham/Shareholder Pemerintah Republik Indonesia/The Government of the Republic of Indonesia

• Perusahaan asosiasi/Associates PT Arun NGLPT Badak NGLPT Elnusa Tbk.Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd.Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd.PT Tugu Reasuransi IndonesiaPT Asuransi Samsung TuguPT Asuransi Jiwa Tugu MandiriPT Trans Java Gas PipelinePT Asuransi Maipark IndonesiaPT Staco Jasapratama IndonesiaPT Donggi Senoro LNG









h. Hubungan dengan pihak-pihak yangberelasi (lanjutan)

h. Relations with related parties (continued)

Hubungan/ Pihak-pihak yang berelasi/Relations Related parties

• Perusahaan ventura bersama/ PT Patra SKJoint ventures PT Nusantara Regas

PT Perta Samtan GasPT Perta Daya Gas

• Mempunyai anggota manajemen Koperasi Karyawan Pertaminakunci yang sama dengan Perusahaan/ Dana Pensiun PertaminaCommon key management Yayasan Kesejahteraan Pegawai Pertamina

• Entitas yang berelasi dengan Pemerintah/ Tentara Nasional Indonesia (TNI)Entities related to the Government Polisi Republik Indonesia (Polri)

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)PT Pupuk Indonesia (Persero)PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk.PT Krakatau Steel (Persero) Tbk.PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk.PT Merpati Nusantara Airlines (Persero)PT Wijaya Karya (Persero) Tbk.PT PAL Indonesia (Persero)PT Trans Pacific Petrochemical IndotamaPT Bina Bangun Wibawa MuktiPerusahaan Badan Usaha Milik Negara (BUMN) lainnyaPerusahaan Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) lainnyaBNIBRIBank MandiriLembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia

• Personil Manajemen Kunci/ Direksi/Board of DirectorsKey Management Personnel Dewan Komisaris/Board of Commissioners

Karyawan lain yang mempunyai peranan kuncidalam Perusahaan/Other key management personnel

Transaksi antar pihak yang berelasi didasarkanpada kesepakatan antar pihak yang padaumumnya mengacu kepada harga pasar dengankeuntungan tertentu.

Transactions between related parties are based on anagreement between both parties which generally referto the market price which include a specified margin.






42. INFORMASI SEGMEN 42. SEGMENT INFORMATION

Manajemen telah menentukan segmen operasiberdasarkan laporan yang ditelaah oleh komitepengarah stratejik yang digunakan untukmengambil keputusan stratejik.

Segmen dikelompokkan menjadi dua kegiatanusaha utama meliputi Hulu dan Hilir, yangmerupakan laporan segmen Perusahaan sesuaiPSAK No 5 (Revisi 2009), “Segmen Operasi”(Catatan 2u).

Management has determined the operating segmentsbased on the reports reviewed by the strategicsteering committee that are used to make strategicdecisions.

Segments are grouped into two principal businessactivities consisting of Upstream and Downstream,representing the Company's reportable segments asdefined in accounting standards for segment reportingSFAS No 5 (Revised 2009), “Operation Segment”(Note 2u).

31 Desember/December 2012Jumlahsebelum

eliminasi/ JumlahTotal konsolidasi/

Hulu/ Hilir/ Lain-lain/ before Eliminasi/ TotalUpstream Downstream Others

a)elimination Elimination consolidated

Penjualan eksternal 3,941,536 66,794,320 188,584 70,924,440 - 70,924,440 External salesPenjualan antar segmen 4,307,059 210,733 173,156 4,690,948 (4,690,948) - Inter-segment sales

Total segmentJumlah segmen pendapatan 8,248,595 67,005,053 361,740 75,615,388 (4,690,948) 70,924,440 revenues

Hasil segmen 4,515,124 178,166 26,161 4,719,451 44,767 4,764,218 Segment results

Rugi selisih kurs Foreign exchange- bersih 40,452 loss - net

Pendapatan keuangan 132,040 Finance incomeBeban keuangan (329,303) Finance costBagian atas laba bersih Share in net income of

perusahaan asosiasi (1,693) associatesPendapatan lain-lain - bersih 196,574 Other income- net

38,070

Laba sebelum beban Income beforepajak penghasilan 4,802,288 income tax expense

Beban pajak penghasilan (2,036,578)

Laba tahun berjalan 2,765,710 Income for the yearLaba yang dapat

diatribusikan kepada: Income attributable to:Pemilik entitas induk 2,760,654 Owners of the parent

Non-controllingKepentingan non-pengendali 5,056 interest

Informasi Lain Other InformationSegmen aset 16,593,803 30,334,031 803,672 47,731,506 (7,603,052) 40,128,454 Segment assetsInvestasi 148,052 7,560,229 150,505 7,858,786 (7,104,880) 753,906 Investments

Jumlah aset 16,741,855 37,894,260 954,177 55,590,291 (14,707,932) 40,882,360 Total assets

Segmen liabilitas 7,137,756 25,737,482 540,080 33,415,318 (7,725,739) 25,689,579 Segment liabilitiesDepreciation, depletion

Beban penyusutan, deplesi and amortisationdan amortisasi 561,030 492,002 18,705 1,071,737 - 1,071,737 expense

Penambahan aset Additions of fixedtetap, aset minyak assets, oil & gas& gas serta and geothermalpanas bumi 2,720,660 710,176 26,275 3,457,111 - 3,457,111 properties

a) Lain-lain terdiri dari sewa perkantoran, perumahan danhotel, jasa pengangkutan udara, jasa kesehatan danpengoperasian rumah sakit, manajemen portofolio, jasapengeboran minyak dan gas, jasa transportasi gas, jasapengembangan sumber daya manusia dan jasa asuransi.

a) Others consist of offices rental, housing and operation of hotels,air transportation services, health services and operation ofhospitals, investment management, oil and gas drilling services,gas transportation services, human resources developmentservices and insurance services.






42. INFORMASI SEGMEN (lanjutan) 42. SEGMENT INFORMATION (continued)

31 Desember/December 2011*Jumlahsebelum

eliminasi/ JumlahTotal konsolidasi/

Hulu/ Hilir/ Lain-lain/ before Eliminasi/ TotalUpstream Downstream Others

a)elimination Elimination consolidated

Penjualan eksternal 3,596,829 63,536,752 163,860 67,297,441 - 67,297,441 External salesPenjualan antar segmen 4,256,018 195,467 149,434 4,600,919 (4,600,919) - Inter-segment sales

Total segmentJumlah segmen pendapatan 7,852,847 63,732,219 313,294 71,898,360 (4,600,919) 67,297,441 revenues

Hasil segmen 4,641,004 823,179 16,426 5,480,609 (126,685) 5,353,924 Segment results

Laba selisih kurs Foreign exchange- bersih (10,090) gain - net

Pendapatan keuangan 118,095 Finance incomeBeban keuangan (287,396) Finance costBagian atas laba bersih Share in net income of

perusahaan asosiasi (6,320) associatesPendapatan lain-lain - bersih (663,459) Other income - net

(849,170)

Laba sebelum beban Income beforepajak penghasilan 4,504,752 income tax expense

Beban pajak penghasilan 2,099,452 Income tax expense

Laba tahun berjalan 2,405,300 Income for the yearLaba yang dapat

diatribusikan kepada: Income attributable to:Pemilik entitas induk 2,399,155 Owners of the parent

Non-controllingKepentingan non-pengendali 6,145 interest

Informasi Lain Other InformationSegmen aset 16,434,116 26,352,122 886,890 43,673,128 (9,485,043) 34,188,085 Segment assetsInvestasi 77,985 6,397,292 103,329 7,118,606 (6,383,048) 735,558 Investments

Jumlah aset 16,512,101 32,749,414 990,219 50,791,734 (15,868,091) 34,923,643 Total assets

Segmen liabilitas 7,904,179 22,598,053 586,270 31,088,502 (9,447,469) 21,641,003 Segment liabilitiesDepreciation, depletion

Beban penyusutan, deplesi and amortisationdan amortisasi (395,631) (503,289) (19,830) (918,750) - (918,750) expense

Penambahan aset Additions of fixedtetap, aset minyak assets, oil & gas& gas serta and geothermalpanas bumi 1,747,494 803,239 16,961 2,567,694 - 2,567,694 properties

a) Lain-lain terdiri dari sewa perkantoran, perumahan danhotel, jasa pengangkutan udara, jasa kesehatan danpengoperasian rumah sakit, manajemen portofolio, jasapengeboran minyak dan gas, jasa transportasi gas, jasapengembangan sumber daya manusia dan jasa asuransi.

a) Others consist of office rental, housing and operation of hotel,air transportation services, health services and operation ofhospitals, investment management, oil and gas drilling services,gas transportation services, human resources developmentservices and insurance services.

Transaksi antar segmen dilakukan denganmengacu pada syarat yang disetujui di antaraperusahaan-perusahaan.

Transaction between segments are carried out atagreed terms between companies.

Tabel berikut ini menunjukkan distribusi daripendapatan konsolidasian Grup berdasarkansegmen geografis:

The following table shows the distribution of theGroup’s consolidated revenues based on itsgeographic segments:

2012 2011*Pendapatan RevenuesIndonesia 66,210,179 63,007,645 IndonesiaNegara lainnya 4,714,261 4,289,796 Other countries

Pendapatan konsolidasian 70,924,440 67,297,441 Consolidated revenues







42. INFORMASI SEGMEN (lanjutan) 42. SEGMENT INFORMATION (continued)

Pendapatan dari dua pelanggan segmen hilir padatahun 2012 dan 2011 mencerminkan 41,54% dan40,14% (US$29.460.322 dan US$27.012.229) darijumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya.

Revenue from two customers of the downstreamsegment in 2012 and 2011 represents approximately41.54% and 40.14% (US$29,460,322 andUS$27,012,229) of total sales and other operatingrevenues.

Seluruh aset Grup secara substansial berlokasi diIndonesia, kecuali aset tetap Petral berupa kantoryang berlokasi di Hong Kong dan Singapura.

Substantially all of the Group’s assets are located inIndonesia, except for Petral’s offices which arelocated in Hong Kong and Singapore.

43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GASBUMI

43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS

a. Kontrak Kerja Sama (KKS) a. Production Sharing Contracts (PSCs)

KKS dibuat oleh kontraktor KKS denganPemerintah melalui BPMIGAS (sekarangSKSP MIGAS atau SKK MIGAS) untuk jangkawaktu kontrak 20 - 30 tahun dan dapatdiperpanjang sesuai dengan peraturan yangberlaku.

PSCs are entered into by PSC contractors withBPMIGAS (now SKSP MIGAS or SKK MIGASacting on behalf of the Government, for a periodof 20 - 30 years, and may be extended inaccordance with applicable regulations.

- Wilayah Kerja - Working Area

Wilayah kerja KKS adalah wilayahdimana kontraktor KKS dapatmelaksanakan kegiatan operasi minyakdan gas bumi. Pada saat atau sebelumakhir tahun kontrak ke-10 sejak tanggalefektif KKS, kontraktor KKS wajibmengembalikan 10% dari luas wilayahkerja yang ditentukan kepadaPemerintah.

The PSC working area is a designated areain which the PSC contractors may conductoil and gas operations. On or before thetenth year from the effective date of PSCs,the PSC contractors must return 10% ofsuch designated working area to theGovernment.

- Bagi Hasil Produksi Minyak Mentahdan Gas Bumi

- Crude Oil and Gas Production Sharing

Pembagian hasil produksi minyak dangas bumi dihitung secara tahunan, danmerupakan jumlah lifting minyak dan gasbumi selama periode/tahun yang berakhirpada tanggal 31 Desember setelahdikurangi Investment Credit, FirstTranche Petroleum (FTP) dan costrecovery.

Oil and gas production sharing isdetermined annually, and represents thetotal liftings of oil and gas in eachperiod/year ending 31 December net ofInvestment Credit, First Tranche Petroleum(FTP) and cost recovery.

Kontraktor KKS dikenai pajak ataspendapatan kena pajak dari kegiatan KKSberdasarkan bagian mereka atas hasilproduksi minyak dan gas bumi, dikurangibonus-bonus, pada tarif pajak gabunganyang terdiri dari pajak penghasilan badandan pajak dividen.

The PSC contractors are subject to tax ontheir taxable income from their PSCoperations based on their share of equity oiland gas production, less bonuses, at acombined tax rate comprising corporateincome tax and dividend tax.






43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GASBUMI (lanjutan)

43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS(continued)

a. Kontrak Kerja Sama (KKS) (lanjutan) a. Production Sharing Contracts (PSCs)(continued)

- Pengembalian Biaya Operasi - Cost Recovery

Pengembalian biaya operasi tiap tahunterdiri dari:

Annual cost recovery comprises:

i. Biaya non-kapital tahun berjalan i. Current year non-capital costsii. Penyusutan biaya kapital tahun

berjalanii. Current year depreciation of capital

costsiii. Biaya operasi tahun-tahun

sebelumnya yang belum memperolehpenggantian (unrecovered cost)

iii. Unrecovered prior years’ operating costs

- Harga Minyak Mentah dan Gas Bumi - Crude Oil and Natural Gas Prices

Bagian kontraktor KKS atas produksiminyak mentah dinilai dengan HargaMinyak Indonesia (Indonesian CrudePrices - ICP). Gas bumi yang dikirimkepada pihak ketiga dan pihak yangberelasi dinilai dengan harga yangditetapkan dalam perjanjian jual beli yangbersangkutan.

The PSC contractors’ crude oil production ispriced at Indonesian Crude Prices (ICP).Natural gas deliveries to third parties andrelated parties are valued based on theprices stipulated in the respective sale andpurchase contracts.

- Domestic Market Obligation (DMO) - Domestic Market Obligation (DMO)

Minyak Mentah Crude Oil

Kontraktor KKS wajib memenuhikebutuhan dalam negeri Indonesiadengan perhitungan setiap tahun sebagaiberikut:

The PSC contractor is required to supply thedomestic market in Indonesia with thefollowing annual calculation:

i. Mengalikan jumlah minyak mentahyang diproduksikan dari wilayah kerjadengan hasil pembagian antara jumlahkebutuhan minyak mentah dalamnegeri sebagai pembilang dan jumlahseluruh minyak mentah Indonesiayang diproduksi oleh seluruhperusahaan perminyakan sebagaipenyebut.

i. Multiply the total quantity of crude oilproduced from contract area by a fractionthe numerator of which is the totalquantity of crude oil to be supplied andthe denominator is the entire Indonesianproduction of crude oil of all petroleumcompanies.

ii. Menghitung 25% jumlah minyakmentah yang diproduksi dari wilayahkerja KKS.

ii. Compute 25% of the total quantity ofcrude oil produced from the contractarea.

iii. Mengalikan jumlah minyak mentahyang lebih kecil antara hitungan (i) dan(ii) dengan persentase bagi hasilminyak mentah.

iii. Multiply the lower computed, eitherunder (i) or (ii) by the resultantpercentage of the contractor’sentitlement.

Harga DMO untuk minyak mentah adalahharga rata-rata tertimbang dari seluruhjenis minyak mentah yang dijual olehKKS.

The price at which the DMO crude oil issupplied is equal to the weighted average ofall types of crude oil sold by the PSCContractor.








a. Kontrak Kerja Sama (KKS) (lanjutan) a. Production Sharing Contracts (PSCs)(continued)

- Domestic Market Obligation (DMO)(lanjutan)

- Domestic Market Obligation (DMO)(continued)

Gas Bumi Natural Gas

Kontraktor KKS juga wajib memenuhikebutuhan gas dalam negeri Indonesiasebesar 25% dari total gas bumi yangdiproduksi dari wilayah kerja kontraktorKKS dikalikan dengan persentase bagihasil gas bumi Kontraktor KKS.

The PSC contractor is also required tosupply the domestic market in Indonesiawith 25% of the total quantity of natural gasproduced from the contract area multipliedby the PSC Contractor entitlementpercentage.

Harga DMO untuk gas bumi adalah hargayang ditentukan berdasarkan harga jualyang disepakati di dalam kontrakpenjualan.

The price at which the DMO gas is suppliedis the price determined based on theagreed contracted sales prices.

- FTP - FTP

Pemerintah berhak untuk menerimasampai sebesar 10% - 20% dari jumlahproduksi minyak dan gas setiap tahunsebelum dikurangi dengan pengembalianbiaya operasi dan kredit investasi.

The Government is entitled to receive anamount ranging from 10% - 20% of the totalproduction of oil and gas each year beforeany deduction for recovery of operatingcosts and investment credit.

- Hak milik atas persediaan danperlengkapan, dan peralatan

- Ownership of materials and supplies,and equipment

Persediaan, perlengkapan, dan peralatanyang dibeli oleh kontraktor KKS untukkegiatan operasi minyak dan gas bumimenjadi milik Pemerintah, namundemikian, kontraktor KKS mempunyai hakuntuk menggunakan persediaan,perlengkapan, dan peralatan tersebutsampai dinyatakan surplus atauditinggalkan dengan persetujuan MESDM.

Materials, supplies, and equipmentacquired by the PSC contractors for oil andgas operations belong to the Government;however, the PSC contractors have theright to utilise such materials, supplies, andequipment until they are declared surplus orabandoned with the approval of MoEMR.

b. Kontrak Kerjasama PT Pertamina EP b. PT Pertamina EP’s Cooperation Contract

Pada tanggal 17 September 2005, kontrakkerjasama minyak dan gas bumi dalam bentukKontrak Minyak dan Gas Bumi Pertamina yangserupa dengan KKS sebagai kelanjutan dariPertamina Petroleum Contract (“PPC”)ditandatangani antara BPMIGAS dan PTPertamina EP untuk jangka waktu 30 tahundari tanggal 17 September 2005 sampaidengan tanggal 16 September 2035 dan dapatdiperpanjang sesuai dengan kesepakatantertulis antara para pihak (BPMIGAS dan PTPertamina EP) dan persetujuan Pemerintah.

On 17 September 2005, an oil and gascooperation contract in the form of “KontrakMinyak dan Gas Bumi Pertamina” which isequivalent to a PSC, was signed betweenBPMIGAS and PT Pertamina EP as a successorcontract to the Pertamina’s Petroleum Contract(“PPC”).This involved a period of 30 years from17 September 2005 until 16 September 2035,which may be extended in accordance with awritten agreement between the parties(BPMIGAS and PT Pertamina EP) and approvalfrom the Government.








b. Kontrak Kerjasama PT Pertamina EP(lanjutan)

b. PT Pertamina EP’s Cooperation Contract(continued)

Ketentuan Kontrak Kerjasama PT PertaminaEP berbeda dari ketentuan KKS padaumumnya dalam hal-hal sebagai berikut:

The terms of PT Pertamina EP’s CooperationContract differ from general PSC terms in thefollowing respect:

- Bagi Hasil Minyak Mentah dan GasBumi

- Crude Oil and Natural Gas ProductionSharing

Bagi hasil produksi minyak dan gasantara PT Pertamina EP dan Pemerintahadalah masing-masing 67,2269% dan32,7731%.

PT Pertamina EP’s and the Government’sshare of equity (profit) oil and gas productionis 67.2269% and 32.7731%, respectively.

- FTP - FTP

Pemerintah dan PT Pertamina EP berhakuntuk menerima sebesar 5% dari totalproduksi minyak dan gas setiap tahunnyasebelum dikurangi dengan pengembalianbiaya operasi dan kredit investasi. FTPdibagi antara Pemerintah danPT Pertamina EP sesuai dengan bagihasil atas produksi minyak dan gas.

The Government and PT Pertamina EP areentitled to receive an amount equal to 5% ofthe total production of oil and gas each yearbefore any deduction for recovery ofoperating costs and investment credit. FTPis shared between the Government andPT Pertamina EP in accordance with theentitlements to oil and gas production.

c. Perjanjian kerjasama dengan pihak-pihakdalam melakukan aktivitas minyak dan gas– PT Pertamina EP

c. Cooperation arrangements with the parties inconducting oil and gas activities –PT Pertamina EP

PT Pertamina EP dapat melakukan perjanjiankerja sama dengan pihak lain dalam kegiatanoperasi minyak dan gas bumi atau perjanjianperbantuan teknis di sebagian wilayah kerjaKKS dalam bentuk perjanjian kerjasamaoperasi dengan persetujuan Pemerintahmelalui MESDM.

PT Pertamina EP can establish cooperationagreements with other parties in conducting oiland gas activities or technical assistancearrangements in certain parts of its CooperationContract working area under Joint VentureArrangements with the approval of theGovernment through MoEMR.

Recoverable cost dan bagi hasil untuk pihak-pihak lain pada perjanjian kerjasama berikut,merupakan bagian dari recoverable costberdasarkan Kontrak Kerjasama PT PertaminaEP.

The recoverable costs and profit shares of theother parties under the following cooperationagreements form part of PT Pertamina EP’srecoverable costs under its CooperationContract.








c. Perjanjian kerjasama dengan pihak-pihakdalam melakukan aktivitas minyak dan gas– PT Pertamina EP (lanjutan)

c. Cooperation arrangements with the parties inconducting oil and gas activities –PT Pertamina EP (continued)

- Kontrak Bantuan Teknis (KBT) - Technical Assistance Contracts (TAC)

Dalam KBT, kegiatan operasionaldilakukan melalui perjanjian kemitraandengan PT Pertamina EP. KBT diberikanpada lapangan yang telah berproduksiatau pernah berproduksi tetapi sudahtidak berproduksi. Produksi minyak dangas bumi dibagi menjadi bagian tidakdibagi (non-shareable) dan bagian dibagi(shareable). Bagian tidak dibagimerupakan produksi yang diperkirakandapat dicapai dari suatu lapangan(berdasarkan tren historis produksi darisuatu lapangan) pada saat KBTditandatangani dan menjadi hakPT Pertamina EP. Produksi bagian tidakdibagi akan menurun setiap tahunnya,yang mencerminkan ekspektasipenurunan produksi. Bagian dapat dibagiberkaitan dengan penambahan produksiyang berasal dari investasi Mitra Usahapada lapangan KBT.

Mitra Usaha berhak atas pengembalianbiaya dengan pembatasan tertentu yangdiatur dalam masing-masing kontrak. Sisaproduksi bagian dibagi (produksi yangdibagi dikurangi pengembalian biaya)akan dibagi antara PT Pertamina EP danMitra Usaha. Persentase bagi hasil sisaproduksi yang dibagi untuk Mitra Usahadiatur dalam masing-masing kontrak, yaituantara 26,7857% sampai dengan67,3077% untuk minyak bumi dan62,5000% sampai dengan 79,9231%untuk gas bumi. Berikut adalah perjanjianKBT PT Pertamina EP pada tanggal 31Desember 2012:

Under a TAC, operations are conductedthrough partnership arrangements with PTPertamina EP. TACs are awarded for fieldswhich are currently in production, or whichhad previously been in production, but inwhich production had ceased. Crude oiland natural gas production is divided intonon-shareable and shareable portions. Thenon-shareable portion represents theproduction which is expected from the field(based on the historic production trends ofthe field) at the time the TAC is signed andaccrues to PT Pertamina EP. Non-shareable production decreases annuallyreflecting expected declines in production.The shareable portion of productioncorresponds to the additional productionresulting from the Partners’ investments inthe TAC fields.

The Partners are entitled to recover costs,subject to specified annual limitationsdepending on the contract terms.Theremaining portion of shareable production(shareable production less cost recovery) issplit between PT Pertamina EP and thePartners. The Partners’ share of equity(profit) oil and gas production is stipulatedin each contract and ranges from26.7857% to 67.3077% and from62.5000% to 79.9231%, respectively. As at31 December 2012 PT Pertamina EP’sTAC arrangements were as follows:










- Kontrak Bantuan Teknis (KBT)(lanjutan)

- Technical Assistance Contracts (TAC)(continued)

Mitra Usaha/Partner

Wilayah Kerja/Working Area

Wilayah/Area

TanggalEfektif

Kontrak/EffectiveDate of

Contract

Tanggal MulaiProduksi/

Date ofCommencement of

Production

Tanggal AkhirKontrak/

Date of End ofContract

Produksi/Production

PT Medco E&PSembakung Sembakung

KalimantanTimur/

East Kalimantan 22/12/1993 4/10/1994 21/12/2013 Minyak/Oil

Korea Development(Poleng) Co. Ltd. Poleng

Jawa Timur/East Java 22/12/1993 1/5/1998 21/12/2013

Minyak dan gas/Oil and gas

PT Babat KukuiEnergi Babat, Kukui Jambi 12/7/1994 12/11/2003 11/7/2014 Minyak/Oil

PT BinawahanaPetrindo Meruap Meruap Jambi 12/7/1994 30/8/2000 11/7/2014 Minyak/Oil

PT Patrindo PersadaMaju Mogoi, Wasian Papua 12/7/1994 22/9/2000 11/7/2014 Minyak/Oil

PT Radiant EnergiSukatani Sukatani

JawaBarat/West Java 16/6/1995 15/08/2001 15/6/2015 Minyak/Oil

PT PelangiHaurgeulisResources Haurgeulis

JawaBarat/West Java 17/11/1995 26/6/2003 16/11/2015 Gas/Gas

PT Radiant RamokSenabing

RamokSenabing

SumateraSelatan/South

Sumatera 9/1/1995 23/9/2002 8/1/2015 Minyak/Oil

Intermega SabakuPte Ltd.

Sabaku,Salawati - A, D Papua 9/1/1995 30/11/1995 8/1/2015 Minyak/Oil

Intermega SalawatiPte Ltd.

Salawati – C, E,N dan F Papua 9/1/1995 18/10/1995 8/1/2015 Minyak/Oil

PT SembraniPersada Oil(SEMCO) Semberah

KalimantanTimur/EastKalimantan 17/11/1995 28/6/2004 16/11/2015


Salamander Energy(North Sumatera)Ltd.

Glagah,Kambuna

SumateraUtara/NorthSumatera 17/12/1996 17/9/2009 16/12/2016


PT Retco PrimaEnergi

Tanjung MiringTimur



Pilona Petro TanjungLontar Ltd. Tanjung Lontar












- Kontrak Bantuan Teknis (KBT)(lanjutan)

- Technical Assistance Contracts (TAC)(continued)

Mitra Usaha/Partner

WilayahKerja/

Working AreaWilayah/

Area

TanggalEfektif


Contract


Date ofCommencement

of Production

Tanggal AkhirKontrak/

Date of End ofContract

Produksi/Production

PT Akar GolindoTuba Obi

Timur Jambi 15/5/1997 11/10/2011 14/5/2017 Minyak/Oil

PT Insani MitrasaniGelam

Sungai Gelam- A, B, D Jambi 15/5/1997 13/10/2004 14/5/2017

Minyak danGas/Oil and Gas

Blue Sky LangsaLtd. Langsa Aceh 15/5/1997 28/2/2002 14/5/2017 Minyak/Oil

PT Putra KencanaDiski Petroleum Diski Aceh 16/11/1998 13/02/2002 15/11/2018 Minyak/Oil

IBN Oil Holdico Ltd.Linda - A, C,

G, Sele Papua 16/11/1998 4/9/2000 15/11/2018 Minyak/Oil

PT Indama PuteraKayapratama Kaya



Ellipse EnergyJatirarangonWahana Ltd. Jatirarangon

JawaBarat/West

Java 22/5/2000 1/11/2004 21/5/2020Minyak dan

Gas/Oil and Gas

PT Binatek RekaKruh Kruh



PT Eksindo TelagaSaid Darat Telaga Said Aceh 7/8/2002 16/02/2006 6/8/2022 Minyak/Oil

PT PertalahanArnebataraNatuna Udang Natuna

KepulauanRiau/Riau

Archipelago 7/8/2002 28/11/2005 6/8/2022 Minyak/Oil

PT Indo JayaSukaraja (EascoSukaraja)

Sukaraja,Pendopo



PT PrakarsaBetung MeruoSenami Meruo Senami Jambi 14/8/2002 15/02/2012 13/8/2022 Minyak/Oil

Pada saat berakhirnya KBT, seluruh aset KBTdiserahkan kepada PT Pertamina EP. MitraUsaha KBT bertanggung-jawab untukmenyelesaikan semua liabilitas KBT yangmasih belum diselesaikan kepada pihak ketigasampai dengan tanggal tersebut.

At the end of TAC contracts, all TAC assets aretransferred to PT Pertamina EP. The TACPartners are responsible for settling alloutstanding TAC liabilities to third parties untilthe end of the TAC contracts.










- Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”) - Operation Co-operation (“OC”) Contract

Dalam KSO, kegiatan operasionaldilakukan melalui perjanjian Mitra Usahadengan PT Pertamina EP. KSO diberikanpada lapangan yang telah berproduksi,dahulu pernah berproduksi tetapikemudian dihentikan atau belumberproduksi. Terdapat dua jenis kontrakKSO yaitu:

In an OC Contract, operations areconducted through partnershiparrangements with PT Pertamina EP. OCsContract are awarded for fields which arecurrently in production, or which havepreviously been in production, but in whichproduction has ceased, or for areas with noprevious production. The two types of OCcontract are:

a. Kontrak KSO Eksplorasi - Produksib. Kontrak KSO Produksi

a. OC Production - Exploration contractb. OC Production contract

Pada kontrak KSO Eksplorasi-Produksitidak ada bagian minyak mentah yangtidak dibagi (Non-Shareable Oil). Padakontrak KSO Produksi, produksi minyakbumi dibagi menjadi bagian yang tidakdibagi (non-shareable) dan bagian yangdibagi (shareable).

Under an OC Production-Explorationcontract, there is no Non-Shareable Oil.Under an OC Production contract, the crudeoil production is divided into non-shareableand shareable portions.

Bagian tidak dibagi atas produksi minyakmentah (”NSO”) merupakan produksiyang diperkirakan dapat dicapai darisuatu lapangan (berdasarkan tren historisproduksi dari suatu lapangan) pada saatperjanjian KSO ditandatangani danmenjadi hak PT Pertamina EP. Bagiandibagi berkaitan dengan penambahanproduksi minyak dan gas yang berasaldari investasi Mitra Usaha terhadaplapangan KSO yang bersangkutan dansecara umum dibagikan dengan polayang sama seperti KKS. Dalam beberapakontrak KSO produksi, meskipun produksisama atau masih dibawah bagian minyakmentah yang tidak dibagi, penggantianbiaya produksi tidak akan ditunda dandapat diperoleh Mitra Usaha denganketentuan sebagai berikut:

The non-shareable portion of crude oil (the”NSO”) production represents the productionwhich is expected from the field (based onthe historic production trends of the field) atthe time the OC is signed, and it accrues toPT Pertamina EP. The shareable portion ofcrude and gas production corresponds tothe additional production resulting from thePartners’ investments in the OC fields and isin general split between the parties in thesame way as under a Cooperation Contract.In certain OC production contracts, in theevent that the production is the same as orless than the NSO, the Partner’s productioncost will not be deferred and will berecovered with the following provisions:

- Apabila total biaya produksi yangdikeluarkan untuk operasi tahunberjalan lebih rendah dari totalpendapatan NSO, makapengembaliannya diberikan 70% daritotal biaya produksi tahun berjalantersebut, dan kekurangan biayaproduksi tidak diperhitungkan lagipada tahun-tahun berikutnya.

- In the event that the total productioncost incurred for the current year’soperations is less than total NSOrevenue, recovery will be 70% ofproduction cost incurred for the currentyear’s operations and the remainingproduction cost will not be carriedforward to any subsequent year.










- Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”)(lanjutan)

- Operation Cooperation (“OC”) Contract(continued)

- Apabila total biaya produksi yangdikeluarkan sehubungan denganoperasi tahun berjalan lebih tinggi daritotal pendapatan NSO, makapengembaliannya diberikan sebesar50% dari total pendapatan NSO dankekurangannya tidak diperhitungkanlagi pada tahun-tahun berikutnya.

- In the event that total production costincurred for the current year’soperations is higher than total NSOrevenue, recovery will be 50% of totalNSO revenue and the remainingproduction cost will not be carriedforward to any subsequent year.

Persentase bagi hasil produksi bagianMitra Usaha diatur dalam masing-masingkontrak, yaitu berkisar antara 16,6667%sampai dengan 26,7857% untuk minyakdan 28,8627% sampai dengan 53,5714%untuk gas bumi.

The Partner’s share of equity (profit) oil andgas production is stipulated in each contractand ranges from 16.6667% to 26.7857% foroil and 28.8627% to 53.5714% for gas,respectively.

Terdapat komitmen investasi spesifik yangharus dilakukan dalam jangka waktu tigatahun setelah tanggal kontrak KSO. Untukmenjamin pelaksanaan komitmentersebut, Mitra Usaha diharuskanmemberikan garansi bank, yang tidakdapat dibatalkan dan tanpa syarat kepadaPT Pertamina EP. Mitra Usaha KSO jugadiharuskan untuk melakukan pembayarankepada PT Pertamina EP sejumlah uangyang telah dicantumkan di dalamdokumen penawaran sebelum tanggalpenandatanganan kontrak KSO.

Specified investment expenditurecommitments are required to be made inthe first three years after the OC contractdate. To ensure that these expenditurecommitments will be met, the Partners arerequired to provide PT Pertamina EP withirrevocable and unconditional bankguarantees. The OC Partners are alsorequired to make payments to PTPertamina EP before the date of signing theOC contracts, of the amounts stated in thebid documents.

Pada tanggal 31 Desember 2012perjanjian Mitra Usaha KSO PT PertaminaEP adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012 PT PertaminaEP’s OC partnership agreements were asfollows:

Mitra Usaha/Partner

WilayahKerja/

WorkingArea

Wilayah/Area

TanggalEfektif


Contract

Tanggalakhir

kontrak/Date of Endof Contract


Commencementof Production

Produksi/Production

PT IndelbergIndonesia Perkasa Suci

Jawa Timur/

East Java 25/04/2007 24/04/2027 - -

PT Kendal Oil and Gas Kendal Jawa Tengah/

Central Java

25/04/2007 24/04/2027 - -

PT Kamundan Energy Kamundan Papua 25/04/2007 24/04/2027 - -

PT Formasi SumateraEnergy

Tanjung TigaTimur

SumateraSelatan/

South Sumatera

25/04/2007 24/04/2022 25/04/2007 Minyak/Oil

GEO Minergy SungaiLilin Ltd.

*)Sungai Lilin Sumatera

Selatan/

South Sumatera

25/04/2007 24/04/2022 25/04/2007 Minyak/Oil

PT Geraldo PutraMandiri

**)Ibul Tenggara Sumatera 25/04/2007 24/04/2022 25/04/2007 Minyak/Oil












Mitra Usaha/Partner

WilayahKerja/

WorkingArea

Wilayah/Area

TanggalEfektif


Contract

Tanggalakhir

kontrak/Date of Endof Contract


Commencementof Production

Produksi/Production

Patina Group Ltd. Bangkudulis KalimantanTimur/

East Kalimantan

25/04/2007 24/04/2022 01/1/2011 Minyak/Oil

Pacific Oil & Gas(Perlak) Ltd.

Perlak Sumatera Utara/

North Sumatera

25/04/2007 24/04/2022 Juli/July 2011 Minyak/Oil

PT Indrillco HuluEnergy Ltd.

Uno Dos

Rayu

SumateraSelatan/

South Sumatera

19/12/2007 18/12/2007 - Minyak/Oil

PT Benakat BaratPetroleum

BenakatBarat

SumateraSelatan/

South Sumatera

16/03/2009 15/03/2024 16/3/2009 Minyak/Oil

PT PetroenergiUtama Wiriagar

Wiriagar Papua Barat/

West Papua

02/09/2009 01/09/2024 02/09/2009 Minyak/Oil

PT Santika PendopoEnergy

Talang Akar SumateraSelatan/

South Sumatera

05/06/2010 04/06/2025 05/07/2010 Minyak/Oil

Cooper EnergySukananti Ltd.

TangaiSukananti

SumateraSelatan/

South Sumatera

26/07/2010 25/07/2025 26/07/2010 Minyak/Oil

PD Migas Bekasi***)

Jatinegara Jawa Barat/

West Java

17/02/2011 16/02/2026 17/02/2011 Gas

Samudra EnergyTanjung LontarLimited

Tanjung

Lontar Timur

SumateraSelatan/

South Sumatera

17/02/2011 16/02/2031 - -

Prisma KampungMinyak Ltd

*)Kampung

Minyak

SumateraSelatan/

South Sumatera

15/07/2011 14/07/2026 15/07/2012 Minyak/Oil

Ramba Energy WestJambi Limited

Jambi Barat Jambi 13/06/2011 12/06/2031 - -

PT Techwin BenakatTimur

*)Benakat

TimurSumatera

Selatan/

South Sumatera

01/05/2012 30/04/2027 01/05/2012 Minyak/Oil

PT Petroenim BetunSelo

Muara Enim SumateraSelatan/

South Sumatera

28/06/2012 27/06/2027 28/06/2012 Minyak/Oil

PT Tawun GegunungEnergi

***)Cepu Blora Jawa Timur/

East Java

28/06/2012 27/06/2027 28/06/2012 Minyak/Oil

Foster TrembesPetroleum Ltd

***)Cepu Blora Jawa Timur/

East Java

28/06/2012 27/06/2027 28/06/2012 Minyak/Oil

PT AxisSambidoyongEnergi

***)

Sambidoyong Jawa Barat/

West Java

26/07/2012 25/07/2027 26/07/2012 Minyak/Oil

PT IEV Pabuaran***)

Pabuaran Jawa Barat/

West Java

03/08/2012 02/08/2027 03/08/2012 Gas

PT Klasofo EnergyResources

KlamonoSelatan

Papua 22/11/2012 21/11/2032 - -

PT Energi JambiIndonesia

Jambi Barat Jambi 23/11/2012 22/11/2032 - -

*) Produksi dibawah NSO/Production is less than NSO**) Terminasi pada 25 April 2012/Terminated at 25 April 2012***) Tanggal Mulai Produksi merupakan tanggal efektif kontrak/Commencement date of production is effective date of contract












Pada saat tanggal kontrak KSO berakhir,seluruh aset KSO diserahkan kepadaPT Pertamina EP. Mitra Usaha KSObertanggung jawab untuk menyelesaikansemua liabilitas KSO yang masih belumdiselesaikan kepada pihak ketiga sampaidengan tanggal tersebut.

At the end of OC contracts, all OC assetsare transferred to PT Pertamina EP. TheOC Partners are responsible for settling alloutstanding OC liabilities to third partiesuntil the end of the OC contracts.

- Kontrak Unitisasi - Unitisation Agreement

Sesuai dengan Peraturan PemerintahNo. 35 Tahun 2004 tentang KegiatanUsaha Hulu Minyak dan Gas Bumi,Kontraktor KKS diwajibkan untukmelakukan unitisasi apabila terbuktiadanya reservoar yang memasuki WilayahKerja Kontraktor lainnya. Menteri Energidan Sumber Daya Mineral menentukanoperator pelaksana unitisasi berdasarkankesepakatan di antara para Kontraktoryang melakukan unitisasi setelahmendapatkan pertimbangan SKK MIGAS.

In accordance with the GovernmentRegulation No. 35 of Year 2004 onUpstream Oil and Gas Business Activities, acontractor is required to conduct unitisationif it is proven that its reservoir extends intoanother contractor’s Working Area. TheMinister of Energy and Mineral Resourceswill determine the operator for theunitisation based on the agreementbetween the contractors entering theunitisation after considering the opinions ofSKK MIGAS.

Karena beberapa pelamparan reservoarPT Pertamina EP memasuki WilayahKerja Kontraktor lainnya, PT PertaminaEP melakukan perikatan PerjanjianUnitisasi dengan beberapa kontraktor:.

Since several of PT Pertamina EP’s oil andgas reservoirs extend into otherContractors’ Working Areas, PT PertaminaEP has already entered into UnitisationAgreements with several contractors.










- Kontrak Unitisasi (lanjutan) - Unitisation Agreement (continued)

Pada tanggal 31 Desember 2012,PT Pertamina EP memiliki PerjanjianUnitisasi sebagai berikut:

As at 31 December 2012, PT PertaminaEP’s Unitisation Agreements were asfollows:

Lapangan/ Bagian/Share ofField Operator PT Pertamina EP Lokasi/Location

Air Serdang Talisman Ogan Komering Ltd. Minyak/Oil: 21.96% Air Serdang, Sumateradan/and Gas/ Selatan/South SumateraGas: 19.93%

Wakamuk Petrochina International Minyak dan Gas/ Sorong, Papua(Bermuda) Ltd. Oil and Gas: 50%

Sukowati JOB Pertamina-Petrochina Minyak dan Gas/ Tuban, Jawa Timur/East JavaEast Java Oil and Gas: 80%

Suban ConocoPhilips (Grissik) Ltd. Minyak dan Gas/ Suban, JambiOil and Gas: 10%

Tanjung Laban PT Pertamina EP Minyak dan Gas/ Tanjung Laban, SumateraOil and Gas: Selatan/South Sumatera74.99 %

MB Unit Pertamina Hulu Energi Offshore Minyak dan Gas/ Jawa Barat/ West JavaNorth West Java Ltd. Oil and Gas: 47.4%

Tiung Biru*) PT Pertamina EP Cepu Gas/Gas: 8.06% Jambaran, Jawa Timur/EastJava

*) Unitisasi Tiung Biru belum memasuki tahap produksi. *) Unitisation of Tiung Biru has not yet in productionstage.

Perjanjian Unit Air Serdang Air Serdang Unit Agreement

Pada tanggal 22 Juli 1991, CanadaNorthwest Energy (South Sumatra) Ltd.(“CNESS”), Bow Valley Industries (OganKomering) Ltd (“BVI (OK)”) (secarabersama-sama disebut: “KKS OganKomering”) dan Pertaminamenandatangani Perjanjian Unit AirSerdang (“Perjanjian Unitisasi”) (bersama-sama disebut “Para Pihak’”). BVI (OK)kemudian berubah menjadi Talisman(Ogan Komering) Ltd. (“Talisman”).

On 22 July 1991, Canada Northwest Energy(South Sumatra) Ltd. (“CNESS”), BowValley Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI(OK)”) (collectively referred to as “OganKomering PSC”) and Pertamina entered intothe Air Serdang Unitisation Agreement (the“Unitisation Agreement”) (collectivelyreferred to as the “Parties”). BVI (OK)subsequently became Talisman (OganKomering) Ltd. (“Talisman”).

Talisman ditunjuk dan setuju untukbertindak sebagai Operator atas Unitsebagaimana diatur dalam PerjanjianUnitisasi.

Talisman is appointed and agrees to act asOperator of the Unit as stated in theUnitisation Agreement.











Perjanjian Unit Air Serdang (lanjutan) Air Serdang Unit Agreement (continued)

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak denganini menyatukan kepentingan merekadalam Reservoar Unitisasi dan UnitSubstance dimana PT Pertamina EPmemiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar21,96% untuk minyak dan 19,93% untukgas dan KKS Ogan Komering - memilikiFaktor Partisipasi Unitisasi sebesar78,04% untuk minyak dan 80,07% untukgas.

As of the Effective Date, the Partiesherewith unite their interests in the UnitReservoir and Unit Substances wherebyPT Pertamina EP has a Unit ParticipationFactor of 21.96% for oil and 19.93% for gasand Ogan Komering PSC has a UnitParticipation Factor of 78.04% for oil and80.07% for gas.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkanoleh Operator dalam melaksanakanOperasi Unitisasi akan digantikan olehPara Pihak sesuai dengan PerjanjianUnitisasi dan akan ditanggung dandibayar oleh Para Pihak berdasarkanproporsi sesuai dengan Faktor PartisipasiUnitisasi masing-masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind andnature incurred by the Unit Operator inperforming of Unitisation Operations shall bechanged to the Parties in accordance withthe provisions of this Unitisation Agreementand shall be borne and paid by the Partiesin proportion to their respective UnitParticipation Factor.











Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unitdari Lapangan Wakamuk

Unitisation and Unit OperatingAgreement of Wakamuk Field

Pada tanggal 6 September 2010,PetroChina International (Bermuda)(“PetroChina”), PearlOil (Basin) Ltd.,Lundin International S.A, PT PertaminaHulu Energi Salawati Basin KKS (secarakolektif disebut sebagai “KKS KepalaBurung”) dan PT Pertamina EP (secarabersama-sama disebut “Para PihakWakamuk”, secara individual disebut“Pihak”) menandatangani PerjanjianUnitisasi dan Operasi Unit LapanganWakamuk (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggalefektif Perjanjian Unitisasi adalah 13November 2006. Sejak tanggal efektif,Para Pihak setuju untuk melakukanunitisasi atas kepemilikan mereka padamasing-masing Kontrak di dalamReservoar Unitisasi dan Unit Substanceberdasarkan ketentuan-ketentuanPerjanjian Unitisasi ini dimanaPT Pertamina EP memperoleh FaktorPartisipasi Unitisasi sebesar 50% danKKS Kepala Burung PSC LapanganWakamuk juga memperoleh FaktorPartisipasi Unitisasi sebesar 50%.PetroChina ditunjuk dan setuju untukbertindak sebagai Operator Unitisasisebagaimana diatur dalam PerjanjianUnitisasi.

On 6 September 2010, PetroChinaInternational (Bermuda) (“PetroChina”),PearlOil (Basin) Ltd., Lundin InternationalS.A, PT Pertamina Hulu Energi SalawatiBasin PSC (collectively referred to as“Kepala Burung PSC”) and PT PertaminaEP (collectively referred to as the“Wakamuk Group Parties”, individuallyreferred to as the “Party”) entered intoUnitisation and Unit Operating Agreement ofWakamuk Field (the “UnitisationAgreement”). The effective date of theUnitisation Agreement is 13 November2006. As at the effective date, the Partiesagreed to unite their interests in therespective Contracts in the Unit Reservoirand Unit Substances under the terms of theUnitisation Agreement whereby WakamukGroup Parties has a Unit ParticipationFactor of 50% and Kepala Burung PSC hasa Unit Participation Factor of 50%.PetroChina is appointed and agrees to actas the Operator of the Unitisation, as statedin the Unitisation Agreement.

Para Pihak Wakamuk memahami bahwaterdapat biaya dan pengeluaran tertentu,yang terjadi sebelum tanggal efektifPerjanjian Unitisasi, yang telah dibayaroleh Para Pihak Wakamuk yang terkaitdengan Operasi Lapangan MinyakWakamuk. Untuk itu, Para PihakWakamuk sepakat bahwa biaya danpengeluaran yang telah ditetapkan dalamPerjanjian Unitisasi akan dibebankan keOperasi Unitisasi sejak tanggal efektif danselanjutnya akan dibebankan kepadaPara Pihak Wakamuk sesuai denganbagian Faktor Partisipasi Unit-nya. Tidakada pengeluaran atau biaya lain yangtimbul sebelum tanggal efektif yang dapatdibebankan ke Operasi Unitisasi kecualidisepakati oleh Para Pihak Wakamuk.

The Wakamuk Group Parties acknowledgethat certain costs and expenditures havebeen incurred by the Wakamuk GroupParties with respect to the Wakamuk OilField Operation prior to the effective date ofthe Unitisation Agreement. The WakamukGroup Parties agreed that the costs andexpenditures outlined in the UnitisationAgreement will be charged to the UnitisationOperation on the effective date andfurthermore shall be imposed on theWakamuk Group Parties in accordance withtheir respective share of the UnitParticipation Factor. No other costs orexpenditures incurred prior to the effectivedate will be chargeable to the UnitOperation unless otherwise agreed by theWakamuk Group Parties.











Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unitdari Lapangan Wakamuk (lanjutan)

Unitisation and Unit OperatingAgreement of Wakamuk Field (continued)

Dengan tidak mengesampingkanketentuan ini, jika sewaktu-waktuditentukan bahwa biaya dan pengeluaranyang dibayarkan oleh Para PihakWakamuk adalah biaya yang tidak dapatdiganti berdasarkan ketentuan-ketentuandalam Kontrak Kerja Sama, maka biayadan pengeluaran tersebut menjaditanggung jawab semata-mata Para PihakWakamuk yang telah membayar biayadan pengeluaran tersebut.

Notwithstanding the foregoing, if at any timeit is determined that the costs andexpenditures incurred by the WakamukGroup Parties are non-recoverable costsunder the terms of the respectiveCooperation Contract, such costs andexpenditures will be the sole liability of theWakamuk Group Parties incurring thosesuch costs and expenditures.

Dalam jangka waktu paling lama tigabulan setelah tanggal penandatangananPerjanjian Unitisasi, operator akanmemberikan kepada Para PihakWakamuk “True Up Statement”, yangmencerminkan Aktivitas Unitisasi sampaitanggal 31 Desember 2009 sesuai denganketentuan Perjanjian Unitisasi. Sejak27 Desember 2012, PetroChina sebagaiOperator Unitisasi memulai pembahasanawal True Up Statement atas UnitisasiWakamuk. Sampai dengan tanggallaporan keuangan, PetroChina danPT Pertamina EP belum mencapaikesepakatan mengenai True UpStatement.

No later than three months following theSigning Date of the Unitisation Agreement,the Operator shall provide to the WakamukGroup Parties a detailed “True UpStatement” reflecting the initial performanceof the Unit Activity until 31 December 2009,in accordance with the terms of theUnitisation Agreement. Since 27 December2012, PetroChina as the Operator of theUnit initiated a discussion of the True UpStatement of Wakamuk Unitisation. As ofthe date of these financial statements,PetroChina and PT Pertamina EP have notreached an agreement on the True UpStatement.

Faktor Partisipasi Unit yang disebutkan diatas telah disetujui oleh Para PihakWakamuk dan didasarkan pada data yangterbatas dan yang tersedia pada saat ini,oleh karena itu Faktor Partisipasi Unitisasidapat disesuaikan berdasarkan ketentuandalam Perjanjian Unitisasi. Perhitunganulang Faktor Partisipasi Unitisasi hanyadapat dilakukan dua kali.

The above mentioned Unit ParticipationFactor agreed by the Wakamuk GroupParties is based on a limited data set, as iscurrently available, and therefore, the UnitParticipation Factor may be adjusted asprovided for in the Unitisation Agreement.The re-determination of Unit ParticipationFactor can only take place twice.











Perjanjian Penggunaan BersamaFasilitas

Facilities Sharing Agreement

Pada tanggal 6 September 2010, ParaPihak Grup Wakamuk melakukanperikatan Perjanjian BersamaPenggunaan Fasilitas (“FSA”).

On 6 September 2010, Wakamuk GroupParties entered into a Facilities SharingAgreement (the “FSA”).

Berdasarkan FSA, fasilitas-fasilitas yangada (Walio Pump Station, KMT StorageTanks, KMT Loading Pier, KMT PowerPlant dan Flow line yang dipasang dariWalio Pump Station ke KMT StorageTanks) bisa digunakan oleh Para PihakWakamuk jika fasilitas tersebut memilikikapasitas lebih.

Under the FSA, the existing facilities (WalioPump Station, KMT Storage Tanks, KMTLoading Pier, KMT Power Plant and Flowline which are installed from Walio PumpStation to KMT Storage Tanks) can be usedby Wakamuk Group Parties if the facilitieshave spare capacity.

Para Pihak Wakamuk setuju untukmengganti biaya penanganan hasilproduksi kepada Operator Fasilitas. ParaPihak Wakamuk akan menanggung biayasecara proporsional sesuai denganvolume minyak bumi yang mendapatkanmanfaat dari fasilitas tersebut. Biaya-biayatersebut akan dihitung sejak tanggal13 November 2006.

Under the FSA, the Wakamuk GroupParties agreed that they will reimburse theFacilities Operator for the costs ofProduction Handling Activities. TheWakamuk Group parties will bear the costsin proportion to the volume of the crude oilwhich receives the benefit of the ProductionHandling Activities. Such cost will becalculated from 13 November 2006.











Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unitdari Lapangan Sukowati

Unitisation and Unit OperatingAgreement of Sukowati Field

Pada tanggal 24 Juni 2010, PT PertaminaHulu Energi Tuban East Java (“PHETuban East Java”), PT Pertamina HuluEnergi Tuban (“PHE Tuban”), PetroChinaInternational Java Ltd (”Petrochina”)(secara bersama-sama disebut “KKSTuban”) dan PT Pertamina EP (secarabersama-sama disebut “Para PihakSukowati”) menandatangani PerjanjianUnitisasi dan Operasi Unit LapanganSukowati (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggalefektif Perjanjian Unitisasi adalah 2 Juli2004. Sejak tanggal efektif, Para PihakSukowati setuju untuk melakukan unitisasiatas kepemilikan mereka pada masing-masing Kontrak di dalam Reservoir Unitdan Unit Subtance berdasarkanketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasiini dimana PT Pertamina EP memperolehFaktor Partisipasi Unitisasi sebesar 80%dan Grup Tuban akan memiliki FaktorPartisipasi Unitisasi sebesar 20%.Berdasarkan Perjanjian Unitisasi, tidakdiperbolehkan penentuan kembalipartisipasi. JOB Pertamina-PetroChinaEast Java (JOB-PPEJ) ditunjuk dan setujuuntuk bertindak sebagai Operator atasUnitisasi sebagaimana diatur dalamPerjanjian Unitisasi.

On 24 June 2010, PT Pertamina HuluEnergi Tuban East Java (‘PHE Tuban EastJava”), PT Pertamina Hulu Energi Tuban(“PHE Tuban”), PetroChina InternationalJava Ltd (“Petrochina”) (collectively referredto as the “Tuban PSC”) and PT PertaminaEP (collectively referred to as the “SukowatiGroup Parties”) entered into Unitisation andUnit Operating Agreement of SukowatiField (the “Unitisation Agreement”). Theeffective date of the Unitisation Agreementis 2 July 2004. As at the effective date, theSukowati Group Parties agreed to unitetheir interests in the respective Contracts inthe Unit Reservoir and Unit Subtancesunder the terms of the UnitisationAgreement whereby PT Pertamina EP havea Unit Participation Factor of 80% andTuban PSC will have a Unit ParticipationFactor of 20%. No re-determination of theParticipation Factor is allowed under theUnitisation Agreement. JOB Pertamina -PetroChina East Java (JOB-PPEJ) isappointed and agrees to act as Operator ofthe Unit, as stated in this UnitisationAgreement.











Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unitdari Lapangan Sukowati (lanjutan)

Unitisation and Unit OperatingAgreement of Sukowati Field (continued)

Para Pihak Sukowati memahami bahwaterdapat biaya dan pengeluaran tertentu,yang terjadi sebelum tanggal efektifPerjanjian Unitisasi, yang telah dibayaroleh Para Pihak Sukowati yang terkaitdengan Operasi Lapangan MinyakSukowati. Untuk itu, Para Pihak Sukowatisepakat bahwa biaya dan pengeluaranyang telah ditetapkan dalam PerjanjianUnitisasi akan dibebankan ke Operasi Unitsejak tanggal efektif dan selanjutnya akandibebankan kepada Para Pihak Sukowatisesuai dengan bagian Faktor PartisipasiUnit-nya. Tidak ada pengeluaran ataubiaya lain yang timbul sebelum tanggalefektif yang dapat dibebankan ke OperasiUnit kecuali disepakati oleh ParaPihak Sukowati. Dengan tidakmengesampingkan ketentuan ini, jikasewaktu-waktu ditentukan bahwa biayadan pengeluaran yang dibayarkan olehPara Pihak Sukowati adalah biaya yangtidak dapat diganti berdasarkanketentuan-ketentuan dalam KKS, makabiaya dan pengeluaran tersebut menjaditanggung jawab semata-mata Para PihakSukowati yang telah membayar biaya danpengeluaran tersebut.

The Sukowati Group Parties acknowledgethat certain costs and expenditures havebeen incurred by the Sukowati GroupParties with respect to the Sukowati OilField Operation prior to the effective date ofthe Unitisation Agreement. The SukowatiGroup Parties agreed that the costs andexpenditures outlined in the UnitisationAgreement will be charged to the UnitOperation on the effective date andfurthermore shall be imposed on theSukowati Group Parties in accordance withtheir respective share of the UnitParticipation Factor. No other costs orexpenditures incurred prior to the effectivedate will be chargeable to the UnitOperation unless otherwise agreed by theSukowati Group Parties. Notwithstandingthe foregoing, if at any time it is determinedthat the costs and expenditures incurred bythe Sukowati Group Parties are non-recoverable costs under the terms of therespective PSCs, such costs andexpenditures will be the sole liability of theSukowati Group Parties incurring thosecosts and expenditures.

Dalam jangka waktu paling lama tigabulan setelah tanggal PenandatangananPerjanjian Unitisasi, Operator akanmemberikan kepada Para Pihak Sukowati“True Up Statement”, yang mencerminkanAktifitas Unitisasi sampai tanggal 31Desember 2009 sesuai denganketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi.

No later than three months following theSigning Date of the Unitisation Agreement,the Operator shall provide to the SukowatiGroup Parties a detailed “True UpStatement” reflecting the initial performanceof the Unit Activity until 31 December 2009in accordance with the terms of theUnitisation Agreement.

Pada tanggal 30 November 2012, JOB-PPEJ sebagai Operator Unitisasi telahmenyampaikan True Up Statement 2004 –2011 atas Unitisasi Sukowati untuk diauditoleh PEP. PEP mengajukan keberatanatas perhitungan tersebut dan setujuuntuk menunjuk auditor independen.Sampai dengan tanggal laporankeuangan, audit atas True Up Statementmasih belum dilakukan sehinggapenyelesaian True Up Statement belumterjadi.

On 30 November 2012, JOB – PPEJ as theOperator of the Unit has submitted the TrueUp Statement 2004 – 2011 of SukowatiUnitisation for further audit by PEP. PEPobjected to the calculation and agreed toappoint an independent auditor. As at thedate of these financial statements, the auditof the True Up Statement has not beenstarted, and therefore the True UpStatement has not been finalised.











Perjanjian Penggunaan BersamaFasilitas

Facilities Sharing Agreement

Pada tanggal 3 Februari 2012, JOB-PPEJdan Para Pihak Sukowati melakukanperikatan Perjanjian PenggunaanBersama Fasilitas (“FSA”). BerdasarkanFSA, fasilitas-fasilitas yang sekarang adaterdiri dari Manifold Sukowati, OnshorePipeline Sukowati - Mudi, CentralProcessing Area, Onshore Pipeline CPA -Palang Station, Offshore Pipeline PalangStation FSO, Tangki Penyimpanan TMT.Operator Fasilitas menerima pengirimanminyak bumi dari Para Pihak Sukowatipada titik penyerahan dan akanmelakukan aktivitas penangananproduksi. Minyak bumi, gas dan air yangdiproduksi dari Para Pihak Sukowatimendapatkan prioritas pertama untukmenggunakan fasilitas. Apabila fasilitastersebut mempunyai kapasitas lebih,Operator fasilitas akan memberikanprioritas pertama kepada Para PihakSukowati untuk menggunakan kelebihanfasilitas tersebut sebelum pengguna lain.

On 3 February 2012, JOB-PPEJ andSukowati Group Parties entered into aFacilities Sharing Agreement (the “FSA”).Under the FSA, Existing Facilities compriseof Manifold Sukowati, Sukowati-MudiOnshore Pipeline, Central Processing Area,Onshore Storage Tanks, CPA - PalangStation Onshore Pipeline, Palang Station –FSO Offshore Pipeline, and TMT StorageTanks. The Facilities Operator acceptsdeliveries of Sukowati Group Parties crudeoil at the Receiving Point and thereafter theFacilities Operator will conduct theProduction Handling Activities. Crude oil,gas and water produced from SukowatiGroup Parties have first priority to use thefacilities. If the facilities have excesscapacity, the Facilities Operator shall makeexcess capacity available for the SukowatiGroup Parties, in which the Sukowati GroupParties shall have first priority in respect ofthe excess capacity of facilities other thanother facilities users.

Grup Sukowati bertanggung jawab ataslifting, pemasaran dan penjualan minyakbumi di titik pengiriman.

The Sukowati Group shall be solelyresponsible for the lifting, marketing andsale of the crude oil at the Delivery Point.

Para Pihak Sukowati akan menanggungbiaya aktivitas penanganan produksisecara proporsional sesuai denganvolume minyak bumi yang mendapatkanmanfaat penanganan produksi.Perhitungan Biaya Aktivitas PenangananProduksi dibagi dalam dua periode: (i)tanggal efektif sampai dengan 31Desember 2011 dan (ii) 1 Januari 2012sampai dengan berakhirnya Perjanjian.Apabila terdapat pihak lain, selain ParaPihak, yang menggunakan fasilitas, makabiaya penanganan produksi akandibebankan secara proporsional sesuaidengan volume minyak bumi yangdiproduksi semua pihak.

The Sukowati Group shall bear theProduction Handling Activities Cost inproportion to the volume of the crude oilwhich receives the benefit of the ProductionHandling Activities. The calculation ofProduction Handling Activities Cost isdivided into two periods: (i) CommencementDate until 31 December 2011 and (ii) 1January 2012 until termination of theAgreement. If any other party, other thanthe Parties, use the Facility, then the costsof production handling activities will becharged proportionally according to thevolume of crude oil produced by all Parties.











Heads of Agreement (“HOA”) dariUnitisasi Lapangan Suban

Heads of Agreement (“HOA”) of theSuban Field Unitisation

Pada tanggal 3 November 2011,ConocoPhillips (Grissik) Ltd (“CPGL”,Operator dari KKS Corridor), Talisman(Corridor) Ltd, Pertamina Hulu EnergiCorridor dan PT Pertamina EP (secarakolektif disebut “Para Pihak”)menandatangani HOA Unitisasi LapanganSuban. Para Pihak menyepakati bahwasejak dan setelah tanggal monetisasi,yaitu sejak tanggal 2 Juni 2011, sampaidengan berakhirnya KKS Corridor, yaitupada tanggal 23 Desember 2023,PT Pertamina EP memiliki suatu FaktorPenyertaan Unitisasi sebesar 10% danLapangan Suban KKS Corridor memilikiFaktor Penyertaan Unitisasi sebesar 90%.

On 3 November 2011, ConocoPhillips(Grissik) Ltd (”CPGL”, the Operator of theCorridor PSC), Talisman (Corridor) Ltd,Pertamina Hulu Energy Corridor and PTPertamina EP (collectively referred to as the“Parties”) entered into HOA in respect of theSuban Field Unitisation. The Parties agreedthat from and after the monetisation date,being 2 June 2011, until the expiry of theCorridor PSC, being 23 December 2023, PTPertamina EP will have a Unit ParticipationFactor of 10% and Corridor PSC SubanField will have a Unit Participation Factor of90%.

PT Pertamina EP berhak atas 10% dariseluruh penerimaan perjanjian jual beligas dan kondensat Suban yangdirealisasikan sejak dan setelah tanggal1 Juni 2011. Di sisi lain, PT Pertamina EPmenanggung sebesar 10% dari semuabiaya, pengeluaran dan kewajiban lainyang timbul sejak dan setelah 1 Juni2011.

PT Pertamina EP will be entitled to 10% ofall revenues from the Suban gas andcondensate sales agreement realised fromand after 1 June 2011. On the other hand,PT Pertamina EP will also be liable for 10%of all costs, expenses and other liabilitiesincurred from and after 1 June 2011.











Heads of Agreement (“HOA”) dariUnitisasi Lapangan Suban (lanjutan)

Heads of Agreement (“HOA”) of theSuban Field Unitisation (continued)

CPGL akan melakukan cash call danPT Pertamina EP setuju untuk membayar10% dari semua biaya modal dan biayaoperasi masa depan. Untuk mengejarcash call tersebut, pada atau setelahtanggal berlaku, CPGL akan membuatcash call khusus kepada PT PertaminaEP terkait dengan 10% dari semua biayayang timbul sejak tanggal monetisasisampai tanggal 3 November 2011.PT Pertamina EP setuju untuk membayarcash call tersebut kepada CPGL.

CPGL will cash call and PT Pertamina EPwill agree to pay 10% of all future capitaland operating costs. To catch up on thecash call, on or after the effective date,CPGL will make a particular cash call toPT Pertamina EP attributing to 10% of allcosts incurred between the monetisationdate and 3 November 2011. PT PertaminaEP agrees to pay such cash call to CPGLaccordingly.

PT Pertamina EP telah setuju untukmemasukkan (i) secara keseluruhan atausebagian, fasilitas penanganan bahan cairRamba yang dimiliki olehPT Pertamina EP, yang mana saat inidioperasikan oleh CPGL berdasarkanHOA yang ditandatangani pada tanggal13 Oktober 2010 dan (ii) dua sumur yangdimilikinya di Lapangan Suban Baratsebagai fasilitas-fasilitas unit sejak tanggalmonetisasi sampai berakhirnya KKSCorridor. Pembagian biaya atas fasilitaspenanganan bahan cair Ramba yangdimiliki oleh PT Pertamina EP akandisepakati lebih lanjut oleh PT PertaminaEP dan CPGL dalam suatu perjanjianpenggunaan bersama fasilitas.

PT Pertamina EP agrees to include (i) inwhole or incorporated in parts,PT Pertamina EP-owned Ramba liquidhandling facilities that are currentlyoperated by CPGL under the HOA signedon 13 October 2010 and (ii) two wells of itsown within the Suban Barat Field as unitfacilities (the “Unit Facilities”) from themonetisation date until the expiration of theCorridor PSC. The cost sharing ofPT Pertamina EP-owned Ramba liquidhandling facilities will be agreed byPT Pertamina EP and CPGL in a facilitiessharing agreement.

Sampai dengan 31 Desember 2012,Perjanjian Unitisasi maupun PerjanjianPenggunaan Bersama Fasilitas masihbelum selesai.

As at 31 December 2012, the SubanUnitisation and Unit Operating Agreementas well as the Facilities Sharing Agreementhas not yet been finalised.











Perjanjian Unit Tanjung Laban Tanjung Laban Unit Agreement

Pada tanggal 3 Desember 1986,ASAMERA dan BOW VALLEY keduanyadisebut “Corridor Venturers”, RimauVenturers, dan PT Stanvac Indonesia(“Stanvac”) menandatangani perjanjianUnit Tanjung Laban (“Perjanjian Unitisasi”)(bersama-sama disebut “Para Pihak’”).

On 3 December 1986, ASAMERA andBOW VALLEY, collectively reffered to asthe “Corridor Venturers”, the “RimauVenturers” and PT Stanvac Indonesia(“Stanvac”) entered into Tanjung LabanUnit Agreement (“the UnitisationAgreement”) (collectively referred to as the“Tanjung Laban Group Parties”).

Corridor Ventures adalah operator KBTdimana perjanjian KBT telah berakhir padatanggal 15 Oktober 2010, dan wilayahkerja diserahkan kepada PEP. PEPditunjuk dan setuju untuk bertindaksebagai Operator atas Unit sebagaimanadiatur dalam Perjanjian Unitisasi.Sementara itu Rimau Ventures kemudianberubah menjadi PT Medco E&P Rimau.

Corridor Ventures was the operator of TACwhich TAC agreement was terminated on15 October 2010, and the working areawas handed over to PEP. PEP wasappointed and agreed to act as Operator ofthe Unit as stated in the UnitisationAgreement. Meanwhile, Rimau Venturessubsequently became PT Medco E&PRimau.

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak denganini menyatukan kepentingan merekadalam Unit Reservoir dan Unit substancedimana Perusahaan memiliki FaktorPartisipasi Unit sebesar 74,99% untukminyak dan PT Medco E&P Rimaumemiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar25,01% untuk minyak.

As of the Effective Date, the Partiesherewith unite their interests in the UnitReservoir and Unit Subtances whereby theCompany has a Unit Participation Factor of74.99% for oil and PT Medco E&P RimauPSC will also have a Unit ParticipationFactor of 25.01% for oil.











Perjanjian Unit Tanjung Laban (lanjutan) Tanjung Laban Unit Agreement(continued)

Semua Biaya Unit yang dikeluarkan olehOperator dalam melaksanakan OperasiUnitisasi akan digantikan oleh Para Pihaksesuai dengan Perjanjian Unitisasi danakan ditanggung dan dibayar oleh ParaPihak berdasarkan proporsi sesuai denganFaktor Partisipasi Unit masing- masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind andnature incurred by the Unit Operator inperformance of Unitisation Operations shallbe changed to the Parties in accordancewith the provisions of this UnitisationAgreement and shall be borne and paid bythe Parties in proportion to their respectiveUnit Participation Factor.

Perjanjian Unit MB MB Unit Agreement

Pada tanggal 24 April 1987, AtlanticRichfield Indonesia Inc (ARII) danPT Pertamina menandatangani perjanjianUnit MB (“Perjanjian Unitisasi”) (bersama-sama disebut “Para Pihak’”). ARIIkemudian berubah menjadi PertaminaHulu Energi Offshore Northwest Java(“PHE ONWJ”).

On 24 April 1987, Atlantic RichfieldIndonesia Inc (ARII) and PT Pertaminaentered into an MB Unit UnitisationAgreement (the “Unitisation Agreement”)(collectively referred to as the “Parties”).ARII subsequently became Pertamina HuluEnergi Offshore Northwest Java (“PHEONWJ”).

ARII ditunjuk dan setuju untuk bertindaksebagai Operator atas Unit sebagaimanadiatur dalam Perjanjian Unitisasi.

ARII is appointed and agrees to act asOperator of the Unit as stated in theUnitisation Agreement.

Sesuai dengan Amandemen Perjanjiantanggal 23 Maret 1990, Para Pihakdengan ini menyatukan kepentinganmereka dalam Unit Reservoir dan Unitsubstance dimana Perusahaan memilikiFaktor Partisipasi Unit sebesar 47,4%untuk minyak dan PHE ONWJ memilikiFaktor Partisipasi Unit sebesar 52,6%untuk minyak.

Referring to Agreement Amendment dated23 March 1990, the Parties unite theirinterests in the Unit Reservoir and UnitSubstances whereby the Company has aUnit Participation Factor of 47.4% for oiland PHE ONWJ will also have a UnitParticipation Factor of 52.6% for oil.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkanoleh Operator dalam melaksanakanOperasi Unitisasi akan digantikan olehPara Pihak sesuai dengan PerjanjianUnitisasi dan akan ditanggung dan dibayaroleh Para Pihak berdasarkan proporsisesuai dengan Faktor Partisipasi Unitmasing- masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind andnature incurred by the Unit Operator inperformance of Unitisation Operations shallbe charged to the Parties in accordancewith the provisions of this UnitisationAgreement and shall be borne and paid bythe Parties in proportion to their respectiveUnit Participation Factor.











HOA dari Unit Jambaran – Tiung Biru HOA on Jambaran Unit – Tiung Biru

Pada tanggal 17 Agustus 2011, MobilCepu Ltd (“MCL”) Ampolex (Cepu) Pte.Ltd. (“Ampolex”), PT Pertamina EP Cepu(“PEPC”) dan PT Pertamina EP (secarabersama-sama disebut sebagai “ParaPihak”) menandatangani HOA UnitJambaran - Tiung Biru. Para Pihaksepakat untuk melaksanakan negosiasidengan itikad baik dalam rangkamenyelesaikan Perjanjian Unitisasi (“PU”)dan Perjanjian Operasi Unit (“POU”) dalamjangka waktu 90 hari dari tanggal HOA.PU dan POU akan dilaksanakan olehKontraktor KKS Cepu, dan Para Pihakakan menggunakan usaha terbaik untukmenyelesaikan perjanjian tersebut danmendapatkan persetujuan Pemerintahsesegera mungkin.

On 17 August 2011, Mobil Cepu Ltd(“MCL”), Ampolex (Cepu) Pte. Ltd.(“Ampolex”), PT Pertamina EP Cepu(“PEPC”) and PT Pertamina EP(collectively referred to as the “Parties”)entered into a HOA on the Jambaran Unit –Tiung Biru. The Parties agree to conductgood faith negotiations in order to concludea Unitisation Agreement (“UA”) and a UnitOperating Agreement (“UOA”) within 90days of the date of the HOA. The UA andUOA will be executed by the Contractorunder the Cepu PSC and the Parties willuse their best endeavours to secure thecontract execution and the requiredGovernment approvals as soon aspracticable.

Dalam POU, dijelaskan bahwa produksigas Tiung Biru akan dipasarkan secarabersama dengan produksi gas Jambarandan PEPC akan bertindak selaku wakilpenjual menunggu persetujuan MESDM.PT Pertamina EP akan mendukung PEPCsebagai penjual bagian Pemerintah darihasil produksi gas Tiung Biru.

Under the UOA, it is envisioned that TiungBiru’s share of gas will be jointly marketedwith Jambaran’s share and the seller’srepresentative for that share will be PEPC,subject to MoEMR’s approval. PTPertamina EP will support the appointmentof PEPC as Seller of the State’s share ofTiung Biru’s share of gas.

PEPC dan MCL lebih lanjut setuju untukmelaksanakan negosiasi dengan itikadbaik untuk menyelesaikan PerjanjianPemasaran Gas Cepu (“PPGC”) dalamjangka waktu 90 hari dari tanggal HOA ini.PPGC akan mengatur pemasaranbersama atas gas Cepu dan akanmenunjuk PEPC sebagai wakil penjual.MCL akan mendukung PEPC sebagaipenjual bagian Pemerintah dari hasilproduksi gas blok Cepu. PPGC ini akandilaksanakan oleh Kontraktor KKS Cepu.

PEPC and MCL further agree to conductgood faith negotiations to conclude a CepuGas Marketing Agreement (CGMA) within90 days of the date of this HOA. The CGMAwill provide for joint marketing of Cepu gasand will appoint PEPC as the seller’srepresentative. MCL also agrees to supportthe appointment of PEPC as Seller ofState’s share of Cepu gas. The CGMA willbe executed by the Contractor under theCepu PSC.











HOA dari Unit Jambaran – Tiung Biru(lanjutan)

HOA on Jambaran Unit – Tiung Biru(continued)

Para Pihak setuju untuk melaksanakannegosiasi lebih lanjut guna menetapkanperjanjian jangka panjang untukmengimplementasikan pengembangandari Unit Jambaran - Tiung Biru termasukrevisi terhadap PU yang akan berisiketentuan mengenai penentuan awal dansyarat penentuan kembali FaktorPartisipasi Unit.

The Parties agree to enter into furthernegotiations to put in place all long termagreements as may be necessary toimplement the development of theJambaran Unit – Tiung Biru, including anupdate of the UA which will include theinitial determination of and provision for re-determination of the Unit ParticipatingFactor.

Pada tanggal 31 Desember 2012,Perjanjian PU, POU, dan PPGC telahdiselesaikan dan masih menunggupersetujuan dari MESDM.

As of 31 December 2012, the UA, UOA,and CGMA have been finalised and waitingfor approval from MoEMR.

d. Perjanjian kerjasama PHE dengan pihak-pihak lain adalah sebagai berikut:

d. PHE’s cooperation agreements with otherparties are as follows:

- Indonesian Participation Arrangements(IP)

- Indonesian Participation Arrangements(IP)

Melalui kesepakatan IP, Perusahaan,sebagai BUMN, mendapatkan tawaranuntuk memiliki 10% kepemilikan di KKSpada saat pertama kali RencanaPengembangan (Plans of Development -POD) disetujui oleh PemerintahIndonesia, yang diwakili oleh MESDM.Kepemilikan di Blok Jabung sebesar14,28% karena Perusahaan menambahkepemilikannya sebesar 4,28% dan untukkepemilikan di Blok Tengah sebesar 5%merupakan 10% dari 50% kepemilikankontraktor asing. Perusahaanmenyerahkan kepemilikan IP ini kepadaEntitas Anak PHE pada tanggal 1 Januari2008. Pada tanggal 31 Desember 2012,kemitraan Entitas Anak PHE melalui IPadalah sebagai berikut:

Through IP arrangements, the Company, asa subsidiary of a State-Owned Enterprise, isoffered a 10% working interest in PSCs atthe time the first Plans of Development(POD) are approved by the Government ofIndonesia, represented by MoEMR. Theinterest in the Jabung Block of 14.28%reflects the acquisition of an additionalinterest of 4.28% by the Company. Theinterest in the Tengah Block of 5%represents 10% of the 50% foreignContractor. The Company assigned these IPinterests to PHE’s Subsidiaries on 1 January2008. As of 31 December 2012, PHE’sSubsidiaries’ IP partnership arrangementsare as follows:








d. Perjanjian kerjasama PHE dengan pihak-pihak lain adalah sebagai berikut (lanjutan):

d. PHE’s co-operation agreements with otherparties are as follows (continued):

- Indonesian Participation Arrangements(IP) (lanjutan)

- Indonesian Participation Arrangements(IP) (continued)

TanggalTanggal JatuhEfektif Tanggal Tempo

Kontrak/ Mulai Produksi/ Kontrak/ Persentase PeriodeEffective Production Expiry Partisipasi/ Kontrak/

Mitra Usaha/ Wilayah Kerja/ Date of Commencement Date of Percentage of Produksi/ ContractPartner Working Area Area Contract Date Contract Participation Production Period

ConocoPhillips Blok Corridor/ Sumatera 20/12/2003 1/8/1987 19/12/2023 10% Minyak dan 20 tahun/(Grissik) Ltd. Corridor Selatan/ gas bumi/ years

Talisman Block South Oil and gas(Corridor) Ltd. Sumatera

Star Energy Blok Kakap/ Kepulauan 22/3/2005 1/1/1987 21/3/2028 10% Minyak dan 23 tahun/(Kakap) Ltd. Kakap Block Natuna/ gas bumi/ years

Singapore Natuna Oil and gasPetroleum Co. Ltd. Archipelago

Premier OilKakap BV

PetrochinaInternationalKepalaBurung Ltd.

RH PetrogasPearl Oil Ltd.

Blok KepalaBurung/KepalaBurung Block

Papua 15/10/2000 7/10/1996 14/10/2020 10% Minyakdan gasbumi/Oiland gas

20 tahun/years

PetrochinaInternationalJabung Ltd.

Petronas CarigaliSdn. Bhd.

BlokJabung/Jabung

Block

Jambi 27/2/1993 13/9/1996 26/2/2023 14.28% Minyakdan gasbumi/Oiland gas

30 tahun/years

ChevronMakassar Ltd.

Blok MakassarStrait/Makassar

Strait Block

KalimantanTimur/EastKalimantan

26/1/1990 1/7/2000 25/1/2020 10% Minyakdan gasbumi/Oiland gas

30 tahun/years

Total E&PIndonesieInpex Co.

BlokTengah/Tengah

Block



30 tahun/years










- Kontrak Kerjasama setelah berlakunyaUndang-undang Migas No. 22 Tahun2001, tentang minyak dan gas bumi

- Production Sharing Contract interestsacquired subsequent to the issue of LawNo. 22 Year 2001 related to oil and gas

1. Minyak dan gas bumi 1. Oil and gas

Pada tanggal 31 Desember 2012kontrak kerjasama minyak dan gasBumi yang telah ditandatanganiadalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012, oil and gaspartnership arrangements which havebeen signed are as follows:

Mitra Usaha/Partner

WilayahKerja/

WorkingArea Area

TanggalEfektif


Contract

TanggalMulai Produksi/

ProductionCommencement

Date

TanggalJatuh

TempoKontrak/ExpiryDate of

Contract

PersentasePartisipasi/Percentage

ofParticipation

Produksi/Production

PeriodeKontrak/ContractPeriod

PT Bumi SiakPusako

Blok CoastalPlain

Pekanbaru/Coastal PlainPekanbaru

Block

Riau 6/8/2002 6/8/2002 5/8/2022 50% Minyak/Oil 20 tahun/years

StatOil IndonesiaKarama AS

Blok Karama/Karama Block

SelatMakasar/Makassar

Strait

21/3/2007 - 20/3/2037 49% - 30 tahun/years

PetrochinaInternational JavaLtd.

PT PHE TubanEast Java

Blok Tuban/Tuban Block

JawaTimur/East Java


30 tahun/years

Kodeco Energy Co.Ltd.

Blok WestMadura/West

MaduraBlock*

JawaTimur/ East

Java


20 tahun/years

CNOOC SES Ltd.Korea National Oil

CorporationTalisman

Resources Ltd.Talisman UK Ltd.Orchard Energy

Ltd.Fortuna Resources

Ltd.

Blok OffshoreSouth EastSumatera/Offshore

South EastSumatera

Block

SumateraTenggara/South EastSumatera

6/9/1998 1975 5/9/2018 13.07% Minyakdan gasbumi/Oiland gas

20 tahun/Years

CNOOC ONWJ Ltd.Orchard Energy

Java BV(Salamander)

TalismanResourcess (N.WJava)Ltd.

Blok OffshoreNorth West

Java/Offshore

North WestJava Block*

Jawa Barat/West Java

19/1/1997 27/8/1971 18/1/2017 53.25% Minyakdan gasbumi/Oiland gas

20 tahun/years

Petronas CarigaliSdn. Bhd.

Petrovietnam

Blok RanduGunting/Randu

GuntingBlock*

JawaTengah &

JawaTimur/

Central &East Java

9/8/2007 - 8/8/2037 40% - 30 tahun/years










- Kontrak Kerjasama setelah berlakunyaUndang-undang Migas No. 22 Tahun2001, tentang minyak dan gas bumi(lanjutan)

- Production Sharing Contract interestsacquired subsequent to the issue of LawNo. 22 Year 2001 related to oil and gas(continued)

1. Minyak dan gas bumi (lanjutan) 1. Oil and gas (continued)

Mitra UsahaKKS/PSCPartner

WilayahKerja/

WorkingArea Area

TanggalEfektif


Contract

TanggalMulai

Produksi/Production

CommencementDate

TanggalJatuh

TempoKontrak/ExpiryDate of

Contract

PersentasePartisipasi/Percentage

ofParticipation

Produksi/Production


KonsorsiumMurphy(Murphy OilCorporation,InpexCorporationand PTTEPLtd.)

Blok Semai IIOffshore/Semai IIOffshore

Block

PapuaBarat/West

Papua

13/11/2008 - 12/11/2038 15% - 30 tahun/years

PetronasCarigali Sdn.Berhad

Blok WestGlagah

Kambuna/West Glagah

KambunaBlock

SumateraUtara/NorthSumatera

30/11/2009 - 29/11/2039 40% - 30 tahun/Years

* Entitas Anak PHE adalah operator atas blok-blok ini * PHE’s Subsidiaries are the operators of these blocks

2. Gas Metana Batubara 2. Coal Bed Methane

Pada tanggal 31 Desember 2012,terdapat kontrak kerjasama eksplorasiGas Metana Batubara sebagai berikutyang telah ditanda tangani:

As of 31 December 2012, the followingcontracts for Coal Bed Methaneexploration activities have been signed:

Mitra UsahaKKS/PSCPartner

Wilayah Kerja/Working Area Area

TanggalEfektif


Contract

TanggalJatuh

TempoKontrak/

Expiry Dateof Contract

PersentasePartisipasi/

Percentage ofParticipation

Produksi/Production


Sangatta WestCBM, Inc.

Blok SangattaI/Sangatta I

Block


13/11/2008 12/11/2038 52% Gas MetanaBatubara/Coal BedMethane

30 tahun/years

PT Visi Multi Artha Blok SangattaII/

Sangatta IIBlock



30 tahun/years

Arrow TanjungEnim Pty., Ltd.

PT Bukit AsamMetana Enim

Blok TanjungEnim/

Tanjung EnimBlock


Sumatera

4/8/2009 3/8/2039 77.5% Gas MetanaBatubara/Coal BedMethane

30 tahun/years

PT Trisula CBMEnergy

Blok MuaraEnim/

Muara EnimBlock


Sumatera


30 tahun/years










- Kontrak Kerjasama setelah berlakunyaUndang-undang Migas No. 22 Tahun2001, tentang minyak dan gas bumi(lanjutan)

- Production Sharing Contract interestsacquired subsequent to the issue of LawNo. 22 Year 2001 related to oil and gas(continued)

2. Gas Metana Batubara (lanjutan) 2. Coal Bed Methane (continued)

Mitra UsahaKKS/

PSC PartnerWilayah Kerja/Working Area Area

TanggalEfektif


Contract

TanggalJatuh

TempoKontrak/




Produksi/Production


Konsorsium KPSGH Batubara(PT Indo GasMethan)

Blok MuaraEnim I/

Muara Enim IBlock


Sumatera


30 tahun/years

Tidak ada/None Blok Tanjung II/Tanjung II

Block

KalimantanSelatan/South

Kalimantan


30 tahun/years

Indo CBMSumbagsel2Pte. Ltd.

PT Metana EnimEnergi

Blok MuaraEnim II/

Muara Enim IIBlock


Sumatera


30 tahun/years

BP EksplorationLtd

Blok TanjungIV/

Tanjung IVBlock

KalimantanTengah/Central

Kalimantan


30 tahun/years

PT BaturajaMetanaIndonesia

Blok MuaraEnim III/

Muara Enim IIIBlock


Sumatera


30 tahun/years

PT Suban Energi Blok Suban I/Suban I Block


Sumatera


30 tahun/years

PT Suban MethanGas

Blok Suban II/Suban II Block


Sumatera


30 tahun/years

PT PetrobaraSentosa

Blok AirBenakat I/

Air Benakat IBlock


Sumatera


30 tahun/years

PT Prima GasSejahtera

Blok AirBenakat II/

Air Benakat IIBlock


Sumatera


30 tahun/years

PT UnigasGeosinkinalMakmur

Blok AirBenakat III/

Air Benakat IIIBlock


Sumatera


30 tahun/years










- Joint Operating Body-ProductionSharing Contracts (JOB-PSC)

- Joint Operating Body-ProductionSharing Contracts (JOB-PSC)

Dalam JOB-PSC, kegiatan operasionaldilakukan oleh suatu badan operasibersama antara Entitas Anak dari PHEdan kontraktor. Bagian Entitas Anak dariPHE atas kewajiban pembiayaanditanggung lebih dahulu oleh parakontraktor dan dibayar oleh Entitas Anakdari PHE melalui bagiannya atas produksiminyak mentah dan gas bumi, ditambahdengan 50% uplift. Setelah semuapembiayaan dibayar kembali, maka hasilproduksi minyak mentah dan gas bumidibagi antara Entitas Anak dari PHE dankontraktor sesuai persentase partisipasimasing-masing dalam JOB-PSC. Bagiankontraktor atas produksi minyak mentahdan gas bumi ditentukan dengan carayang sama sesuai KKS.

In a JOB-PSC, operations are conducted bya joint operating body between PHE’sSubsidiaries and contractors. The PHESubsidiaries’s share of expenditures is paidin advance by the contractors and repaid bythe PHE’s Subsidiaries out of their share ofcrude oil and natural gas production, with a50% uplift. After all expenditures are repaid,the crude oil and natural gas production isdivided between the PHE’s Subsidiaries andthe contractors based on their respectivepercentages of participation in the JOB-PSC. The contractors’ shares of crude oiland natural gas production are determinedin the same manner as for a PSC.

Tanggal TanggalEfektif Tanggal Akhir

Wilayah Kontrak/ Mulai Produksi/ Kontrak/ Persentase PeriodeMitra Usaha Kerja/ Effective Date of Date of Partisipasi/ Kontrak/JOB-PSC/ Working Date of Commencement End of Percentage of Produksi/ Contract

JOB-PSC Partner Area Area Contract of Production Contract Participation Production Period

Golden SpikeIndonesia Ltd.

Blok Raja danPendopo/Raja andPendopo

Block


Sumatera

6/7/1989 21/11/1992 5/7/2019 50% Minyak dangas bumi/Oil

and gas

30 tahun/years

Petrochina KepalaBurung Ltd.

Lundin Indonesia BVPearl Oil Ltd.

Blok Salawati/Salawati Block

Papua 23/4/1990 21/1/1993 22/4/2020 50% Minyak/Oil 30 tahun/years

PetrochinaInternational JavaLtd.

PT PHE Tuban

Blok Tuban/Tuban Block

Jawa Timur/East Java


and gas

30 tahun/years

EMP Gerbang BlokGebang/Block

Gebong

SumateraUtara/NorthSumatera


and gas

30 tahun/years

Talisman (OganKomering) Ltd.

Blok OganKomering/

OganKomering

Block


Sumatera


and gas

30 tahun/years

Talisman JambiMerang

Pacific Oil andGas Ltd.

Blok JambiMerang/

Jambi MerangBlock

Jambi 10/2/1989 - 9/2/2019 50% Minyak dangas bumi/Oil

and gas

30 tahun/years

PT Medco E&PTomori Sulawesi

MitsubishiCorporation

Blok SenoroToili/ SenoroToili Block

SulawesiTengah/Central

Sulawesi

4/12/1997 Agustus/August 2006

30/11/2027 50% Minyak/Oil 30 tahun/years

Medco SimenggarisPty., Ltd.

Salamander EnergyLtd.

BlokSimenggaris/Simenggaris

Block


24/2/1998 - 23/2/2028 37.5% - 30 tahun/years










- Pertamina Participating Interests (PPI) - Pertamina Participating Interests (PPI)

Sejak tahun 2008, dalam kesepakatanPPI, PHE mempunyai kepemilikan didalam kontrak yang serupa dengankontrak JOB-PSC. Sisa kepemilikandimiliki oleh para kontraktor yangbertindak sebagai operator. Kewajibanpembiayaan bagian PHE dapat dilakukansecara langsung oleh PHE, atau dapatpula ditanggung lebih dahulu oleh parakontraktor dan akan dibayar oleh PHEdengan cara pemotongan bagian PHEatas produksi minyak mentah dan gasbumi, ditambah dengan 50% uplift.Produksi minyak mentah dan gas bumidibagi antara PHE dan kontraktorberdasarkan masing-masing persentasepartisipasi di KKS. Bagian kontraktor atasproduksi minyak mentah dan gas bumiditentukan dengan cara yang samaseperti KKS. Pada tanggal 31 Desember2012, kerjasama PPI PHE adalah sebagaiberikut:

Effective in 2008, through PPIarrangements, PHE owns working interestsin contracts similar to JOB-PSC contracts.The remaining working interests are ownedby the contractors which act as theoperators. PHE’s share of expenditures iseither funded by PHE on a current basis, orpaid in advance by the contractors andrepaid by PHE out of PHE’s share of crudeoil and natural gas production, with a 50%uplift. The crude oil and natural gasproduction is divided between PHE and thecontractors based on their respectivepercentages of participation in the PSC.The contractors’ share of crude oil andnatural gas production is determined in thesame manner as in the PSC. As of31 December 2012, PHE’s PPI partnershiparrangements are as follows:

Mitra UsahaPPI/

PPI Partner

WilayahKerja/

WorkingArea Area

TanggalEfektif


Contract

TanggalMulai Produksi/


Date

TanggalJatuh

TempoKontrak/




Produksi/Production


ConocoPhillips(SouthJambi) Ltd.

PetrochinaInternationalJambi B Ltd.

Blok B/B Block

JambiSelatan/SouthJambi


and gas

30 tahun/years

Total E&PIndonesia

Inpex TengahLtd.

BlokTengah/TengahBlock


5/10/1988 1/6/1990 4/10/2018 50% Gas bumi/gas

30 tahun/years










- Kepemilikan kontrak minyak dan gas diluar negeri

- Foreign oil and gas contract interests

Pada tanggal 31 Desember 2012, PHEdan Entitas Anak dari PHE memilikisecara langsung maupun secara tidaklangsung kepemilikan pada kontrakminyak mentah dan gas bumi di luarnegeri sebagai berikut:

As of 31 December 2012, PHE and PHE’sSubsidiaries directly and indirectly heldforeign crude oil and natural gas interests asfollows:

Nama PBO/Name of JOC

Mitra UsahaPBO /

JOC Partners

WilayahKerja/

WorkingArea Area

TanggalEfektif


Contract



Date

PersentaseKepemilikan/Percentage

ofParticipation

Produksi/Production


Petronas CarigaliPertaminaPetrovietnamOperating CompanySdn. Bhd (“PCPP”)

PetronasCarigali Sdn.Bhd.

Petrovietnam

OffshoreSarawak

Block(SK305)*

Malaysia 16/6/2003 26/7/2010 30% Minyakdan gasbumi/Oiland gas

29 tahun/years

Basker Manta Gummy(“BMG”)

BeachPetroleum

Ltd.Ceizo EP

(Australia)Pty. Ltd.

Sojitz EnergyAustralia Pty.Ltd.

Anzon AustraliaPty. Ltd.

Vic/L26,

Vic/L27,Vic/L28

Australia 30/11/2005

3/8/20073/8/2007

Desember/December 2006

10%

10%10%

Minyak/Oil License

LicenseLicense

* Blok ini merupakan Pengendalian Bersama Operasi (“PBO”) * This block is Joint Operating Contract (“JOC”)

e. Kepemilikan secara langsung Perusahaanpada KKS minyak dan gas di luar negeri

e. The Company’s directly held foreign oil andgas PSC interests

Perusahaan sebagai BUMN mempunyaikepemilikan dalam KKS yang ditandatanganioleh BUMN di negara-negara tertentu. BagianPerusahaan atas produksi minyak dan gasditentukan berdasarkan KKS.

The Company, as a State-Owned Enterprise,owns working interests in PSCs entered intoamong State-Owned Enterprises in certaincountries. The Company’s share of oil and gasproduction is determined in accordance withthe respective PSCs.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaanmemiliki secara langsung kepemilikan padaKKS atau kontrak sejenis minyak dan gas diluar negeri sebagai berikut:

As of 31 December 2012, the Company’sdirectly held foreign oil and gas PSCs or similarinterests are as follows:








e. Kepemilikan secara langsung Perusahaanpada KKS minyak dan gas di luar negeri(lanjutan)

e. The Company’s directly held foreign oil andgas PSC interests (continued)

TanggalTanggal MulaiEfektif Produksi/

Wilayah Kontrak/ Date of Persentase PeriodeMitra Usaha Kerja/ Effective Commence Kepemilikan/ Kontrak/

Nama JOC/ JOC/ Working Negara/ Date of -ment of Percentage of Produksi/ ContractName of JOC JOC Partners Area Country Contract Production Participation Production Period

CONSONJointOperatingCompany(CONSONJOC)

Petronas CarigaliPetrovietnam

OffshoreBlock 10,

11Vietnam

Vietnam 8/1/2002 - 10% - 30tahun/years

CoralPetroleumOperatingCompanyLtd.

CNPC, SudapetDindir Petroleum,Africa Energy,ExpressPetroleum& Gas Co. Ltd.

Block 13,Sudan

Sudan 26/6/2007 - 15% - 20tahun/years

WintershallHoldingGmbH

Wintershall AG andCosmo EnergyE&D Ltd.

Block 3,State ofQatar

Qatar 24/10/2007 - 25% - 25tahun/years

Pertamina EPLibya Ltd.

- Block 123Sirte

onshore

Libya 10/12/2005 - 100% - Eksplorasi/Exploration

5tahun/years

Pertamina EPLibya Ltd.

- Block 17-3Sabratahoffshore

Libya 10/12/2005 - 100% - Eksplorasi/Exploration

5tahun/years

44. WILAYAH KERJA PANAS BUMI 44. GEOTHERMAL WORKING AREAS

Sejak tahun 1974, Pertamina Lama memperolehwilayah-wilayah kerja panas bumi di Indonesiaberdasarkan surat-surat keputusan dari MenteriPertambangan dan Energi. Sesuai dengan PPNo. 31 Tahun 2003, segala hak dan kewajiban,yang timbul dari kontrak dan perikatan antaraPertamina Lama dengan pihak ketiga, sepanjangtidak bertentangan dengan Undang-undang No. 22Tahun 2001, beralih kepada Perusahaan sejaktanggal 17 September 2003. Perusahaanmenyerahkan wilayah kerja panas bumi kepadaPGE sejak tanggal 1 Januari 2007.

Since 1974, the former Pertamina Entity wasassigned geothermal working areas in Indonesiabased on various decision letters issued by theMinister of Mines and Energy. In accordance with PPNo. 31 Year 2003, all rights and obligations arisingfrom contracts and agreements of the formerPertamina Entity with third parties, so long as theseare not contrary to Law No. 22 Year 2001, weretransferred to the Company effective as of17 September 2003. The Company assigned itsgeothermal working areas to PGE effective as of1 January 2007.






44. WILAYAH KERJA PANAS BUMI (lanjutan) 44. GEOTHERMAL WORKING AREAS (continued)

Pada tanggal 31 Desember 2012, wilayah kerjapanas bumi PGE adalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012, PGE’s geothermal workingareas are as follows:

a. Operasi Sendiri a. Own Operations


Lokasi/Location

Status Lapangan/Field Status

Operator/Contractor

Sibayak-Sinabung Sibayak, SumateraUtara/North Sumatera

Produksi/Production PT Pertamina GeothermalEnergy

Ulubelu Ulubelu, Lampung Produksi/Production PT Pertamina GeothermalEnergy

Kamojang-Darajat Kamojang, Jawa Barat/West Java


Lahendong Lahendong, SulawesiUtara/North Sulawesi


Lumut Balai Lumut Balai, SumateraSelatan/South

Sumatera

Pengembangan/Development

PT Pertamina GeothermalEnergy

Karaha-Cakrabuana Karaha, Jawa Barat/West Java

Pengembangan/Development


Sungai Penuh Sungai Penuh, Jambi Eksplorasi/Exploration


Tambang Sawah-Hululais

Hululais, Bengkulu Eksplorasi/Exploration


Iyang Argopuro Argopuro, Jawa Timur/East Java

Eksplorasi/Exploration


Kotamobagu Kotamobagu, SulawesiUtara/North Sulawesi



b. Kontrak Operasi Bersama (KOB) a. Joint Operating Contracts (JOCs)

Kontrak Operasi Bersama (KOB) meliputikegiatan panas bumi di wilayah kerja PGE,yang dioperasikan oleh pihak ketiga.Berdasarkan KOB, PGE berhak mendapatkanproduction allowances dari kontraktor KOByang besarnya 2,66% untuk KOB Darajat dan4% untuk KOB Salak, Wayang Windu, Sarulladan Bedugul, dari laba operasi bersih tahunankontraktor KOB yang dihitung berdasarkanKOB.

JOCs involve geothermal activities in PGE’sworking areas that are conducted by thirdparties. In accordance with the JOCs, PGE isentitled to receive production allowances fromthe JOC contractors at the rate of 2.66% for theDarajat JOC and 4% for the Salak, WayangWindu and Sarulla and Bedugul JOCs of theJOC contractors’ annual net operating incomeas calculated in accordance with the JOCs.

Pada tanggal 31 Desember 2012, KOB PGEadalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012, PGE’s JOCs are asfollows:


Lokasi/Location

Status Lapangan/Field Status

Operator/Contractor

Cibeureum - Parabakti Salak, Jawa Barat/West Java

Produksi/Production

Chevron Geothermal SalakLtd

Pangalengan Wayang Windu, JawaBarat/West Java

Produksi/Production

Star Energy Geothermal(Wayang Windu) Ltd

Kamojang-Darajat Darajat, JawaBarat/West Java

Produksi/Production

Chevron GeothermalIndonesia Ltd

Sibualbuali Sarulla, SumateraUtara/North Sumatera


PT Perusahaan ListrikNegara (Persero)

Tabanan/Bedugul Bedugul, Bali Eksplorasi/Exploration

Bali Energy Ltd

Pendapatan PGE dari kegiatan panas bumidikenakan pajak (bagian pemerintah) sebesar34%.

PGE’s income from geothermal activities issubject to tax (Government share) at the rate of34%.



CATATAN ATASLAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN31 DESEMBER 2012 DAN 2011DAN 1 JANUARI 2011(Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat,kecuali dinyatakan lain)




45. AUDIT PEMERINTAH 45. GOVERNMENT AUDIT

Perusahaan The Company

Sesuai dengan Bagian 8.1 dan Pasal 3.2 Exhibit Cdari PPC, Perusahaan memperhitungkanpenyusutan atas aset minyak dan gas bumi yangsebelumnya dimiliki oleh Pertamina Lama sebagairecoverable costs untuk periode tanggal17 September 2003 sampai dengan tanggal16 September 2005. Seperti dijelaskan di dalamCatatan 17h, sesuai dengan Keputusan MenteriKeuangan No. 92/KMK.06/2008 tanggal 2 Mei2008, status atas aset yang sebelumnya dimilikioleh Pertamina Lama yang tidak diakui di dalamneraca awal Perusahaan merupakan Barang MilikNegara (“BMN”) yang disewa Perusahaan sejaktanggal 17 September 2003 sampai dengantanggal 16 September 2005. Oleh karena itu,koreksi atas dampak penyusutan atas aset yangsebelumnya dimasukkan sebagai recoverable costsoleh Perusahaan untuk periode tanggal17 September 2003 sampai tanggal 16 September2005 harus dilakukan.

In accordance with Section 8.1 and Article 3.2 of theExhibit C of the PPC, the Company included thedepreciation of oil and gas assets owned by theformer Pertamina Entity as recoverable costs for theperiod from 17 September 2003 through 16September 2005. However, as disclosed in Note17h, according to the Minister of Finance Decree No.92/KMK.06/2008 dated 2 May 2008, the status ofassets previously owned by the former PertaminaEntity which were not recognised in the Company’sopening balance sheet represent state-ownedassets (“BMN”) leased to the Company for theperiod from 17 September 2003 to 16 September2005. Accordingly, adjustments were required torecognise the impact of the related depreciation ofsuch assets previously claimed as recoverable costsby the Company in the period from 17 September2003 through 16 September 2005.

Hasil temuan audit oleh BPK, BPMIGAS dan BPKPatas cost recovery Perusahaan untuk periode 2003sampai 2005 tidak termasuk biaya penyusutan asetyang sebelumnya dimiliki oleh Pertamina Lamapada tanggal 16 September 2003 dari recoverablecosts, yang menyebabkan kenaikan bagi hasilPerusahaan dan Pemerintah atas produksi minyakdan gas dan kenaikan liabilitas pajak badan dandividen Perusahaan. Perusahaan menerima hasilaudit yang dilakukan oleh BPK, BPMIGAS danBPKP sehubungan dengan isu tersebut diatas.

BPK, BPMIGAS and BPKP audit findings for theCompany for the period from 2003 through 2005excluded the depreciation of the assets owned bythe former Pertamina Entity as at 16 September2003 from recoverable costs, resulting in an increasein the Company’s and the Government’s equityshare of oil and gas production and an increase incorporate income and dividend tax payable by theCompany. The Company has accepted the positionas per BPK’s, BPMIGAS’s and BPKP’s audit findingsin relation to this issue.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaantelah menyelesaikan liabilitas yang menjadi porsiPerusahaan kepada Pemerintah, kecualipenyelesaian temuan audit BPK atas pajakpenghasilan dan dividen Perusahaan sebesarUS$310.311 yang masih ditangguhkan menungguhasil pengajuan banding Perusahaan atas lebihbayar pajak badan untuk periode sejak tanggal17 September 2003 sampai dengan tanggal31 Desember 2005.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporankeuangan konsolidasian ini, Perusahaan telahmenyelesaikan proses banding pajak badan untuktahun 2003 dan 2004, sedangkan tahun 2005masih terus berlangsung.

As at 31 December 2012, the Company has settledits portion of the liability to the Government, exceptfor the settlement of the Company’s corporate anddividend tax obligation based on the BPK’s auditfinding of US$310,311 which is pending the outcomeof the Company’s appeal in relation to theoverpayment of the Company’s corporate income taxfor the period from 17 September 2003 through31 December 2005.

Up to the completion date of the consolidatedfinancial statements, the Company had finished theappeal process of corporate income tax for the year2003 and 2004, meanwhile the appeal for the year2005 was still in progress.







45. AUDIT PEMERINTAH (lanjutan) 45. GOVERNMENT AUDIT (continued)

Perusahaan (lanjutan) The Company (continued)

Audit atas penggantian biaya subsidi jenis BBMtertentu dan LPG tabung 3 kg

Audit of reimbursement of costs subsidy forcertain fuel (BBM) products and LPG 3 kgcylinders

Pada tanggal penyelesaian laporan keuangankonsolidasian ini, penggantian biaya subsidi jenisBBM tertentu dan LPG tabung 3 kg untuk tahunyang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012sedang dalam proses audit oleh BPK. Manajemenberpendapat bahwa hasil audit tersebut tidak akanmemiliki dampak material terhadap posisikeuangan dan arus kas Perusahaan.

As of the completion date of these consolidatedfinancial statements, reimbursement of the costsubsidy for certain fuel (BBM) products and LPG 3 kgcylinders for the year ended 31 December 2012 isstill being audited by BPK. Management believes thatthe audit results will not have a material impact onthe Company’s financial position and cash flows.

PT Pertamina EP PT Pertamina EP

Kebijakan akuntansi yang ditetapkan dalam KKSmenjadi subjek interpretasi oleh SKK MIGAS danPemerintah. Setiap tahun, pembukuan secaraakuntansi dan laporan keuangan Perusahaanmenjadi subjek audit oleh SKK MIGAS dan/atauPemerintah. Klaim - klaim yang timbul dari auditoleh SKK MIGAS dan Pemerintah akan disetujuioleh manajemen Perusahaan dan dicatat dalampembukuan secara akuntansi atau didiskusikanlebih lanjut dengan SKK MIGAS dan/atauPemerintah. Penyelesaian atas klaim - klaim yangdidiskusikan tersebut memerlukan prosesnegosiasi yang cukup lama.

Perusahaan sedang diaudit bersama – sama olehSKK MIGAS, BPKP, dan DJP untuk tahun buku2011. Sampai dengan tanggal laporan keuanganini, Perusahaan belum menerima hasil auditbersama tersebut.

The accounting policies specified in the CooperationContract are subject to interpretation by SKK MIGASand the Government. The accounting records andreports of the Company are subjected to an audit bySKK MIGAS and/or the Government on an annualbasis. Claims arising from these audits are eitheragreed upon by the management of the Companyand recorded in its accounting records or discussedwith SKK MIGAS and/or the Government. Resolutionof the discussed claims may require a lengthynegotiation process.

The Company is being audited jointly by SKKMIGAS, BPKP, and DGT for financial year 2011. Asof the date of these financial statements, theCompany has not received the result of this jointaudit.







46. AKTIVITAS YANG TIDAK MEMPENGARUHIARUS KAS

46. ACTIVITIES NOT AFFECTING CASH FLOWS

2012 2011*

Offset of conversion account (amountSaling hapus nilai lawan (utang kepada due to the Government for

Pemerintah atas bagian produksi its share of Indonesian crude oilminyak mentah Indonesia yang masuk production supplied to the Company’ske kilang Perusahaan) dengan piutang refineries) against trade receivablesusaha dari PLN, piutang dari TNI/ from PLN, trade receivablesKementerian Pertahanan serta from Indonesian Armed Forces/Policepenggantian biaya and reimbursement of costLPG tabung 3 kg (Catatan 17a) 216,148 3,593,460 for LPG 3 kg cylinders (Note 17a)

Offset of receivables forreimbursements of cost subsidy

Saling hapus piutang atas penggantian for certain fuel (BBM) productsbiaya subsidi jenis BBM tertentu dengan against balances due toutang kepada Pemerintah the Government (conversion(nilai lawan dan dividen) (Catatan 17a) - 2,336,154 account and dividend) (Note 17a)

Saling hapus piutang DMO fees Offset of DMO fees PT Pertamina EPPT Pertamina EP dan PT PHE and PT PHE’s receivable againstdengan liabilitas Perusahaan dan the Company’s and PT Pertamina EPPT Pertamina EP kepada and PT PHE’s obligationsPemerintah (Catatan 17c) 126,656 200,007 to the Government (Note 17c)

Saling hapus piutang DMO fees Offset of DMO fees PT Pertamina EPPT Pertamina EP dan PT PHE and PT PHE’s receivable againstdengan liabilitas Perusahaan dan the Company’s and PT Pertamina EPPT Pertamina EP kepada and PT PHE’s obligationsPemerintah (Catatan 17d) 233,455 151,607 to the Government (Note 17d)

Saling hapus piutang DMO fees Offset of DMO fees PT Pertamina EPPT Pertamina EP dan PT PHE and PT PHE’s receivable againstdengan liabilitas Perusahaan dan the Company’s and PT Pertamina EPPT Pertamina EP kepada and PT PHE’s obligationsPemerintah (Catatan 17e) 66,333 1,851 to the Government (Note 17e)

Penambahan aset tetap dari Increase in fixed assetssewa pembiayaan (Catatan 12) 43,789 110,365 from finance lease assets (Note 12)

Fixed asset additionsPenambahan aset tetap yang berasal resulting from capitalisation

dari kapitalisasi biaya pinjaman of borrowing costs(Catatan 12) 21,269 16,076 (Note 12)

Penambahan aset minyak dan gas Oil and gas property additionsyang berasal dari kapitalisasi resulting from capitalisationbiaya pinjaman (Catatan 13) 27,325 9,780 of borrowing costs (Note 13)

Oil and gas property additionsPenambahan aset minyak dan gas resulting from capitalisation

yang berasal dari kapitalisasi for decommissioning andbiaya pembongkaran dan restorasi site restoration(Catatan 22) 609,841 157,370 (Note 22)








47. ASET KEUANGAN DAN LIABILITAS KEUANGAN 47. FINANCIAL ASSETS AND FINANCIAL LIABILITIES

Berikut ini adalah kategori aset dan liabilitaskeuangan dari Grup:

The information given below relates to the Group’sfinancial assets and liabilities by category:

Nilai wajardiakui melalui

laporan laba-rugi/ Tersedia untuk Pinjaman dan DimilikiFair value dijual/ piutang/ hingga jatuh

through profit Available-for- Loans and tempo/HeldJumlah/Total or loss sale receivables to maturity


Aset keuangan/Financial assetsKas dan setara kas/

Cash and cash equivalents 4,295,373 - - 4,295,373 -Kas yang dibatasi

penggunaannya/Restricted cash 172,788 - - 172,788 -

Investasi jangka pendek/Short-term investments 66,223 34,322 - 31,901 -

Investasi jangka panjang/Long-term investments 245,032 - 26,399

a)- 218,633

Piutang usaha/Trade receivables 3,855,356 - - 3,855,356 -Piutang dari Pemerintah/

Due from the Government 2,714,526 - - 2,714,526 -Piutang lain-lain/Other receivables 969,701 - - 969,701 -PPN yang dapat ditagihkan

kembali/Reimbursable VAT 255,963 - - 255,963 -Aset lain-lain/

Other assets 127,111 - - 127,111 -

Jumlah aset keuangan/Total financial assets 12,702,073 34,322 26,399 12,422,719 218,633

a)Investasi pada ekuitas tanpa harga pasar aktif/Investment in equity with no quoted market price


laporanlaba-rugi/ Liabilitas keuanganFair value lainnya/Other

through profit financialJumlah/Total or loss liabilities

Liabilitas keuangan/Financial liabilitiesPinjaman jangka pendek/

Short-term loans (3,843,002) - (3,843,002)Utang usaha/Trade payables (4,745,376) - (4,745,376)Utang kepada Pemerintah/

Due to the Government (2,362,795) - (2,362,795)Beban yang masih harus

dibayar/Accrued expenses (1,321,458) - (1,321,458)Liabilitas jangka panjang/

Long-term liabilities (1,873,263) - (1,873,263)Utang lain-lain/Other payables (302,723) - (302,723)Utang obligasi/Bonds payable (3,937,935) - (3,937,935)Utang jangka panjang lain-lain/

Other non-current payables (98,945) - (98,945)

Jumlah liabilitas keuangan/Total financial liabilities (18,485,497) - (18,485,497)







47. ASET KEUANGAN DAN LIABILITAS KEUANGAN(lanjutan)

47. FINANCIAL ASSETS AND FINANCIAL LIABILITIES(continued)




31 Desember/December 2011*




Investasi jangka pendek/Short-term investments 169,835 72,268 19,109 78,458 -

Piutang usaha/Trade receivables 3,541,762 - - 3,541,762 -Piutang dari Pemerintah/

Due from the Government 1,905,878 - - 1,905,878 -Piutang lain-lain/

Other receivables 416,820 - - 416,820 -Investasi jangka panjang/

Long-term investments 305,137 - 27,538a)

- 277,599PPN yang dapat ditagihkan

kembali/Reimbursable VAT 129,773 - - 129,773 -Aset lain-lain/

Other assets 207,194 - - 207,194 -






Liabilitas keuangan/Financial liabilitiesPinjaman jangka pendek/

Short-term loans (2,923,096) - (2,923,096)Utang usaha/Trade payables (4,132,119) - (4,132,119)Utang kepada Pemerintah/

Due to the Government (2,677,524) - (2,677,524)Beban yang masih harus

dibayar/Accrued expenses (1,131,053) - (1,131,053)Utang lain-lain/Other payables (237,557) - (237,557)Liabilitas jangka panjang/

Long-term liabilities (2,414,807) - (2,414,807)Utang obligasi/Bonds payable (1,465,711) - (1,465,711)Utang jangka panjang lain-lain/

Other non-current payables (88,691) - (88,691)









47. ASET KEUANGAN DAN LIABILITAS KEUANGAN(lanjutan)

47. FINANCIAL ASSETS AND FINANCIAL LIABILITIES(continued)




1 Januari/1January 2011*




Investasi jangka pendek/Short-term investments 189,070 40,205 17 148,848 -

Piutang usaha/Trade receivables 2,241,226 - - 2,241,226 -

Piutang dari Pemerintah/Due from the Government 1,486,651 - - 1,486,651 -

Piutang lain-lain/Other receivables 989,337 - - 989,337 -

Investasi jangka panjang/Long-term investments 379,171 - 15,907

a)- 363,264

PPN yang dapat ditagihkankembali/Reimbursable VAT 164,701 - - 164,701 -

Aset lain-lain/Other assets 132,751 - - 132,751 -






Liabilitas keuangan/Financial liabilitiesPinjaman jangka pendek/Short-term loans (2,141,950) - (2,141,950)Utang usaha/Trade payables (3,618,766) - (3,618,766)Utang kepada Pemerintah/Due to the Government (2,294,788) - (2,294,788)Beban yang masih harus

dibayar/Accrued expenses (819,416) - (819,416)Utang lain-lain/Other payables (261,265) - (261,265)Liabilitas jangka panjang/Long-term liabilities (2,755,770) - (2,755,770)Utang jangka panjang lain-lain/Other non-current payables (79,425) - (79,425)


Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011,laba/(rugi) bersih dari aset keuangan yang diukurpada nilai wajar masing-masing adalah US$1.221dan US$(502), dan aset keuangan yang tersediauntuk dijual masing-masing adalah US$1.274 danUS$582.

As of 31 December 2012 and 2011, net gain/(loss)from financial assets at fair value through profit orloss are US$1,221 and US$(502), respectively, andfinancial assets as available for sale are US$1,274and US$582, respectively.








48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO 48. RISK MANAGEMENT POLICY

Dengan berbagai kegiatan usaha yang dilakukan,Grup memiliki potensi atas berbagai risiko.Program manajemen risiko yang dimiliki Grupditujukan untuk meminimalkan dampak yang tidakdiharapkan pada kinerja Grup.

The Group’s activity expose them to a variety of risks.The Group’s overall risk management programfocuses on minimising potential adverse effects onthe financial performance of the Group.

Manajemen risiko dijalankan oleh Direksi Grupkhususnya melalui Komite Manajemen Risiko(Komite), Risk Management Unit dan Risk TakingUnit untuk melakukan identifikasi, penilaian,mitigasi dan memonitor risiko-risiko Grup. KomiteManajemen Risiko menetapkan prinsip manajemenrisiko secara keseluruhan meliputi risiko usaha danrisiko keuangan.

Risk management is carried out by the Group’s Boardof Directors, specifically the Risk ManagementCommittee (the Committee), Risk Management Unitand Risk Taking Unit, to identify, assess, mitigate andmonitor the risks, where considered appropriate. TheCommittee provides principles for overall riskmanagement, including business risk and financialrisk.

a. Risiko usaha a. Business risks

Aktivitas bisnis Grup terpengaruh berbagai risikokeuangan (hulu dan hilir) misalnya sebagaiberikut:

The Group business activities are exposed to avariety of business risks (upstream anddownstream) which are as follows:

I. Grup berada di bawah kendali Pemerintahdan tidak ada jaminan bahwa mereka akanselalu bertindak untuk kepentingan terbaikGrup. Grup juga memperoleh keuntungantertentu dengan menjadi entitas milik negaradan Grup tidak dapat menjamin bahwa setiapatau semua keuntungan ini akan terusberlanjut.

I. The Group is subject to the control of theGovernment and there is no guarantee thatthey will always act in the Group’s bestinterests. The Group also derives certainbenefits from being a state-owned entity,and the Group cannot guarantee that anyor all of these benefits will continue.

II. Grup diaudit oleh BPMIGAS dan/atauPemerintah yang dapat mengakibatkanklaim terhadap Grup. Saat ini Grup jugasedang berada dalam sengketa denganDJP berkaitan dengan pajak pendapatanperusahaan. Hasil dari klaim dan sengketatersebut belum pasti.

II. The Group is subject to audit by BPMIGASand/or the Government, which may result inclaims by them against the Group. The Groupis also currently in a dispute with the DGT withrespect to corporate income tax payable. Theoutcome of any such claims and disputes isuncertain.

III. Grup tergantung pada mitra usahapatungan dan kontraktor independen pihakketiga sehubungan dengan operasieksplorasi dan produksi dan untukmelaksanakan program pengembanganGrup.

III. The Group is dependent on joint venturepartners and third-party independentcontractors in connection with exploration andproduction operations and to implement theGroup’s development programs.

IV. Minyak mentah, gas alam, dan perkiraancadangan panas bumi milik Grup tidakpasti dan mungkin terbukti tidak akurat dariwaktu ke waktu atau mungkin tidak dapatsecara akurat mencerminkan tingkatcadangan yang sebenarnya, atau bahkanjika akurat, keterbatasan teknis dapatmencegah Grup untuk mendapatkankembali cadangan ini.

IV. The Group’s crude oil, natural gas andgeothermal reserve estimates are uncertainand may prove to be incorrect over time ormay not accurately reflect actual reservelevels, or even if accurate, technical limitationsmay prevent the Group from retrieving thesereserves.







48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) 48. RISK MANAGEMENT POLICY

a. Risiko usaha (lanjutan) a. Business risks (continued)

V. Grup tergantung kepada kemampuanmanajemen untuk mengembangkancadangan yang ada, mengganti cadanganyang ada dan mengembangkan cadangantambahan.

V. The Group is dependent on management’sability to develop existing reserves, replaceexisting reserves and develop additionalreserves

VI. Sebagian besar dari pendapatan Grupberasal dari penetapan produk bahanbakar bersubsidi.

VI. A substantial part of the Group’s revenues isderived from the provision of subsidised fuelproducts.

b. Risiko keuangan b. Financial risk

Risiko keuangan meliputi risiko pasar, kreditdan likuiditas.

Financial risk includes market, credit and liquidityrisks.

I. Risiko pasar I. Market risk

Risiko pasar adalah risiko dimana nilaiwajar arus kas di masa yang akandatang dari suatu instrumen keuanganakan berfluktuasi karena adanyaperubahan harga pasar.

Market risk is the risk that the fair value offuture cash flows of a financial instrument willfluctuate because of changes in marketprices.

Faktor-faktor risiko pasar tersebut adalahperubahan nilai tukar mata uang asing,suku bunga, dan harga komoditas.

The market risk factors are foreign exchangerates, interest rates, and commodity prices.

(i) Risiko nilai tukar mata uang asing (i) Foreign exchange risk

Pendapatan Grup ditentukanberdasarkan pergerakan MOPS yangakan dibayarkan secara terpisah baikoleh masyarakat dan PemerintahIndonesia dalam bentuk subsidiproduk BBM dan LPG. Adanyaperaturan di Indonesia yangmengharuskan pembayaran dalammata uang Rupiah sementarasebagian besar biaya operasikhususnya untuk pengadaan minyakmentah dan produk minyak dilakukandalam mata uang Dolar AmerikaSerikat, dapat menyebabkan risikonilai tukar mata uang asing terhadapGrup untuk akun-akun seperti kasdan setara kas, piutang usaha,piutang dari Pemerintah, utangkepada Pemerintah dan liabilitasjangka panjang.

Grup memitigasi risiko nilai tukarmata uang asing secara alamimelalui pengelolaan arus kas secaraefektif.

Group revenues are determined by themovement of MOPS and will be paidseparately by the public and theGovernment of Indonesia in the form ofsubsidies for fuel and LPG products.The existence of laws in Indonesia thatrequires payments denominated inRupiah, while most of the operatingcosts particularly for the procurement ofcrude oil and oil products are made inUS Dollar, can lead foreign exchangerisk to the Group for accounts such ascash and cash equivalents, tradereceivables, due from Government, dueto Government and long-term liabilities.

The Group naturally mitigate the foreignexchange risk trough managing cashflow effectively.







48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) 48. RISK MANAGEMENT POLICY (continued)

b. Risiko keuangan (lanjutan) b. Financial risk (continued)

I. Risiko pasar (lanjutan) I. Market risk (continued)

(i) Risiko nilai tukar mata uang asing(lanjutan)

(i) Foreign exchange risk (continued)

Analisis sensitivitas Sensitivity analysis

Penguatan (pelemahan) Rupiah yangdiindikasikan di bawah, terhadapDolar Amerika Serikat akanmeningkatkan (menurunkan) ekuitasdan laba-rugi sebesar jumlah yangditunjukkan di bawah. Analisis inididasarkan pada varian nilai tukarmata uang asing yang Perusahaandan entitas anak pertimbangkan yangsangat mungkin terjadi pada tanggalpelaporan. Analisis mengasumsikanbahwa seluruh variabel lain, padakhususnya tingkat suku bunga, tetaptidak berubah dan mengabaikandampak atas perkiraan penjualan danpembelian.

A strengthening (weakening) of Rupiah,as indicated below, against US Dollarwould have increased (decreased)equity and profit or loss by the amountsshown below. This analysis is based onforeign currency exchange ratevariances that the Group considered tobe reasonably possible at the reportingdate. The analysis assumes that allother variables, in particular interestrates, remain constant an ignores anyimpact of forecasted sales andpurchases.

Penguatan/Strengthening Pelemahan/Weakening

Ekuitas/Equity

Laba ataurugi/Profit or loss

Ekuitas/Equity

Laba ataurugi/Profit or loss

31 Desember 2012 31 December 2012IDR (pergerakan 3%) 234 69,035 (674) (65,013) IDR (3% movement)










(ii) Risiko harga komoditi (ii) Commodity price risk

Fluktuasi harga minyak mentah, gasalam dan produk kilang sertaketidakpastian pasar untuk minyakmentah dan gas dapat berpengaruhburuk terhadap usaha, kondisikeuangan dan hasil operasi dariGrup.

The volatility in prices of crude oil,natural gas and refined products andthe uncertainty of the market dynamicsfor oil and gas could adversely affectthe Group’s business, financialconditions and results of operations.

Kemampuan Grup dalammenghasilkan laba dipengaruhisecara signifikan oleh harga danpermintaan minyak mentah, gas danproduk kilang, perbedaan antaraharga perolehan minyak mentah,gas dan produk kilang serta biayaeksplorasi, pengembangan,produksi, distribusi dan penjualanminyak mentah, gas dan produkminyak. Pasar internasional dandomestik untuk minyak mentah danproduk kilang berfluktuasi, danditenggarai oleh fluktuasi harga yangsignifikan yang terjadi belum lamaini. Fluktuasi harga pasar minyakmentah, gas dan produk kilangtergantung dari berbagai faktor diluarkendali Grup. Faktor-faktor tersebutantara lain:

The Group’s profitability is significantlyaffected by the prices of, and demandfor, crude oil, natural gas and refinedproducts, the difference between theprices received for the crude oil,natural gas and refined products itproduces and the costs of exploringfor, developing, producing, transportingand selling crude oil, gas and refinedproducts. The international anddomestic markets for crude oil andrefined products are volatile, and haverecently been characterised bysignificant price fluctuations. Thevolatility of the market prices of crudeoil, natural gas and refined products issubject to a variety of factors beyondthe Group’s controls. These factors,among others, include:

- Peristiwa dan kondisiinternasional, termasukperkembangan politik danketidakstabilan wilayahpenghasil minyak, seperti TimurTengah (terutama Teluk Persia,Iran dan Irak), Amerika Latindan Afrika Barat;

- International events andcircumstances, as well as politicaldevelopments and instability inpetroleum producing regions, suchas the Middle East (particularly thePersian Gulf, Iran and Iraq), LatinAmerica and Western Africa;










(ii) Risiko harga komoditi (lanjutan) (ii) Commodity price risk (continued)

- Kemampuan Organisasi NegaraPenghasil Minyak (OPEC) dannegara produsen minyak lainmenjaga tingkat produksi dandengan demikianmempengaruhi harga pasar;

- Tingkat pasokan sumber energisubstitusi, seperti gas alam danbatubara;

- Peraturan Pemerintah dalamdan luar negeri terkait industriminyak dan gas padaumumnya, dan kebijakan hargaminyak mentah, gas dan produkkilang di Indonesia;

- Cakupan dan tingkat aktivitaseksplorasi dan produksi minyakdan gas dunia, persediaanminyak dan gas dunia,partisipasi pasar dari spekulanminyak dan produk lainnya;

- Kondisi cuaca dan musim;

- Perubahan kebijakan penentuanharga dari kompetitor danPemerintah; dan

- Kondisi ekonomi global,domestik dan regional.

- The ability of the Organisation ofPetroleum Exporting Countries(OPEC) and other petroleum-producing nations to set andmaintain production levels andtherefore influence market prices;

- Supply levels of substitute energysources, such as natural gas andcoal;

- Domestic and foreign governmentregulations with respect to oil andenergy industries in general, andcrude oil, natural gas and refinedproducts pricing policies inIndonesia;

- The level and scope of activity ofglobal oil and natural gasexploration and production, globaloil and natural gas inventories, oilspeculators and other commoditymarket participants;

- Weather conditions andseasonality;

- Change in pricing policies ofcompetitors and the Government;and

- Overall global, domestic andregional economic conditions.

Risiko yang dijelaskan di atasmerupakan risiko usaha normalyang dialami oleh Grup. Grup tidakmelakukan transaksi derivatif danharga produk ditetapkan sesuaidengan harga pasar.

Risks explained above are normalactivity risks which are experienced bythe Group. The Group does notengage in derivative transactions andprices are determined based onmarket prices.

Grup memitigasi risiko secara alamimelalui manajemen pengadaankomoditi dengan menggunakanCrude Oil Management System(“COMS”) guna mendapatkan hargaminyak mentah yang kompetitifuntuk mendukung produksi produkminyak dengan hasil yang optimal.

The Group mitigates the risk naturallyby commodity procurementmanagement using the Crude OilManagement System (“COMS”) toacquire competitive crude prices tosupport production of petroleumproducts with the most optimumresults.










(ii) Risiko harga komoditi (lanjutan) (ii) Commodity price risk (continued)

Grup ikut serta dalam kontrakkomoditas fisik sebagai bagiankegiatan usaha normal. Kontrak inibukan merupakan derivatif dandiukur pada harga perolehan. Dalamhal ini, Grup tidak terekspos risikoharga komoditas karena hargaditentukan pada saat tanggalpembelian.

The Group also participates into aphysical commodity contracts in thenormal course of business. Thesecontracts are not a derivatives andmeasured at cost. In this case, theGroup is not exposed to commodityprice risk because the price has beendetermined at the date of purchase.

(iii) Risiko tingkat suku bunga arus kasdan nilai wajar

(iii) Cash flow and fair value interest raterisk

Grup memiliki eksposur dari risikosuku bunga arus kas dan nilai wajarsuku bunga yang disebabkan olehposisi aset dan liabilitas keuangan,terutama untuk menjaga arus kasagar dapat memenuhi kebutuhandana operasi dan pengadaan modal.

The Group is exposed to cash flow andfair value interest rate risk due tofinancial asset and liabilities position,mainly to maintain cash flow in order tomeet the needs of operational andcapital expenditure.

Aset dan liabilitas keuangan dengandengan tingkat suku bungamengambang mengekspos Grupterhadap suku bunga arus kas. Asetdan liabilitas keuangan dengantingkat suku bunga tetapmengekspos Grup terhadap risikonilai wajar suku bunga.

Asset and liabilities with floating ratesexpose the Group to cash flow interestrate risk. Asset and liabilities with fixedrates expose the Group to fair valueinterest rate risk.

Grup menyelenggarakan pendanaansecara terpusat dan memonitorpergerakan tingkat LIBOR, SIBOR,JIBOR dan suku bunga pinjaman lainyang berlaku di pasar dari waktu kewaktu dan melakukan negosiasiuntuk mendapatkan tingkat sukubunga yang paling menguntungkansebelum melakukan penempatandana atau melakukan negosiasitingkat bunga kepada pemberipinjaman apabila tingkat suku bungapinjaman menjadi tidak kompetitifdibandingkan dengan suku bungayang berlaku di pasar.

The Group established centralised afunding and continuously monitormovement of LIBOR, SIBOR, JIBORand other borrowing rates prevailing atmarket and conducts negotiation to getmost profitable interest rates beforemaking placement of funds or conductsnegotiation with lenders if theborrowing rates becomesuncompetitive compared to prevailingrates in the market.

Grup dapat menggunakan fasilitaspinjaman dari beberapa bankpemerintah seperti BNI, BRI, BankMandiri dan bank swasta asing.

The Group may use loan facilityprovided by some of national bankssuch as BNI, BRI, Bank Mandiri andforeign private banks.










(iii) Risiko tingkat suku bunga arus kasdan nilai wajar (lanjutan)

(iii) Cash flow and fair value interest raterisk (continued)

Pada saat tanggal pelaporan, assetdan liabilitas keuangan dengantingkat suku bunga mengambang,suku bunga tetap dan non-bungaadalah sebagai berikut:

At the reporting date, the Group’sfinancial asset and liabilities withfloating rate, fixed rate and non-interestbearing are as follow:

31 Desember/December 2012Suku bunga mengambang/ Suku bunga tetap/

Floating rate Fixed rateJatuh tempo Jatuh tempo Jatuh tempo Jatuh tempokurang dari lebih dari kurang dari lebih darisatu tahun/ satu tahun/ satu tahun/ satu tahun/

Maturity Maturity Maturity Maturity Non-bunga/less than more than less than more than Non-interest Jumlah/one year one year one year one year bearing Total

Aset/AssetsKas dan setara kas/

Cash and cash equivalents 1,927,115 - 2,360,377 - 7,881 4,295,373Kas yang dibatasi

penggunaannya/Restricted cash 95,743 - 77,045 - - 172,788

Investasi jangka pendek/Short-term investments - - 31,901 - 34,322 66,223

Piutang usaha/Trade receivables - - - - 3,855,356 3,855,356

Piutang dari Pemerintah/Due from the Government - - - - 2,714,526 2,714,526

Piutang lain-lain/Other receivables 287,349 - - - 682,352 969,701

Investasi jangka panjang/Long-term investments 103,413 - - 115,220 26,399 245,032

PPN yang dapat ditagihkankembali/Reimbursable VAT - - - - 255,963 255,963

Aset lain-lain/Other assets - 28,759 - 23,368 74,984 127,111

Jumlah aset keuangan/Total financial assets 2,413,620 28,759 2,469,323 138,588 7,651,783 12,702,073

Liabilitas/LiabilitiesPinjaman jangka pendek/

Short-term loans (3,843,002) - - - - (3,843,002)Utang usaha/

Trade payables - - - - (4,745,376) (4,745,376)Utang kepada Pemerintah/

Due to the Government - - (285,161) (196,002) (1,881,632) (2,362,795)Beban yang masih

harus dibayar/Accrued expenses - - - - (1,321,458) (1,321,458)

Utang lain-lain/Other payables - - - - (302,723) (302,723)

Liabilitas jangkapanjang/Long-termliabilities (419,529) (1,066,721) (69,818) (317,195) - (1,873,263)

Utang obligasi/Bonds payable - - - (3,937,935) - (3,937,935)Utang jangka

panjang lain-lain/Othernon-current payables - - - - (98,945) (98,945)

Jumlah liabilitas keuangan/Total financial liabilities (4,262,531) (1,066,721) (354,979) (4,451,132) (8,350,134) (18,485,497)













31 Desember/December 2011*Suku bunga mengambang/ Suku bunga tetap/

Floating rate Fixed rateJatuh tempo Jatuh tempo Jatuh tempo Jatuh tempokurang dari lebih dari kurang dari lebih darisatu tahun/ satu tahun/ satu tahun/ satu tahun/

Maturity Maturity Maturity Maturity Non-bunga/less than more than less than more than Non-interest Jumlah/one year one year one year one year bearing Total

Aset/AssetsKas dan setara kas/

Cash and cash equivalents 2,320,663 - 873,823 - 4,839 3,199,325Kas yang dibatasi

penggunaannya/Restricted cash 9,149 - 118,860 - - 128,009

Investasi jangka pendek/Short-term investments - - 78,458 - 91,377 169,835

Piutang usaha/Trade receivables - - - - 3,541,762 3,541,762

Piutang dari Pemerintah/Due from the Government - - - - 1,905,878 1,905,878

Piutang lain-lain/Other receivables - - - - 416,820 416,820

Investasi jangka panjang/Long-term investments 110,278 110,278 - 57,044 27,537 305,137

PPN yang dapat ditagihkankembali/Reimbursable VAT - - - - 129,773 129,773

Aset lain-lain/Other assets - - - 13,956 193,238 207,194

Jumlah aset keuangan/Total financial assets 2,440,090 110,278 1,071,141 71,000 6,311,224 10,003,733

Liabilitas/LiabilitiesPinjaman jangka pendek/

Short-term loans (2,923,096) - - - - (2,923,096)Utang usaha/

Trade payables - - - - (4,132,119) (4,132,119)Utang kepada Pemerintah/

Due to the Government - - (271,339) (209,369) (2,196,816) (2,677,524)Beban yang masih

harus dibayar/Accrued expenses - - - - (1,131,053) (1,131,053)

Utang lain-lain/Other payables - - - - (237,557) (237,557)

Liabilitas jangkapanjang/Long-termliabilities (584,250) (1,356,567) (88,953) (385,037) - (2,414,807)

Utang obligasi/Bonds payable - - - (1,465,711) - (1,465,711)Utang jangka

panjang lain-lain/Othernon-current payables - - - - (88,691) (88,691)

Jumlah liabilitas keuangan/Total financial liabilities (3,507,346) (1,356,567) (360,292) (2,060,117) (7,786,236) (15,070,558)













Perubahan 10 basis poin atastingkat suku bunga mengambangpada tanggal pelaporan akanberpengaruh terhadap laba tahunberjalan sebesar jumlah di bawah.Analisis ini mengasumsikan bahwaseluruh variabel lain, terutama nilaitukar mata uang asing, tidakberubah.

A change of 10 basis points in floatinginterest rates at the reporting date wouldhave affected income for the year to theamounts shown below. This analysisassumed that all other variables, inparticular foreign currency rates, remainconstant.

Dampak terhadap:+10 bp

meningkat/increase-10 bp menurun/

decrease Effect in:

Laba tahun berjalan (2,167) 2,167 Income for the year

Sensitivitas arus kas(bersih) (2,167) 2,167 Cash flow sensitivity (net)

II. Risiko kredit II. Credit risk

Grup memiliki risiko kredit yang secarasignifikan berasal dari piutang yangbelum dibayar, kas dan setara kas, sertainvestasi pada efek utang. Pada sebagianbesar transaksinya, Grup menggunakanbank dan lembaga keuangan yangsecara independen dinilai denganperingkat “AAA”, “AA+” dan AA.

The Group has significant credit risk fromunpaid receivables, cash and cashequivalents and investments in debtsecurities. In most transactions, the Groupuses banks and financial institutions that areindependently assessed with a rating of"AAA", "AA +" and AA.

Untuk penjualan non tunai, Grupmenerapkan sistem tata kerja mengaturmekanisme persetujuan kredit. Denganpraktek tersebut, beberapa penjualan nontunai Grup telah disertai denganagunan/jaminan bank. Untuk penjualannon tunai lainnya tanpa jaminan, Groupmemastikan dilakukannya evaluasi creditscoring, evaluasi credit limit danpersetujuan kredit sebelum dilakukannyapenjualan ke pelanggan.

For the Group’s credit sales, the Groupapplied a standard operating procedure forcredit approval mechanism. With suchpractice, some portion of the Group’s creditsales has been secured with acollateral/bank guarantee. For other creditsales without collateral/bank guarantee,Group ensured that credit scoring, creditlimit evaluation and credit approval wereperformed and provided prior to any saleswith the customer.









II. Risiko kredit (lanjutan) II. Credit risk (continued)

Grup juga mempunyai CreditManagement System untuk memonitorpenggunaan batasan kredit danpemblokiran otomatis untuk tagihan yangmelewati tanggal jatuh tempo mulai dari 7(tujuh) hari. Grup akan mengenakansanksi keterlambatan pembayaran dalamsebagian kontrak penjualan yangdidasarkan pada hasil evaluasi kreditmasing-masing pelanggan.

The Group also has a Credit ManagementSystem to monitor the usage of credit limitsand automatic blocking facility in the case ofno payment starting from 7 (seven) daysafter the maturity date. The Group willimposes penalty for overdue payment insome sales contracts based on the result ofeach customer’s credit evaluation

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan2011, Grup mempunyai saldo piutangusaha masing-masing sebesarUS$3.855.356 dan US$3.541.762,dimana 58% dan 61% diantaranyamerupakan piutang usaha kepadainstitusi Pemerintah dan Badan UsahaMilik Negara dengan saldo terbesaradalah piutang usaha dari PLN danEntitas Anak sebesar US$1.410.195 danUS$1.592.442

As of 31 December 2012 and 2011, theGroup has trade receivables ofUS$3,855,356 and US$3,541,762, of which58% and 61% is from Governmentinstitution and State Owned Enterpriseswith the largest balance was due from PLNand its subsidiaries in the amount ofUS$1,410,195 and US$1,592,442,respectively.

Sepuluh debitur utama Grup pada saattanggal 31 Desember 2012 adalah PLNdan Entitas Anak, TNI/KementerianPertahanan, Kodeco Energy Co.Ltd.,Mitsui Oil (Asia) Pte. Ltd., PTPamapersada Nusantara, PetroChinaGroup, Petronas Trading Corporation SdnBhd, S-Oil Corporation Singapore, PTLion Mentari Airlines, Veritaoil Limitedand ConocoPhillips Company.

The top ten debtors of the Group at31 December 2012 are PLN andSubsidiaries, TNI/Ministry of Defense,Kodeco Energy Co.Ltd., Mitsui Oil (Asia)Pte. Ltd., PT Pamapersada Nusantara,PetroChina Group, Petronas TradingCorporation Sdn Bhd, S-Oil CorporationSingapore, PT Lion Mentari Airlines,Veritaoil Limited and ConocoPhillipsCompany.










(i) Pihak ketiga dan pihak yangberelasi

(i) Third parties and related parties

Aset keuangan yang belum jatuhtempo dan tidak mengalamipenurunan nilai

Financial assets neither past duenor impaired

Kualitas kredit dari aset keuanganGrup yang belum jatuh tempo dantidak mengalami penurunan nilai,dinilai dengan mengacu padaperingkat kredit eksternal (jikatersedia) atau mengacu padainformasi historis mengenai tingkatrisiko gagal bayar debitur.

The credit quality of the Group’sfinancial assets that are neither pastdue nor impaired, was assessed byreferencing to external credit ratings (ifavailable) or to historical informationabout counterparty default risk rates.


Kas dan setara kas Cash and cash equivalentDiperingkat oleh PT Pemeringkat Rated by PT Pemeringkat Efek

Efek Indonesia (PEFINDO) Indonesia (PEFINDO)Peringkat AAA 2,766,076 Rating AAAPeringkat AA+ 835 Rating AA+Peringkat AA 1,094,996 Rating AAPeringkat A+ 31,732 Rating A+

Tidak diperingkat oleh PEFINDO 401,734 Not rated by PEFINDO

4,295,373

Kas yang dibatasipenggunaannya Restricted cash

Diperingkat oleh PT Pemeringkat Rated by PT Pemeringkat EfekEfek Indonesia (PEFINDO) Indonesia (PEFINDO)Peringkat AAA 55,780 Rating AAAPeringkat AA 69,186 Rating AAPeringkat A+ 4 Rating A+


172,788

Investasi jangka pendek Short-term investmentsDiperingkat oleh PT Pemeringkat Rated by PT Pemeringkat Efek

Efek Indonesia (PEFINDO) Indonesia (PEFINDO)Peringkat AAA 18,608 Rating AAAPeringkat AA+ 4,123 Rating AA+Peringkat AA 2,349 Rating AAPeringkat AA- 1,003 Rating AA-Peringkat A+ 259 Rating AA+


66,223

Investasi jangka panjang Long-term investmentsDiperingkat oleh PT Pemeringkat Rated by PT Pemeringkat Efek

Efek Indonesia (PEFINDO) Indonesia (PEFINDO)Peringkat AAA 27,581 Rating AAAPeringkat AA+ 104,447 Rating AA+Peringkat AA 25,140 Rating AAPeringkat AA- 2,378 Rating AA-


245,032










(i) Pihak ketiga dan pihak yangberelasi (lanjutan)

(i) Third parties and related parties(continued)

Aset keuangan yang belum jatuhtempo dan tidak mengalamipenurunan nilai (lanjutan)

Financial assets neither past duenor impaired (continued)


Piutang usaha Trade receivablesPihak ketiga Third party

> US$10.000 > US$10,000Historis kredit baik 519,849 Good credit historyPernah terjadi gagal bayar Some defaults indalam dua tahun terakhir 77,479 the past two years< US$10.000 614,497 < US$10,000

Pihak berelasi 735,093 Related party

1,946,918

Piutang lain-lain Other receivablesPihak ketiga 677,771 Third partyPihak berelasi 291,832 Related party

969,603

Aset lain-lain Other assetsPihak ketiga 55,916 Third partyPihak berelasi 66,192 Related party

122,108

Aset keuangan yang sudah lewatjatuh tempo namun tidakmengalami penurunan nilai

Financial assets that are past duebut not impaired


Piutang usaha Trade receivables- Kurang dari 3 bulan 1,054,796 Less than 3 months -- 3 - 6 bulan 34,999 3 - 6 months -- 6 -12 bulan 95,220 6 - 12 months -- 12 - 24 bulan 5,927 12 - 24 months -- > 24 bulan 4,585 > 24 months -

1,195,527Piutang lain-lain Other receivables

Pihak yang berelasi 98 Related party

98












Aset keuangan yang sudah lewatjatuh tempo namun tidakmengalami penurunan nilai(lanjutan)

Financial assets that are past duebut not impaired (continued)

Piutang usaha Trade receivables

Piutang usaha dari pihak ketiga danpihak yang berelasi yang sudahjatuh tempo namun tidak mengalamipenurunan nilai pada tanggalpelaporan terkait dengan pelangganyang tidak memiliki historis gagalbayar dalam dua tahun terakhir.Kualitas kredit dari para pelanggantersebut baik karena sebagian besarmelakukan pembayaran tepat waktudan selalu dikenakan bunga atausanksi jika terjadi keterlambatan.Beberapa piutang usaha daripelanggan tersebut juga telahdisertai dengan agunan/jaminanbank.

Trade receivables from third partiesand related parties that are past duebut not impaired at the reporting dateis relate to customers who do nothave defaults in the past two years.Credit quality of these customers isgood because most of them madepayments on time and are alwayssubject to interest or penalties in caseof delays. Some of the accountsreceivable from these customers hasalso been secured with acollateral/bank guarantee.

Aset keuangan yang mengalamipenurunan nilai

Financial assets that are impaired


Piutang usaha Trade receivables- Lancar 163,537 Current -- Kurang dari 3 bulan 226,441 Less than 3 months -- 3 - 6 bulan 67,295 3 - 6 months -- 6 -12 bulan 4,555 6 - 12 months -- 12 - 24 bulan 294,118 12 - 24 months -- > 24 bulan 115,921 > 24 months -

871,867Penurunan nilai (158,956) Impairment

Bersih 712,911 Net

Pajak dibayar dimuka Prepaid taxes- Dari pihak ketiga 256,502 From third party -

256,502Penurunan nilai (539) Impairment

Bersih 255,963 Net

Aset lain-lain Other assets- Dari pihak berelasi 583,403 From related party -- Dari pihak ketiga 34,365 From third party -

617,768Penurunan nilai (612,765) Impairment

Bersih 5,003 Net












Aset keuangan yang sudah lewatjatuh tempo namun tidakmengalami penurunan nilai(lanjutan)

Financial assets that are past duebut not impaired (continued)

Piutang usaha (lanjutan) Trade receivables (continued)

Piutang usaha dari pihak ketiga danpihak yang berelasi sebesarUS$871.867 dan telah diprovisikansebesar US$158.956 pada saattanggal pelaporan terutamamerupakan piutang usaha dariTNI/Kementerian Pertahanansebesar US$657.400 dengan nilaiprovisi US$47.695 (Catatan 41a).

Trade receivables from third partiesand related parties of US$871,867were impaired and have beenprovided with allowance ofUS$158,956 at the reporting date isprimarily trade receivables fromIndonesian Armed Forces/Ministry ofDefense of $657,400 with provisionamount $47,695 (Note 41a).

Pajak dibayar dimuka Prepaid tax

Pajak dibayar dimuka pihak ketigasebesar US$256.502 dan telahdiprovisikan sebesar US$539 padasaat tanggal pelaporan merupakanPPN yang dapat ditagihkan kembalikepada BPMIGAS (Catatan 40a).

Prepaid tax from third parties ofUS$256,502 and have been providedallowance of US$539 at the reportingdate is reimbursable VAT to BPMIGAS(Note 40a).

Aset lain-lain Other assets

Aset lain-lain dari pihak ketiga danpihak yang berelasi sebesarUS$617.768 dan telah diprovisikansebesar US$612.765 pada saattanggal pelaporan terutama berasaldari:- Piutang lain-lain dari TPPI

sebesar US$556.408 dengannilai provisi US$556.408(Catatan 41b).

- Piutang lain-lain dari MNAsebesar US$26.995 dengan nilaiprovisi US$21.992 (Catatan41b).

- Piutang lain-lain dari PTPolytama Propindo sebesarUS$22.095 dengan nilai provisiUS$22.095.

- Piutang lain-lain dari PTIndorama Petrochemicalssebesar US$12.270 dengan nilaiprovisi US$12.270.

Other receivables from third partiesand related parties of US$617,768and have been provided allowance ofUS$612,765 at the reporting date ismainly comes from:

- Other receivables from TPPI ofUS$556,408 with provision amountof US$556,408 (Note 41b).

- Other receivables from MNA ofUS$26,995 with provision amountof US$21,992 (Note 41b).

- Other receivables from PTPolytama Propindo of US$22,095with provision amount ofUS$22,095.

- Other receivables from PTIndorama PetrochemicalsUS$12,270 with provision amountof US$12,270.










(ii) Pemerintah (ii) Government

Aset keuangan yang belum jatuhtempo dan tidak mengalamipenurunan nilai

Financial assets neither past duenor impaired


Perusahaan: The Company:

Piutang atas penggantian Receivables for reimbursementbiaya subsidi of costs subsidy for certainjenis BBM tertentu 2,084,986 fuel (BBM) products

Piutang atas penggantian Receivables for reimbursementbiaya subsidi of costs for keroseneLPG tabung 3 kg 222,659 conversion to LPG program

Lain-lain 129 Others

Jumlah - Perusahaan 2,307,774 Total – the Company

Entitas Anak: Subsidiaries:Due from the Government

Piutang PT Pertamina EP PT Pertamina EP- DMO Fees 83,403 DMO fees –- Under lifting 20,170 Under lifting –

Piutang PT Pertamina Hulu Energi PT Pertamina Hulu Energi- DMO Fees 24,750 DMO fees -- Under lifting 12,555 Under lifting -

Jumlah - Entitas Anak 140,878 Total subsidiaries

Jumlah konsolidasian 2,448,652

Aset keuangan yang mengalamipenurunan nilai

Financial assets that are impaired


Perusahaan: The Company:

Piutang atas penggantian Receivables for reimbursementbiaya program konversi of costs for kerosene conversionminyak tanah ke LPG 277,218 to LPG program

Piutang imbalan jasa pemasaran 264,266 Receivables for marketing fees

Jumlah - Perusahaan 541,484 Total – the Company

Penyisihan penurunan nilai (275,610) Provision for impairment

Jumlah konsolidasian 265,874 Total consolidated










(ii) Pemerintah (lanjutan) (ii) Government (continued)

Lihat Catatan 9 untuk informasimengenai piutang dari Pemerintahtermasuk penurunan nilai Piutangatas penggantian biaya programkonversi minyak tanah ke LPG danpiutang imbalan jasa pemasaran.Grup telah melakukan renegosiasiyang dipimpin langsung olehDirektur Utama, dengan bantuanDewan Komisaris, melalui suratformal dan pertemuan yang intensifbersama Kementerian Keuangan,Kementerian ESDM, KementerianPertahanan dan KementerianBUMN agar piutang dari Pemerintahyang telah jatuh tempo namunbelum terbayarkan bisa dibayarkansecepatnya.

Refer to Note 9 for the informationregarding due from the Governmentincluding impaired Receivables forreimbursement of costs for keroseneconversion to LPG program andReceivables for marketing fees. TheGroup have renegotiated which led bythe CEO, with the assistance of theBoard of Commissioners, throughformal letters and intensive meetingswith the Ministry of Finance, Ministry ofEnergy and Mineral Resources,Ministry of Defense and the Ministry ofSOEs so due from Government whichis due but not yet paid to be paidimmediately.

III. Risiko likuiditas III. Liquidity risk

Tingkat likuiditas yang diperlukan Grupuntuk kegiatan operasi tidak pasti dan halini dapat berpengaruh buruk terhadapoperasi Grup apabila Grup tidakmempunyai modal kerja yang cukupuntuk memenuhi kebutuhan kas danoperasi. Hal ini dapat terjadi antara lainkarena keterlambatan pembayaransubsidi dari Pemerintah.

The amount of liquidity which the Grouprequires for its operations is uncertain and itsoperations may be adversely affected if theGroup does not have sufficient workingcapital to meet its cash and operationalrequirements. This may occur as a result of,amongst other reasons, delays in thepayment of the Government’s subsidies.

Grup menggunakan kas dalam jumlahyang cukup signifikan didalamoperasinya, terutama untuk pengadaankomoditas dan bahan baku. Salah satubiaya operasi utama adalah pembelianbahan untuk pengolahan di kilang.Fluktuasi harga minyak mentah, gas bumidan produk turunannya dan fluktuasi nilaitukar mata uang asing menyebabkanketidakpastian jumlah modal kerja danbiaya untuk kegiatan hulu dan hilir dariGrup.

The Group uses significant amounts of cashin its operations, primarily to procurecommodities and raw materials. In particular,one of its principal operating costs is theacquisition of feedstock for its refineries.Volatility in market prices for crude oil,natural gas and their refined products andfluctuations in exchange rates cause workingcapital and costs for the Group’s upstreamand downstream operations to be uncertain.









III. Risiko likuiditas (lanjutan) III. Liquidity risk (continued)

Grup mendanai kegiatan operasinyaterutama melalui arus kas dari kegiatanoperasi, dimana bagian yang signifikanterdiri dari penjualan, pembayaransubsidi, fasilitas modal kerja jangkapendek (termasuk cerukan bank, L/Cdan revolving credit), dan pinjaman bankjangka panjang. Sesuai denganpenugasan PSO, Grup harusmenyampaikan klaim subsidi kepadaPemerintah setiap akhir bulan untukbahan bakar minyak subsidi yangdidistribusikan selama bulan tersebut.

The Group funds its operations principallythrough cash flow from operations, asignificant portion of which comprises sales,subsidy payments, short-term workingcapital facilities (including bank overdrafts,L/Cs and revolving credits), and long-termbank loans. In accordance with the terms ofPSO’s mandate, the Group is required tosubmit its claim for subsidy to theGovernment at the end of each month forthe subsidised fuel distributed in that month.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan31 Desember 2011, Grup memiliki saldokas dan setara kas masing-masingsebesar US$4.295.373 danUS$3.199.325. Grup mengelola risikolikuiditas dengan terus-menerusmelakukan monitor terhadap estimasi danrealisasi arus kas dan menyesuaikanjatuh tempo antara piutang usaha danutang usaha.

As of 31 December 2012 and 31 December2011, the Group had cash and cashequivalents in the amount of US$4,295,373and US$3,199,325, respectively. The Groupmanages liquidity risk by continuouslymonitoring forecasts and actual cash flowsand matching the maturity profiles of tradereceivables and trade payables.

31 Desember/December 2012Lebih dari

1 tahun dankurang dari

5 tahun/Kurang dari Later than Lebih dari

1 tahun/ 1 year and 5 tahun/Less than not later than Later than Jumlah/

1 year 5 years 5 years Total

(Berdasarkan PSAK 60) (In accordance with SFAS 60)Liabilitas keuangan Financial liabilitiesPinjaman jangka pendek 3,843,002 - - 3,843,002 Short-term loansUtang usaha 4,745,376 - - 4,745,376 Trade payablesUtang kepada Pemerintah 2,196,815 157,445 523,172 2,877,432 Due to the GovernmentBeban yang masih harus

dibayar 1,321,458 - - 1,321,458 Accrued expensesUtang lain-lain 302,723 - - 302,723 Other payablesLiabilitas jangka panjang 592,916 1,311,931 128,071 2,032,918 Long-term liabilitiesUtang obligasi 220,938 1,072,188 6,870,781 8,163,907 Bonds payableUtang jangka panjang

lain-lain - 98,945 - 98,945 Other non-current payables

Jumlah liabilitas keuangan 13,223,228 2,640,509 7,522,024 23,385,761 Total financial liabilities








c. Manajemen Modal c. Capital Management

Kebijakan dewan direksi adalah untukmempertahankan basis modal yang kuat untukmenjaga keyakinan investor, kreditur danpasar, dan untuk mempertahankanperkembangan bisnis di masa yang akandatang. Modal terdiri dari modal saham biasa,laba ditahan, kepentingan non-pengendali dankomponen ekuitas lainnya. Direksi memastikantingkat pengembalian modal dan tingkatdividen yang dibagikan.

The Board of Director’s policy is to maintain astrong capital base so as to maintain investor,creditor and market confidence and to sustainfuture development of the business. Capitalconsist of share capital, retained earnings, non-controlling interests and other equitycomponents. The Board of Directors ensures thereturn on capital as well as the level ofdividends.

Grup sebagai entitas yang bergerak dalambisnis minyak dan gas bumi memonitorpermodalan berdasarkan rasio jumlah utangterhadap modal. Utang neto dihitung darijumlah pinjaman termasuk jangka pendek danjangka panjang, sedangkan modal dihitungdari “ekuitas” yang ada pada laporan posisikeuangan. Sasaran Grup adalah untukmencapai rasio utang terhadap ekuitassebesar 63,57%. Sementara itu beban bungarata-rata tertimbang atas pinjaman denganbunga (kecuali liabilitas dengan imputedinterest adalah sebesar 4,73% (2011:3,91%).

The Company as an entity whose main businessinvolves oil and gas monitors capital on thebasis of the debt-to-equity ratio. Net debt iscalculated as total borrowings including short-term and long-term, while total capital iscalculated as “equity” as shown in the statementof financial position. The Group’s target is toachieve a debt-to-equity ratio of 63.57%.Meanwhile, the weighted average interestexpense on interest-bearing borrowings(excluding liabilities with imputed interest) was4.73% (2011:3.91%).

Rasio utang terhadap modal milik Grup yangdisesuaikan pada tanggal pelaporan adalahsebagai berikut:

The Group’s debt to equity ratio at the reportingdate was as follows:

31 Desember/ 31 Desember/December 2012 December 2011

Total liabilitiesTotal liabilitas (berbunga) 10,135,363 7,284,322 (interest bearing)Total ekuitas yang dapat Total equity

diatribusikan kepada pemilik attributable to ownersentitas induk 15,115,738 13,207,736 of the parent

Rasio utang terhadap ekuitas 67.05% 55,15% Debt-to-equity ratioRasio total modal sendiri Total own capitals

terhadap total aset 31.92% 33.14% to total assets ratioRasio tingkat pengembalian

modal 30.01% 29.04% Return-on-equity ratio

d. Nilai wajar d. Fair Value

Nilai wajar adalah suatu jumlah dimana suatuaset dapat dipertukarkan atau suatu liabilitasdiselesaikan antara pihak yang memahamidan berkeinginan untuk melakukan transaksiwajar.

Fair value is the amount for which an asset couldbe exchanged or liability settled betweenknowledgeable and willing parties in an arm'slength transaction.








d. Nilai wajar (lanjutan) d. Fair value (continued)

Aset dan liabilitas keuangan lancar Grupdiharapkan akan dapat direalisasi ataudiselesaikan dalam jangka waktu dekat. Olehkarena itu, nilai tercatatnya mendekati nilaiwajarnya.

The Company’s current financial assets andliabilities are expected to be realised or settledin the near term. Therefore, their carryingamounts approximate to their fair value.

Tabel di bawah ini menganalisis instrumenkeuangan yang dicatat pada nilai wajarberdasarkan tingkatan metode penilaian.Perbedaan pada setiap tingkatan metodepenilaian dijelaskan sebagai berikut:- Harga dikutip (tidak disesuaikan) dari pasar

yang aktif untuk aset atau liabilitas yangidentik (Tingkat 1);

- Input selain harga yang dikutip dari pasaryang disertakan pada Tingkat 1 yang dapatdiobservasi untuk aset dan liabilitas, baiksecara langsung (yaitu sebagai sebuahharga) atau secara tidak langsung (yaitusebagai turunan dari harga) (Tingkat 2);

- Input untuk aset atau liabilitas yang tidakdidasarkan pada data pasar yang dapatdiobservasi (informasi yang tidak dapatdiobservasi) (Tingkat 3).

The table below analyses financial instrumentscarried at fair value, by level of valuationmethod. The different levels of valuationmethods have been defined as follows:

- Quoted prices (unadjusted) in active marketsfor identical assets or liabilities (Level 1);

- Inputs other than quoted prices includedwithin Level 1 that are observable for theasset or liability, either directly (that is, asprices) or indirectly (that is, derived fromprices) (Level 2);

- Inputs for the asset or liability that are notbased on observable market data (that is,unobservable inputs) (Level 3).

Tabel berikut menyajikan aset keuangan Grupyang diukur sebesar nilai wajar pada 31Desember 2012.

The following table presents the Group’sfinancial assets that are measured at fair valueat 31 Desember 2012.

31 Desember/December 2012Tingkat 1/ Tingkat 2/ Tingkat 3/ Jumlah/

Level 1 Level 2 Level 3 Total

Aset keuangan Financial assetsInvestasi jangka pendek 34,322 - - 34,322 Short-term investmentsInvestasi jangka panjang - - 26,399 26,399 Long-term investments

Jumlah aset keuangan 34,322 - 26,399 60,721 Total financial assets








d. Nilai wajar (lanjutan) d. Fair value (continued)

Tabel berikut ini menyajikan perubahan padainstrumen Tingkat 3 untuk tahun yang berakhirpada 31 Desember 2012.

The following table presents the changes inLevel 3 instruments for the year ended 31December 2012.

Jumlah/Total

Saldo awal 27,538 Beginning balancePenjualan (707) DisposalsSelisih kurs (1,706) Foreign exchange differencesKeuntungan yang diakui pada Gains recognised in

pendapatan komprehensif other comprehensivelainnya 1,274 income

Saldo akhir 26,399 Ending balance

Tabel dibawah ini menggambarkan nilaitercatat dan nilai wajar dari liabilitas keuanganjangka panjang pada tanggal 31 Desember2012:

The table below describes the carrying amountsand fair value of long-term financial liabilities thatare not presented by the Group at fair value asof 31 December 2012:

Jumlah tercatat/ Nilai wajar/Carrying amount Fair value

2012 2011* 2012 2011*Liabilitas jangka panjang Long-term liabilities

(Catatan 19) 1,873,263 2,414,807 1,848,384 2,340,271 (Note 19)Utang obligasi Bonds payable

(Catatan 20) 3,937,935 1,465,711 4,446,885 1,519,656 (Note 20)

Jumlah aset keuangan 5,811,198 3,880,518 6,295,269 3,859,927 Total financial assets

Nilai wajar dari liabilitas jangka panjang dinilaimenggunakan diskonto arus kas berdasarkantingkat suku bunga yang dikenakan padamasing-masing liabilitas jangka panjang yangdidapatkan Perusahaan. Nilai wajar utangobligasi diestimasi menggunakan nilai kuotasipasar pada tanggal neraca.

The fair value of long-term liabilities is measuredusing the discounted cash flows based on theinterest rate on the latest long-term liabilitiesentered by the Company. The fair value ofbonds payable is estimated using the quotedmarket price at balance sheet date.







49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSISIGNIFIKAN

49. SIGNIFICANT AGREEMENTS, COMMITMENTSAND CONTINGENCIES

a. Komitmen KKS a. Cooperation Contract Commitment

Sesuai dengan KKS, PT Pertamina EP wajibmengembalikan minimum 10% dari wilayahkerja awal kepada Pemerintah pada saat atausebelum akhir tahun kontrak ke sepuluh sejaktanggal efektif KKS.

In accordance with the Cooperation Contract, PTPertamina EP shall surrender a minimum of 10%of the original contract area to the Government onor before the end of the tenth year from theeffective date of the Cooperation Contract.

PT Pertamina EP wajib membayar bonuskepada Pemerintah sejumlah US$1.000 dalam30 hari setelah produksi kumulatif minyak dangas bumi mencapai 1.000 MMBOE sejaktanggal efektif KKS dan US$1.500 dalam 30hari setelah produksi kumulatif minyak dangas bumi mencapai 1.500 MMBOE sejaktanggal efektif KKS.

PT Pertamina EP is required to pay a bonus to theGovernment amounting to US$1,000 in 30 daysafter cumulative production of oil and gas reaches1,000 MMBOE from the effective date of theCooperation Contract, and US$1,500 in 30 daysafter cumulative production of oil and gas reaches1,500 MMBOE from the effective date of theCooperation Contract.

Jumlah produksi kumulatif minyak dan gasbumi PT Pertamina EP untuk tahun yangberakhir pada tanggal 31 Desember 2012belum mencapai 1.000 MMBOE.

PT Pertamina EP's cummulative production of oiland gas up to 31 December 2012 has not reached1,000 MMBOE.

b. Komitmen modal b. Capital commitments

Grup memiliki komitmen pengeluaran barangmodal dalam menjalankan usaha normalnya.

The Group has capital expenditure commitmentsin the normal course of business.

Pada tanggal 31 Desember 2012, totalkomitmen pengeluaran barang modal yangdimiliki Grup yang belum terealisasi adalahsebesar US$2.403.571.

As of 31 December 2012, the Group’s totaloutstanding capital expenditure commitmentswere US$2,403,571.

c. Komitmen sewa operasi – Grup sebagaipihak yang menyewa

c. Operating lease commitments – Group aslessee

Total pembayaran sewa operasi yang tidakdapat dibatalkan berjumlah:

Non-cancellable operating lease rentals arepayable as follows.

2012 2011

Kurang dari satu tahun 249,094 209,489 Less than one yearAntara satu tahun sampai

lima tahun 554,214 418,922 Between one to five yearsLebih dari lima tahun 315,925 179,492 More than five years

1,119,233 807,903

Grup menyewa beberapa kapal, gedungkantor, kendaraan dan fasilitas IT atas dasarsewa operasi, sewa berlaku selama 10 tahun,dengan opsi perpanjangan masa sewa setelahhabis masa sewa.

The Group lease a number of vessel, officebuilding, vehicle and IT facilities under operatinglease. The leases typically run for a period of 10years, with an option to renew the lease afterthat date.

Selama periode berjalan, sejumlahUS$477.282 telah diakui sebagai beban dalamlaba-rugi terkait sewa operasi (2011:US$470.342).

During the year an amount of US$477,282 wasrecognised as an expense in profit or loss inrespect of operating leases (2011: US$470,342).







49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSISIGNIFIKAN (lanjutan)

49. SIGNIFICANT AGREEMENTS, COMMITMENTSAND CONTINGENCIES (continued)

d. Perjanjian jual beli gas d. Gas sale and purchase agreements

Pada tanggal 31 Desember 2012,PT Pertamina EP memiliki komitmen untukmengirimkan gas sebesar 2.074.040 MMBTUkepada beberapa pelanggan. Gas tersebutakan dikirimkan secara periodik dari tahun2013 sampai 2028.

As of 31 December 2012, PT Pertamina EP hadvarious commitments to deliver gas amounting to2,074,040 MMBTU to various buyers. The gaswill be periodically delivered from 2013 until2028.

Pada tanggal 31 Desember 2012, PHEmemiliki kontrak-kontrak perjanjian pasokangas yang signifikan kepada beberapapelanggan, dengan nilai gas masing-masingkontrak senilai antara 6 BBTU hingga 23.080BBTU. Jangka waktu kontrak tersebut adalahdari tahun 2012 sampai 2028.

As of 31 December 2012, PHE had varioussignificant gas supply agreements to variousbuyers, with gas value of each contract between6 BBTU to 23,080 BBTU. The expiration year ofthose agreements ranges from 2012 to 2028.

e. Perkara hukum e. Legal cases

Dalam melakukan kegiatan normal usahanya,Grup menghadapi gugatan dari pihak ketigaatas berbagai perkara hukum dan tuntutansehubungan dengan kepatuhan terhadapkontrak, perjanjian, peraturan pemerintah danperaturan pajak. Sampai dengan tanggalpenyelesaian laporan keuangan konsolidasian,jumlah kerugian yang mungkin timbul atasbeberapa tuntutan hukum masih belum dapatditentukan.

In the normal course of business, the Group is aparty to various legal actions in relation tocompliance with contracts, agreements,Government regulations and the tax law. As ofthe completion date of these consolidatedfinancial statements, the possible losses arisingfrom various legal actions cannot be determined.

1. PT Lirik Petroleum 1. PT Lirik Petroleum

Perusahaan dan PT Pertamina EP, EntitasAnak, sebagai tergugat dalam kasusgugatan PT Lirik Petroleum (Lirik) atasperkara sengketa hak pengelolaan blokminyak dan gas yang berlokasi di PulaiUtara dan Pulai Selatan, Propinsi Riau.

The Company and PT Pertamina EP, aSubsidiary, are defendants in a legal suitinstituted by PT Lirik Petroleum (Lirik) inrelation to a dispute involving rights tooperate oil and gas blocks located in PulaiUtara and Pulai Selatan, Riau Province.

Pada tanggal 17 Mei 2006, Lirikmembawa gugatannya ke InternationalChamber of Commerce (ICC) di Paris,Perancis, sehubungan dengan adanyapelanggaran kontrak EnhancedOil Recovery (EOR) akibat ditolaknyapermohonan Lirik untukmengkomersialkan operasi blok minyakdan gas tersebut. Selanjutnya sesuaidengan keputusan ICC No.14387/JB/JEMtanggal 27 Februari 2009, tergugatberkewajiban untuk membayar ganti rugisebesar US$34.495 dan bunga sebesar6% per tahun sejak tanggal keputusanfinal ICC sampai tanggal pembayaran.

On 17 May 2006, Lirik brought the legal suitto the International Chamber of Commerce(ICC) in Paris, France, on the basis thatthere was a violation of its rights under theEnhanced Oil Recovery (EOR) contract,since Lirik’s request for approval forcommercial operations of the oil and gasblocks had been rejected. According to theICC’s decision No.14387/JB/JEM dated27 February 2009, the defendants areobliged to pay compensation of US$34,495and interest at 6% per annum from the dateof registration of the final award by the ICCuntil the date of payment.

Dengan demikian, Perusahaan telahmembentuk penyisihan kerugian atasgugatan tersebut pada laporan keuangankonsolidasian pada tanggal 31 Desember2012 dan 2011.

Accordingly, the Company has recognised aprovision for such compensation in itsconsolidated financial statements as of31 December 2012 and 2011.









e. Perkara hukum (lanjutan) e. Legal cases (continued)

1. PT Lirik Petroleum (lanjutan) 1. PT Lirik Petroleum (continued)

Pada tanggal 11 Mei 2009, Perusahaandan PT Pertamina EP mengajukanpermohonan ke Pengadilan NegeriJakarta Pusat untuk memohonpembatalan keputusan ICC tersebutdiatas. Pada tanggal 3 September 2009,Pengadilan Negeri Jakarta Pusat menolakpermohonan Perusahaan danPT Pertamina EP. Pada tanggal28 September 2009, Perusahaan danPT Pertamina EP mengajukanpermohonan kasasi terkait dengankeputusan Pengadilan Negeri JakartaPusat kepada Mahkamah Agung. Padatanggal 9 Juni 2010 Mahkamah Agungmenolak permohonan kasasi Perusahaandan PT Pertamina EP dan memintaPerusahaan dan PT Pertamina EP untukmelaksanakan keputusan ICC.

On 11 May 2009, the Company andPT Pertamina EP filed an appeal to theCentral Jakarta District Court requesting thecancellation of the above ICC decision. On3 September 2009, the Central JakartaDisctrict Court rejected the Company’s andPT Pertamina EP appeal. On 28 September2009, the Company and PT Pertamina EPlodged an appeal in relation to the CentralJakarta Distric Court’s Decision to theSupreme Court. On 9 June 2010, theSupreme Court rejected the Company andPT Pertamina EP appeal and requested thatthe Company and PT Pertamina EP’scomply with the ICC’s decision .

Perusahaan dan PT Pertamina EPmengajukan permohonan PeninjauanKembali (PK) ke Mahkamah Agung padatanggal 20 Desember 2010. Sesuaidengan surat pemberitahuan yang telahditerima Perusahaan (namun belumditerima PT Pertamina EP) permohonanPK tersebut telah ditolak oleh MahkamahAgung.

The Company and PT Pertamina EP filed ajudicial review to the Supreme Court on20 December 2010. Based on a notificationletter received by the Company (which hasnot yet been received by PT Pertamina EP)such petition of reconsideration has beenrejected by the Supreme Court.

Gugatan perlawanan eksekusi atasputusan perkara PT Lirik Petroleum

An appeal refusing the execution of ICC’Sdecision regarding PT Lirik Petroleum

Pada tanggal 16 November 2009 dimulaiproses upaya hukum perlawananeksekusi (partij verzet) atas tuntutaneksekusi Lirik di Pengadilan NegeriJakarta Pusat. Pada tanggal 15 April 2010Pengadilan Negeri Jakarta Pusat telahmengeluarkan putusan yang menolakperlawanan Perusahaan danPT Pertamina EP. Atas putusan tersebutPerusahaan dan PT Pertamina EPmengajukan banding ke PengadilanTinggi Jakarta. Pada tanggal 5 April 2011keluar putusan dari Pengadilan TinggiJakarta dan diputus menang. Dengandemikian Putusan Arbitrase tidak dapatdieksekusi (non executable).

On 16 November 2009, the Company andPT Pertamina EP filed an appeal refusingthe execution (partij verzet) of ICC’s decisioninvolving Lirik to the Central Jakarta DistrictCourt. On 15 April 2010 the Central JakartaDistrict Court rejected the Company and PTPertamina EP’s appeal. Based on thisdecision, the Company and PT PertaminaEP lodged an appeal to the Jakarta HighCourt. On 5 April 2011, the Jakarta HighCourt issued a verdict that annulled theCentral Jakarta District Court’s verdict, thusthe Arbitral Award’s verdict is non-executable.











Gugatan perlawanan eksekusi atasputusan perkara PT Lirik Petroleum(lanjutan)

An appeal refusing the execution of ICC’Sdecision regarding PT Lirik Petroleum(continued)

Atas Putusan Pengadilan Tinggi Jakartatersebut, Lirik menyatakan kasasi danmenyerahkan memorandum kasasi. Atasdasar hal tersebut, Perusahaan danPT Pertamina EP mengajukan kontramemorandum kasasi pada tanggal12 Oktober 2011. Sampai dengan tanggalpenyelesaian laporan keuangankonsolidasian ini masih belum diperolehkeputusan Mahkamah Agung atas perkaraini.

As a result of the Jakarta High Court’sverdict, Lirik lodged an appeal and submitteda memorandum of appeal. The Companyand PT Pertamina EP submitted a countermemorandum of appeal on 12 October2011. As at the completion date of theseconsolidated financial statements, theSupreme Court has not yet issued adecision.

Gugatan terhadap perbuatan melawanhukum arbiter PT Lirik Petroleum

Legal claim to tort arbitration regarding PTLirik Petroleum

Perusahaan dan PT Pertamina EPmengajukan gugatan perbuatan melawanhukum terhadap Lirik, ICC, MajelisArbitrase dan Kuasa Majelis dan KuasaHukum Lirik ke Pengadilan Negeri JakartaSelatan pada tanggal 10 Agustus 2009.Pada tanggal 19 Agustus 2010Pengadilan Negeri Jakarta Selatan telahmemutuskan untuk menolak gugatanPerusahaan dan PT Pertamina EP danatas putusan tersebut telah diajukanbanding di Pengadilan Tinggi Jakarta.Pada tanggal 14 Juli 2011 keluar putusandari Pengadilan Tinggi Jakarta yangmemenangkan Perusahaan danPT Pertamina EP karena terdapat unsurperbuatan melawan hukum dalam prosesarbitrase.

The Company and PT Pertamina EP lodgeda tort lawsuit against Lirik, ICC, ArbitralTribunal, and Lirik’s lawyer to the SouthJakarta District Court on 10 August 2009.The Central Jakarta District Court rejectedthe Company’s and PT Pertamina EP’sappeal on 19 August 2010 and based on thisdecision the Company and PT Pertamina EPwill submit an appeal to the Jakarta HighCourt. On 14 July 2011, the Jakarta HighCourt issued a verdict that annulled theSouth Jakarta District Court’s verdict anddeclared that there was a tort in arbitrationproceedings.











Gugatan terhadap perbuatan melawanhukum arbiter PT Lirik Petroleum(lanjutan)

Legal claim to tort arbitration regarding PTLirik Petroleum (continued)

Selanjutnya, atas Putusan PengadilanTinggi Jakarta tersebut, baik Lirik maupunPT Pertamina EP mengajukan kasasi danmenyerahkan Memori Kasasi.PT Pertamina EP sendiri pada tanggal16 Agustus 2011 menyatakan Kasasi dandiikuti dengan penyerahan Memori Kasasipada tanggal 24 Agustus 2011.Sedangkan Perusahaan menyampaikankontra Memori Kasasi, baik terhadapMemori Kasasi PT Pertamina EP maupunMemori Kasasi PT Lirik Petroleum padatanggal 18 Oktober 2011. Sampai dengantanggal penyelesaian laporan keuangankonsolidasian ini, masih belum diperolehkeputusan Mahkamah Agung atas perkaraini.

Further, based on the Jakarta High Court’sverdict, both Lirik and PT Pertamina EPlodgded appeals and submittedmemorandum of appeal. PT Pertamina EPfiled the appeal on 16 August 2011 andsubmitted the memorandum of appeal on 24August 2011. The Company submitted acontra memorandum of appeal to both PTPertamina EP’s and PT Lirik Petroleum’smemorandum of appeal on 18 October2011. As at the completion date of theseconsolidated financial statements, PTPertamina EP has not yet received adecision letter from the Supreme Court forthis case.

2. Gugatan Hukum oleh eks-karyawanNaamlose Vennootschap NetherlandscheNieuw Guinee Petroleum Maatchappij(NV NNGPM)

2. Legal claim by former NaamloseVennootschap Netherlandsche NieuwGuinee Petroleum Maatchappij(NV NNGPM) employees

Pada tahun 2008, gugatan hukumterhadap Perusahaan dan PT PertaminaEP diajukan melalui Pengadilan NegeriSorong oleh bekas karyawan NVNNGPM, yang diambil alih kegiatanoperasinya oleh Perusahaan sebelumPertamina Lama pada tahun 1964.Penggugat mengajukan gugatan untukkompensasi bekas karyawan NV NNGPMsebesar Rp2.621.952 juta (setara denganUS$271.143). Pengadilan Negeri Sorongmemenangkan penggugat pada tanggal18 Maret 2009 dan meminta Perusahaandan PT Pertamina EP untuk membayarkompensasi sebesar Rp2.372.952 juta(setara dengan US$245.393).

In 2008, a legal claim was submitted to theSorong District Court against the Companyand PT Pertamina EP by former employeesof NV NNGPM, whose operation was takenover by one of the predecessor companiesof the former Pertamina Entity in 1964. Theplaintiff is claiming compensation for formeremployees of NV NNGPM in the amount ofRp2,621,952 million (equivalent toUS$271,143). The Sorong District Courtissued a decision in favour of the plaintiff on18 March 2009, requiring the Company andPT Pertamina EP to pay compensation ofRp2,372,952 million (equivalent toUS$245.393).










2. Gugatan Hukum oleh eks-karyawanNaamlose Vennootschap NetherlandscheNieuw Guinee Petroleum Maatchappij(NV NNGPM) (lanjutan)

2. Legal claim by former NaamloseVennootschap Netherlandsche NieuwGuinee Petroleum Maatchappij(NV NNGPM) employees (continued)

Pada tanggal 1 April 2009, Perusahaandan PT Pertamina EP mengajukanbanding atas keputusan PengadilanNegeri Sorong ke Pengadilan TinggiJayapura. Pada tanggal 23 Oktober 2009Pengadilan Tinggi Jayapuramemenangkan penggugat dan memintaPerusahaan dan PT Pertamina EP untukmembayar kompensasi sebesarRp1.724.242 juta (setara denganUS$178.308). Pada tanggal 30 November2009 dan 14 Desember 2009 Perusahaandan PT Pertamina EP masing-masingmengajukan kasasi ke Mahkamah Agungatas keputusan Pengadilan TinggiJayapura. Sesuai dengan suratpemberitahuan, permohonan kasasitersebut diterima oleh Mahkamah Agungdan oleh karenanya Putusan PengadilanTinggi Jayapura dibatalkan.

On 1 April 2009, the Company andPT Pertamina EP lodged an appeal againstthe decision of the Sorong District Court tothe Jayapura High Court. On 23 October2009, the Jayapura High Court issued adecision in favour of the plaintiff, requiringthe Company and PT Pertamina EP to paycompensation of Rp1,724,242 million(equivalent to US$178,308). On30 November 2009 and 14 December 2009the Company and PT Pertamina EP,respectively, lodged appeals to the SupremeCourt against the decision of the JayapuraHigh Court. Furthermore, based onnotification letter, the Supreme Courtaccepted such appeal and therefore,annulled the verdict of the Jayapura HighCourt.

Sesuai Risalah Pemberitahuan PutusanKasasi tanggal 2 Februari 2012,permohonan kasasi Perusahaan dan PTPertamina EP dikabulkan oleh MahkamahAgung dan Putusan Pengadilan TinggiJayapura dibatalkan, oleh karenanyaputusan atas perkara tersebut telahberkekuatan hukum tetap.

According to the ruling of the Appeal NoticeTreatise on 2 February 2012, the Companyand the PT Pertamina EP’s cassation appealwas granted by the Supreme Court, wherebythe ruling from Jayapura High Court werecancelled, therefore the verdict over thecase has a magnitude of the law.

Manajemen Perusahaan dan PTPertamina EP yakin bahwa penyelesaiangugatan hukum tidak akan melibatkanjumlah yang signifikan, jika ada, dan olehkarena itu tidak ada penyisihan atasgugatan tersebut yang diakui di dalamlaporan keuangan konsolidasian padatanggal 31 Desember 2012.

Management of the Company and PTPertamina EP believe that settlement of thelegal claim will not involve a significantamount, if any, and accordingly no provisionhas been recognised in these consolidatedfinancial statements at 31 December 2012 inrelation to this claim.










3. Gugatan Hukum oleh Cathay PacificAirways Limited – klaim kontaminasibahan bakar pesawat

3. Legal claim by Cathay Pacific AirwaysLimited – fuel contamination claim

Terkait dengan kasus pendaratan daruratpesawat Cathay Pacific CX780 di HongKong yang diduga disebabkan olehkontaminasi bahan bakar pesawatsewaktu proses pengisian di bandaraJuanda, Surabaya, Perusahaan telahmenerima Writ of Summons dari KuasaHukum Cathay Pacific Airways Ltd. pada30 Oktober 2012 yang telah didaftarkanpada Pengadilan Tinggi di Hong Kong.Pada dasarnya, transaksi penjualan avturini telah diasuransikan oleh Perusahaandan pada tanggal penyelesaian laporankeuangan ini, proses pengadilan belumberlangsung sebab Writ of Summonsbelum diajukan dengan benar dan patutoleh Cathay Pacific. Dengan demikiantidak ada penyisihan atas gugatantersebut yang diakui di dalam laporankeuangan konsolidasian pada tanggal 31Desember 2012.

In relation to the emergency landing of anairplane of Cathay Pacific CX780 in HongKong which was alleged because of fuelcontamination during refuelling process inJuanda airport, Surabaya. The Companyhave received Writ of Summons from thelegal representative of Cathay PacificAirways Limited on 30 October 2012 andhave been registered at High Court HongKong. Basically, the sales of aviation fuelhave been insured by the Company anduntil the completion of the financialstatement, the legal preceding have notstarted because the Writ of Summons havenot being served correctly and properly byCathay Pacific. Accordingly no provision hasbeen recognised in these consolidatedfinancial statements at 31 December 2012.

f. Kontrak memberatkan f. Onerous contracts

i. Penugasan penyediaan jenis BBM tertentu i. The assignment supply for certain fuel (BBM)products

Perusahaan terikat komitmen denganPemerintah Republik Indonesia terkaitpenugasan PSO dalam penyediaan BBMyaitu Premium, Solar dan Minyak Tanah.Pertamina dan Pemerintah sepakat untukmenggunakan publikasi MOPS sebagaiacuan harga pasar minyak. Selisih antaraharga jual yang ditetapkan (harga sesuaidengan Ketetapan Pemerintah) denganharga MOPS ditambah dengan biayadistribusi dan margin (alfa) tidak dapatmenutup biaya-biaya yang terjadi karenaformulasi margin (alfa) tidak sejalan denganfluktuasi harga pasar minyak dunia. Setelahmemperhitungkan biaya-biaya yang tidakterhindarkan (unavoidable cost), sampaidengan 31 Desember 2012, penjualan BBMPSO tersebut mengalami kerugian sebesarUS$90.492.

The Company is engaged to the Governmentof the Republic Indonesia for the assignmentof PSO to supply fuel products of PremiumGasoline, Automative Diesel Oil andKerosene. Pertamina and Governmentagreed to use MOPS as the basis of themarket price of fuel products. The differencebetween the sales price with MOPS price,distribution cost and margin (alpha) can notcover the incurred expenses as the margin(alpha) is not tied to the market pricefluctuation. Including the unavoidable costsup to 31 December 2012, losses from thesales of PSO fuel products are US$90,492.









f. Kontrak memberatkan (lanjutan) f. Onerous contracts (continued)

i. Penugasan penyediaan jenis BBM tertentu(lanjutan)

i. The assignment supply for certain fuel (BBM)products (continued)

Namun, provisi atas kontrak memberatkanini tidak dapat diukur secara andaldikarenakan tidak adanya liabilitas yangmuncul sehubungan dengan penugasanPSO yang menggambarkan kerugianoperasional tahun berjalan.

However, provision for this onerous contractcan not be measured reliably due to theabsence of obligations related to theassignment of PSO which describes anoperating loss for the year.

ii. Penjualan gas LPG tabung 12 kg dan 50 kg ii. Sell of LPG of 12 kg and 50 kg cylinders

Perusahaan melakukan penjualan gas LPGtabung 12 kg dan 50 kg kepada masyarakatberdasarkan praktik bisnis yang berlakuumum. Pemerintah merupakan pihak yangmenetapkan batasan tertinggi atas hargajual produk tersebut. Setelahmemperhitungkan biaya-biaya yang tidakterhindarkan (unavoidable cost), sampaidengan 31 Desember 2012, penjualan atasLPG tabung 12 kg dan 50 kg tersebut,mengalami kerugian sebesar US$538.411.

The Company sells LPG of 12 kg and 50 kgcylinders to the public based on commonbusiness practice scheme. Government is thein charge to set the ceiling price of theproducts. Including unavoidable costs, up to31 December 2012, losses arising from salesof LPG 12 kg and 50 kg cylinders areUS$538,411.

Namun demikian, provisi atas kontrakmemberatkan ini tidak dapat diukur secarahandal karena tidak dapat ditentukannyajangka waktu penugasan untuk penjualanLPG 12 kg dan 50 kg tersebut.

However, the provision of this onerouscontract can not be measured reliably as theuncertainty in the period of the assignment tosell LPG 12 kg and 50 kg cylinders.









g. Akuisisi bisnis g. Business acquisition

Dalam tahun 2012, Perusahaan melakukanbeberapa transaksi akuisisi pada perusahaanlain baik melalui penambahan participatinginterest maupun melalui kepemilikan sahampada perusahaan lain. Transaksi akuisisi inidilakukan sehubungan dengan strategi Grupdalam pengembangan bisnis hulu migas, yaituuntuk peningkatan jumlah produksi dancadangan migas serta pengembangan bisniske luar negeri. Ringkasan penting transaksiakuisisi yang sedang berjalan adalah sebagaiberikut:

During 2012, the Group had several acquisitiontransactions through increase in participatinginterest (farm-in) and acquisition of shares.These acquisition transaction were made inconnection with the Group’s strategy to developits upstream business, i.e. to increase oil andgas production and reserves as well asexpanding to overseas. A summary of theGroup’s ongoing acquisitions is as follows:

(i) Akuisisi saham Burlington ResourcesInternational Holding LLC

(i) Share acquisition of BurlingtonResources International Holding LLC

Pada tanggal 18 Desember 2012,Perusahaan telah menandatangani SharePurchase and Sale Agreement denganBurlington Resources InternationalHolding LLC atas akuisisi 100%kepemilikan pada ConocoPhillips Algeria(Ltd), yang memiliki hak pada 3 (tiga)lapangan minyak di Blok 405a di Algeria.Harga akuisisi saham (purchase price)tersebut adalah US$1.750.000.

On 18 December 2012, the Company andBurlington Resources International HoldingLLC (“Burlington”) entered into a SharePurchase and Sale Agreement to acquireBurlington’s 100% share in ConocoPhillipsAlgeria (Ltd), which holds interest in 3 oilfields in Block 405a in Algeria. The purchaseprice of this acquisition is US$1,750,000.

Sampai dengan tanggal penyelesaianlaporan keuangan ini, Perusahaan telahmenempatkan Performance Depositsebesar US$175.000 atau sebesar 10%dari Harga Akuisisi sesuai dengan SharePurchase and Sale Agreement.Penutupan transaksi dan pemindahanpengendalian masih berlangsungmenunggu pemenuhan seluruhpersyaratan (Conditions Precedent),antara lain persetujuan PemerintahAlgeria, persetujuan partner lain di dalamventura bersama (pre-emptive rights) danpembayaran penuh atas transaksi akusisitersebut.

At the completion date of these financialstatements, the Company has placed aPerformance Deposit of US$175,000equivalent to 10% of the purchase priceunder the Share Purchase and ShareAgreement. The closing of the transactionand change of control of the business of theCompany is pending fulfilment of certainConditions Precedent, among others, theapproval of the transaction by the AlgerianGovernment, other partners in the jointventure not exercising their pre-emptiverights and the full payment of the purchaseprice consideration.









g. Akuisisi bisnis (lanjutan) g. Business acquisition(continued)

(ii) Akuisisi saham Harvest-Vinccler DutchHolding B.V.

(ii) Share acquisition of Harvest-VincclerDutch Holding B.V.

Pada tanggal 21 Juni 2012, Perusahaantelah menandatangani Share PurchaseAgreement dengan HNR Energia B.V.(“Harvest”) atas akuisisi 80% kepemilikanpada Harvest-Vinccler Dutch Holding B.V.yang memiliki kepemilikan tidak langsungsebesar 32% di Petrodelta SA(Venezuela). Harga akuisisi sahamtersebut adalah US$725.000. Perusahaantelah menempatkan deposit di EscrowAccount sebesar US$108.725 atau 15%dari harga akuisisi sesuai dengan SharePurchase Agreement. Penutupantransaksi dan pemindahan pengendalianmasih berlangsung menunggupemenuhan seluruh persyaratan(Conditions Precedent) antara lainpersetujuan pemegang sahamPerusahaan, persetujuan pemegangsaham Harvest, dan persetujuanPemerintah Venezuela; dan pembayaranpenuh atas transaksi akuisisi tersebut.

On 21 June 2012, the Company and HNREnergia B.V. (“Harvest”) entered into aShare Purchase Agreement to acquire 80%share in Harvest-Vinccler Dutch HoldingB.V., which indirectly owned 32% shares inPetrodelta SA (Venezuela). The cashpurchase price was US$725,000. TheCompany has placed the transaction of theacquisition comprises a deposit in an EscrowAccount amounting to US$108,725 or 15%of the Acquisition Price in accordance withthe Share Purchase Agreement. The closingof transaction and change of control ispending fulfllment of Conditions Precedent,among others, approval from the Company’sshareholders, Harvest’s shareholders andthe Venezuelan Government; and fullpayment of the cash purchase price.

(iii) Akuisisi Participating Interest padaTalisman Resources (North West Java)

(iii) Acquisition of Talisman Resources(North West Java) Participating Interest

Pada tanggal 13 November 2012,Perusahaan telah menandatanganiAgreement for the Acquisition OfTalisman Resources (North West Java)Limited's 5,0295% Interest in the OffshoreNorth West Java Production SharingContract Indonesia untuk mengakuisisi5,0295% Participating Interest (PI) diOffshore North West Java PSC (ONWJPSC) dari Talisman Resources (NorthWest Java) Limited. Harga akuisisi(Purchase Price) PI tersebut adalahUS$39.000. Akuisisi ini akanmeningkatkan kepemilikan PI PT PHEONWJ di ONWJ PSC menjadi 58,2795%.

On 13 November 2012, the Companyentered into an Agreement for theAcquisition of Talisman Resources (NorthWest Java) Limited's 5.0295% Interest Inthe Offshore North West Java ProductionSharing Contract Indonesia to acquire5.0295% Participating Interest (the PI) inthe Offshore North West Java PSC (ONWJPSC) from Talisman Resources (NorthWest Java) Limited. The Purchase Price ofthe PI is US$39,000. The acquisition willincrease PT PHE ONWJ’s participatinginterest in the ONWJ PSC to 58.2795%.









g. Akuisisi bisnis (lanjutan) g. Business acquisition (continued)

(iii) Akuisisi Participating Interest padaTalisman Resources (North West Java)(lanjutan)

(iii) Acquisition of Talisman Resources(North West Java) Participating Interest(continued)

Penutupan transaksi dan pemindahanpengendalian masih berlangsungmenunggu pemenuhan seluruhpersyaratan (Conditions Precedent),antara lain, persetujuan pemegang sahamperusahaan, persetujuan partner lain didalam ventura bersama; dan pembayaranpenuh atas transaksi akusisi tersebut.Batas waktu pemenuhan persyaratantersebut adalah 120 hari dari tanggalpenandatanganan SPA.

The closing of the transaction and thechange of control are pending fulfllment ofConditions Precedent, among others,approval of the Company’s shareholder,approval of other partners in the jointventure; and full payment of the purchaseprice. The deadline for the conditionfulfilment is 120 days after the signing dateof the SPA.

(iv) Akuisisi saham Anadarko OffshoreHolding Company LLC

(iv) Share acquisition of Anadarko OffshoreHolding Company LLC

Pada tanggal 10 Desember 2012,Perusahaan telah menandatangani StockPurchase Agreement dengan AnadarkoOffshore Holding Company LLC atas100% kepemilikan saham pada AnadarkoIndonesia Nunukan Company yangdidirikan di Cayman Island, AnadarkoAmbalat Ltd. yang didirikan di Bermuda,dan Anadarko Bukat Ltd. yang didirikan diBermuda. Harga akuisisi (Aggregate BasePurchase Price) saham tersebut adalahUS$49.025.

On 10 December 2012, the Company andAnadarko Offshore Holding Company LLCentered into a Stock Purchase Agreementfor the acquisition of 100% shares inAnadarko Indonesia Nunukan Company,incorporated in Cayman Island, AnadarkoAmbalat Ltd. incorporated in Bermuda, andAnadarko Bukat Ltd. incorporated inBermuda. The Aggregate Base PurchasePrice of the shares was US$49,025.

Penutupan transaksi dan pemindahanpengendalian masih berlangsungmenunggu pemenuhan seluruhpersyaratan (Conditions Precedent),antara lain persetujuan partner lain didalam ventura bersama; dan pembayaranpenuh atas transaksi akusisi tersebut.Batas waktu pemenuhan persyaratantersebut adalah 150 hari dari tanggalpenandatanganan SPA.

The closing of the transaction and thetransfer of control are pending fulfilment ofConditions Precedent, among others,approval of other partners in the jointventure; and full payment for the purchaseprice. The deadline for the conditionfulfilment is 150 days after the signing dateof the SPA.







50. PENYAJIAN TRANSAKSI YANG DIHASILKANDARI KONSOLIDASI PROPOSIONAL ATASVENTURA BERSAMA

50. PRESENTATIONS OF TRANSACTIONS FROMPROPORTIONATE CONSOLIDATION OF JOINTVENTURE

Jumlah agregat dari aset, liabilitas, pendapatandan beban yang timbul dari proportionateconsolidation dari pengendalian bersama entitasadalah sebagai berikut:

Aggregate amounts of assets, liabilities, income andexpenses arising from proportionate consolidation ofjoint controlled entities are as follows:

2012 2011*

Aset AssetsAset lancar 187,133 84,202 Current assetsAset tidak lancar 206,483 177,316 Non current assets

Jumlah Aset 393,616 261,518 Total Assets

Liabilitas LiabilitiesLiabilitas lancar 93,584 46,919 Current liabilitiesLiabilitas tidak lancar 117,106 75,815 Non current liabilities

Jumlah Liabilitas 210,690 122,734 Total Liabilities

Aset Bersih 182,926 138,784 Net Assets

Pendapatan 541,629 138,150 RevenueBeban (525,721) (135,081) Expenses

Laba/(rugi) tahun berjalan 15,908 3,069 Profit/(loss) for the year

Untuk daftar entitas ventura bersama, lihat Catatan1b-iii.

For the list of joint venture entities, please refer toNote 1b-iii.








51. PERISTIWA PENTING SETELAH TANGGALNERACA

51. SIGNIFICANT SUBSEQUENT EVENTS

a. Pengalihan saham PT Pertamina EP danPT Pertamina EP Cepu

a. Transfer of shares PT Pertamina EP andPT Pertamina EP Cepu

Berdasarkan Akta Jual Beli Saham No. 3tertanggal 6 Februari 2013 yang dibuat olehNotaris Yulkhaizar Panuh S.H., PT PertaminaDana Ventura (“PDV”) membeli saham nonpengendali milik Koperasi Energi Indonesia(“KEI”) di PT Pertamina EP dan PT PertaminaEP Cepu, masing-masing sebanyak 25 lembarsaham dan 5 lembar saham, dengan nilai totalRp13.429.508.825 (nilai penuh) Dengandemikian, sejak tanggal transaksi tersebutpemegang saham PT Pertamina EP adalah PTPertamina (Persero) (99,99%) dan PTPertamina Dana Ventura (0,01%), sedangkanpemegang saham PT Pertamina EP Cepuadalah PT Pertamina (Persero) (99%) dan PTPertamina Dana Ventura (1%).

Based on the Deed of Sale and Purchase ofShares No. 3 dated 6 February 2013 legalised byNotary Yulkhaizar Panuh S.H., PT PertaminaDana Ventura (“PDV”) purchased non-controllingshares owned by Koperasi Energi Indonesia(“KEI”) in PT Pertamina EP and PT PertaminaEP Cepu comprising 25 shares and 5 shares,respectively, with total amountRp13,429,508,825. Thus, since the date of thattransaction the shareholders of PT Pertamina EPare PT Pertamina (Persero) (99.99%) and PDV(0.01%), and shareholders of PT Pertamina EPCepu are PT Pertamina (Persero) (99%) andPDV (1%).

b. Pendirian PT Pertamina EP Cepu Alas Daradan Kemuning

b. The establishment of PT Pertamina EP CepuAlas Dara dan Kemuning

Perusahaan dan PT Pertamina Dana Venturamendirikan PT Pertamina EP Cepu Alas Daradan Kemuning yang bergerak di bidangeksplorasi dan eksploitasi minyak dan gasbumi dengan kepemilikan masing-masingsebesar 99% dan 1%. Sampai dengan tanggalpenyelesaian laporan keuangan konsolidasianini, proses pendirian PT Pertamina EP CepuAlas Dara dan Kemuning masih terusberlanjut.

The Company and PT Pertamina Dana Venturaestablished PT Pertamina EP Cepu Alas Daradan Kemuning, which operates in explorationand exploitation of oil and gas, with ownership of99% and 1%, respectively. As of the completiondate of these consolidated financial statements,the establishment process of PT Pertamina EPCepu Alas Dara dan Kemuning is still inprogress.



INFORMASI TAMBAHAN31 DESEMBER 2012 DAN 2011(TIDAK DIAUDIT)

SUPPLEMENTAL INFORMATION31 DECEMBER 2012 AND 2011

(UNAUDITED)

ESTIMASI CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI(TIDAK DIAUDIT)

ESTIMATED CRUDE OIL AND NATURAL GASRESERVES (UNAUDITED)

Perusahaan, PT Pertamina EP (“PEP”), Entitas AnakPT Pertamina Hulu Energi (“PHE”) dan PT PertaminaEP Cepu (“PEPC”) tidak mempunyai hak kepemilikanatas cadangan minyak dan gas, tetapi mempunyai hakuntuk menerima hasil produksi dan/atau pendapatandari penjualan minyak dan gas sesuai dengan KKS dankontrak kerjasama lainnya.

The Company, PT Pertamina EP (“PEP”), Subsidiariesof PT Pertamina Hulu Energi (“PHE”) and PT PertaminaEP Cepu (“PEPC”) have no ownership interests in theoil and gas reserves, but rather have the right to receiveproduction and/or revenues from the sales of oil andgas in accordance with their PSCs and other productionsharing arrangements.

Jumlah cadangan terbukti (proved reserves) hanyamerupakan taksiran, dan tidak dimaksudkan untukmenggambarkan nilai yang dapat direalisasikan ataunilai wajar dari cadangan Perusahaan, PEP, EntitasAnak PHE dan PEPC. Taksiran ini dapat berubah bilatersedia informasi baru di kemudian hari. Terdapatberbagai ketidakpastian inheren dalam mengestimasicadangan minyak mentah dan gas, termasuk faktor-faktor yang berada di luar kendali Perusahaan, PEP,Entitas Anak PHE dan PEPC.

The quantity of proved reserves is only an estimation,and is not intended to illustrate the realisable value orfair value of the Company’s, PEP’s, PHE Subsidiaries’and PEPC’s reserves. This estimation is subject tochanges whenever new information is available in thefuture. There are many inherent uncertainties inestimating crude oil and gas reserves, including factorsbeyond the Company’s, PEP’s, PHE Subsidiaries’ andPEPC’s control.

Manajemen berkeyakinan bahwa kuantitas cadangantermasuk bagian Pemerintah merupakan taksiran yangwajar berdasarkan data geologi dan teknik yangtersedia saat ini.

Management is of the opinion that the reservequantities, which include Government’s shares arereasonable based on available geological and technicaldata.

Sebelum tahun 2012, perhitungan cadangan terbuktiminyak dan gas bumi PEP dan PHE berdasarkan padapedoman Society Petroleum Engineer 2001 (“SPE2001”) sedangkan PEPC berdasarkan pada SocietyPetroleum Engineer – Petroleum ResourcesManagement System 2007 (“PRMS 2007”) sesuaitabel I di bawah ini:

Before the year 2012, the calculation of proved oil andgas reserves, which are based on Society PetroleumEngineer 2001 (“SPE 2001”) guidelines for PEP as wellas PHE and based on Society Petroleum Engineer –Petroleum Resources Management System 2007(“PRMS 2007”) for PEPC, are detailed in the followingtable I:

TABEL I/TABLE ICadangan minyak dan gas bumi Per 31 Desember 2012/Crude oil and natural gas reserves 31 December 2012

Entitas Anak/Subsidiaries

Saldo1 Januari

2011/Balance1 January

2011Penyesuaian/Adjustments

Produksi/Production

Saldo akhir31 Desember2011/Ending

balance31 December 2011

Penyesuaian/Adjustments

Produksi/Production

Saldo akhir31 Desember2012/Endingbalance 31December

2012

PT Pertamina (Persero)

I Blok Vietnam/VietnamBlock (SPE 2001)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) - 2,070 - 2,070 244 - 2,314

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - 601 - 601 72 - 673

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) - 2,070 - 2,070 244 - 2,314

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) - 601 - 601 72 - 673





(UNAUDITED)

ESTIMASI CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI(TIDAK DIAUDIT) (lanjutan)

ESTIMATED CRUDE OIL AND NATURAL GASRESERVES (UNAUDITED) (continued)


Saldo1 Januari

2011/Balance1January 2011


Produksi/Production




Produksi/Production

Saldo akhir31 Desember2012/Endingbalance 31

December 2012PT Pertamina EP (SPE 2001):

I Sumatera

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 339,198 (39,535) (4,368) 295,295 (18,935) (4,931) 271,429

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 654,937 (1,195) (27,631) 626,111 (19,187) (26,608) 580,316

II Jawa/Java

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 260,003 (8) (17,686) 242,309 (1,725) (16,572) 224,012

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 207,483 11 (26,796) 180,698 13,979 (26,478) 168,199

III KTI/East Indonesia

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 139,848 (82,652) (2,909) 54,287 8,568 (3,788) 59,067

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 99,090 1 (470) 98,621 (5,880) (675) 92,066

IV KBT/TAC

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 134,645 1 (6,363) 128,283 68,714 (6,132) 190,865

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 107,097 (1) (5,429) 101,667 (4,881) (4,049) 92,737

V KSO/OC

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 71,847 792 (1,233) 71,406 (812) (1,506) 69,088

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 3,591 - - 3,591 2,476 - 6,067

VI Proyek/Project

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 14,000 - (898) 13,102 91,219 (1,060) 103,261

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 361,474 47,501 (4,809) 404,166 (131,353) (6,197) 266,616

VII Unit Bisnis Eksplorasidan Eksploitasi/Business UnitExploration andExploitation (UBEP)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 245,374 (18,386) (12,168) 214,820 (14,478) (12,725) 187,617

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 46,829 (881) (2,292) 43,656 9,707 (2,565) 50,798

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) 1,204,915 (139,788) (45,625) 1,019,502 132,551 (46,714) 1,105,339

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) 1,480,501 45,436 (67,427) 1,458,510 (135,139) (66,572) 1,256,799





(UNAUDITED)




Saldo1 Januari



Produksi/Production




Produksi/Production


2012PT Pertamina Hulu Energi(SPE 2001):

I Wilayah/Region Jawa

JOB-PSC (PHE TubanEast Java)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 9,692 9,631 (2,772) 16,551 17 (2,543) 14,025

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - 2,251 (550) 1,701 407 (470) 1,638

Operasi Sendiri/OwnOperation (ONWJdan/and WMO)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 47,830 13,681 (9,659) 51,852 19,348 (9,843) 61,357

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 46,158 36,652 (13,480) 69,330 2,350 (13,394) 58,286

II Wilayah/RegionSumatera (10blok/blocks)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 73,445 (3,415) (7,680) 62,350 (976) (7,706) 53,668

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 198,062 (4,158) (13,245) 180,659 2,053 (14,740) 167,972

III Wilayah/RegionKalimantan, Sulawesidan/and Papua (6blok/blocks)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 17,656 4,504 (1,250) 20,910 (7,206) (1,060) 12,644


IV Luar Negeri/Overseas

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 1,859 (682) (129) 1,048 (251) (215) 582

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - 962 (189) 773 (296) (340) 137

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) 150,482 23,719 (21,490) 152,711 10,932 (21,367) 142,276

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) 385,033 62,325 (28,990) 418,368 (6,835) (30,627) 380,906

PT Pertamina EP Cepu(PRMS 2007):

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 147,101 6 (3,513) 143,594 - (3,679) 139,915

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - non-sales 4,936 81 (116) 4,901 134 (32) 5,003

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) 147,101 6 (3,513) 143,594 - (3,679) 139,915

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) 4,936 81 (116) 4,901 134 (32) 5,003

Jumlah cadangan/Totalreserve

- Minyak dankondensat/Oiland condensate(MBBLs) 1,502,498 (113,993) (70,628) 1,317,877 143,727 (71,760) 1,389,844

- Gas bumi/Natural gas(MBOE) 1,870,470 108,443 (96,533) 1,882,380 (141,768) (97,231) 1,643,381





(UNAUDITED)



Berdasarkan tabel I di atas jumlah cadangan minyakadalah 1.389.844 MBBLs dan cadangan gas bumiadalah 1.643.381 MBOE.

Based on tabel I above total oil reserves is 1,389,844MBBLs and total natural gas reserves is 1,643,381MBOE.

Estimasi volume cadangan dan produksi gasdikonversikan dari MMSCF (Millions of Standard CubicFeet) ke MBOE (Millions of Barrels of Oil Equivalent)dengan menggunakan rate konversi: 1 MMSCF =0,1726 MBOE.

The estimated gas reserve balances and production areconverted from MMSCF (Millions of Standard CubicFeet) to MBOE (Millions of Barrels of Oil Equivalent) byapplying the following conversion rate: 1 MMSCF =0.1726 MBOE.

Pada tahun 2012 Grup melakukan perubahan metodeperhitungan cadangan dari SPE 2001 ke PRMS 2007.

In 2012 the Group changed reserves calculation methodfrom SPE 2001 to PRMS 2007.

Metode PRMS 2007 menghitung jumlah cadanganberdasarkan “based project” denganmempertimbangkan asset komersialnya sehinggahanya struktur aktif saja yang diperhitungkan dalamcadangan. Sedangkan pedoman SPE 2001 hanyamempertimbangkan aspek teknis dan tidakmempertimbangkan aspek komersialnya sehinggastruktur aktif maupun struktur non-aktif diperhitungkandalam cadangan.

PRMS 2007 method determines the total reserves basedon “based project” which considers commercial aspect,and therefore only active structures are included inreserves calculation. Meanwhile SPE 2001 guidelineconsiders only technical aspect and not on commercialaspect, and therefore all structures, both active and non-active are included in reserves calculation.

Perubahan metode ini merupakan kebutuhan dalamrangka pencapaian target sebagai World ClassCompany dan metode tersebut diterapkan secara luasdalam bisnis minyak dan gas bumi internasional.

The method change is realised as a need in order toreach the target of being World Class Company,moreover the method is applied in most oil and gasbusiness around the world.

Perubahan tersebut dilakukan secara bertahap, untukPHE dan PEPC telah menggunakan metode PRMS2007 sedangkan untuk PEP masih menggunakanmetode SPE 2001.

The method change takes place gradually that PHE andPEPC has applied PRMS 2007 method, meanwhile PEPis still applying SPE 2001 method.

Sesuai perubahan metode tersebut, perhitungancadangan terbukti minyak dan gas bumi adalah sesuaitabel II di bawah ini:

As impact of the method change, the calculation ofproved oil and gas reserves are detailed on the followingtable II:

TABEL II/TABLE IICadangan minyak dan gas bumi per 31 Desember 2012/

Crude oil and natural gas reserves as of 31 December 2012


Saldo1 Januari



Produksi/Production




Produksi/Production


2012

PT Pertamina (Persero)

I Blok Vietnam/VietnamBlock (PRMS 2007)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) - 2,070 - 2,070 (2,070) - -

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - 601 - 601 (601) - -

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) - 2,070 - 2,070 (2,070) - -

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) - 601 - 601 (601) - -





(UNAUDITED)




Saldo1 Januari



Produksi/Production




Produksi/Production


2012

PT Pertamina EP (SPE2001):

I Sumatera



II Jawa/Java

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 260,003 (8) (17,686) 242,309 (1,725) (16,572) 224,012

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 207,483 11 (26,796) 180,698 13,979 (26,478) 168,199

III KTI/East Indonesia

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 139,848 (82,652) (2,909) 54,287 8,568 (3,788) 59,067

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 99,090 1 (470) 98,621 (5,880) (675) 92,066

IV KBT/TAC

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 134,645 1 (6,363) 128,283 68,714 (6,132) 190,865

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 107,097 (1) (5,429) 101,667 (4,881) (4,049) 92,737

V KSO/OC

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 71,847 792 (1,233) 71,406 (812) (1,506) 69,088

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 3,591 - - 3,591 2,476 - 6,067

VI Proyek/Project

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 14,000 - (898) 13,102 91,219 (1,060) 103,261


VII Unit Bisnis Eksplorasidan Eksploitasi/Business UnitExploration andExploitation (UBEP)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 245,374 (18,386) (12,168) 214,820 (14,478) (12,725) 187,617

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) 46,829 (881) (2,292) 43,656 9,707 (2,565) 50,798

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) 1,204,915 (139,788) (45,625) 1,019,502 132,551 (46,714) 1,105,339

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) 1,480,501 45,436 (67,427) 1,458,510 (135,139) (66,572) 1,256,799





(UNAUDITED)




Saldo1 Januari



Produksi/Production


balance31 December


Produksi/Production


2012

PT Pertamina Hulu Energi(PRMS 2007):

I Wilayah/Region Jawa

JOB-PSC,PPI,IP,BOB (2blok/blocks)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 9,692 9,631 (2,772) 16,551 (8,814) (2,543) 5,194

- Gas bumi/Natural gas(MBOE) - 2,251 (550) 1,701 (1,090) (470) 141

Operasi Sendiri/OwnOperation (ONWJdan/and WMO)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate (MBBLs) 47,830 13,681 (9,659) 51,852 12,110 (9,843) 54,119

- Gas bumi/Natural gas(MBOE) 46,158 36,652 (13,480) 69,330 (3,519) (13,394) 52,417

II Wilayah/RegionSumatera (10blok/blocks)



III Wilayah/RegionKalimantan, Sulawesidan/and Papua(6 blok/blocks)

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 17,656 4,504 (1,250) 20,910 (3,547) (1,060) 16,303


IV Luar Negeri/Overseas

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 1,859 (682) (129) 1,048 (251) (215) 582

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - 962 (189) 773 (295) (340) 138

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) 150,482 23,719 (21,490) 152,711 (19,521) (21,367) 111,823

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) 385,033 62,325 (28,990) 418,368 (110,970) (30,627) 276,771





(UNAUDITED)




Saldo1 Januari



Produksi/Production




Produksi/Production


2012

PT Pertamina EP Cepu(PRMS 2007):

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 147,101 6 (3,513) 143,594 - (3,679) 139,915

- Gas bumi/Naturalgas (MBOE) - non-sales 4,936 81 (116) 4,901 134 (32) 5,003

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (minyak/oil) 147,101 6 (3,513) 143,594 - (3,679) 139,915

Sub jumlah cadangan/Subtotal reserve (gasbumi/natural gas) 4,936 81 (116) 4,901 134 (32) 5,003

Jumlah cadangan/Totalreserve

- Minyak dankondensat/Oil andcondensate(MBBLs) 1,502,498 (113,993) (70,628) 1,317,877 110,962 (71,762) 1,357,077

- Gas bumi/Natural gas(MBOE) 1,870,470 108,443 (96,533) 1,882,380 (246,572) (97,235) 1,538,573

Berdasarkan tabel II di atas jumlah cadangan minyakadalah 1.357.077 MBBLs dan cadangan gas bumiadalah 1.538.573 MBOE.

Based on table II above total oil reserves is 1,357,077MBBLs and total natural gas reserves is 1,538,573MBOE.

Seperti yang dijelaskan dalam catatan akuisisi bisnis(Catatan 49g), Perusahaan melakukan beberapatransaski akuisisi yang berpotensi meningkatkancadangan Grup. Ringkasan penting potensipeningkatan cadangan adalah sebagai berikut ini:

As explained before in business acquistion note (Note49g), the Company has gone through some acquisitiontransactions which potentially increases the Group’stotal reserves. Important summary of total reservesincrease are as follows:

Nomor/Number

Transaksi Akusisi/Acquisition Transaction

Produksi/Production(BOEPD

*))

Jumlah Cadangan Proved andProbable (2P)/

Total Reserves of Proved andProbable (2P)

(MMBOE**)

)

1Burlington ResourcesInternational Holding LLC

23,000 122

2Harvest Vinccler Dutch HoldingB.V.

11,921 175

3Talisman Resources (North WestJava) Participating Interest

3,380 10.7

4Anardako Offshore HoldingCompany

- -

*) BOEPD = Barrels Oil Equivalent per Day**) MMBOE = Million Barrels of Oil Equivalent

Di samping potensi penambahan cadangan yangberasal dari transaksi akuisisi bisnis di atas, terdapatpotensi penambahan cadangan lainnya yang berasaldari:

Apart of potential reserves addition arising fromacquisition transactions as mentioned above, there areanother potential reserves addition which will come from:





(UNAUDITED)



1. PEP sebesar 68.97 MMBOE, merupakan hasil

dari aktivitas eksploitasi dan Enhanced Oil

Recovery (EOR) yang masih menunggu finalisasi

buku laporan tahunan cadangan minyak dan gas

bumi.

2. PEPC sebesar 88,01 MMBOE, Plan of

Development (PoD) telah disetujui oleh SKK

MIGAS.

1. PEP for 68.97 MMBOE, as result of exploitation

activities and Enhanced Oil Recovery (EOR) which

is still waiting for finalisation of yearly oil and natural

gas report.

2. PEPC for 88.01 MMBOE, Plan of Development

(PoD) has been approved by SKK MIGAS.

Laporan Keuangan Konsolidasi 2012(Audited)

Documents