TUMBUH BERSAMA LINGKUNGAN - sra.ncsr-id.orgsra.ncsr-id.org/media/2014/01/Integrated-Report_PT-Pertamina-EP... · identik dengan peningkatan "profit" perusahaan, ... Direksi dan Komite

Lapora

n Tra

hunan Te

rinte

gra

si In

tegra

ted A

nnual R

eport

2012

TU

MBU

H B

ERSA

MA

LING

KU

NG

AN

�GRO

WIN

G�TO

GETH

ER�WITH

��SOCIA

L�AN

D�EN

VIRO

NM

ENT

Laporan Tahunan Terintegrasi Integrated Annual Report

PT PERTAMINA EP

TUMBUH�BERSAMA

LINGKUNGAN GROWING TOGETHER

WITH SOCIAL AND ENVIRONMENT

Standard�Chartered�TowerJl.�Prof.�Dr.�Satrio�No.�164�lantai�21-29Jakarta�12950�-�IndonesiaTelp� :�(021)�57974000Fax� :�(021)�57974555Email� :�[email protected]

www.pep.pertamina.com

2012

Laporan Tahunan Terintegrasi Integrated Annual Report 2012

Pertamina EP hadir dengan semangat baru "Tumbuh Bersama Lingkungan". Pertamina EP tidak hanya terbatas berorientasi pada mencari dan memproduksikan minyak dan gas bumi untuk memenuhi pasokan sumber energi dalam negeri.

Setiap penemuan dan eksploitasi sumber energi identik dengan peningkatan "profit" perusahaan, akan tetapi "people" dan "planet" juga menjadi perhatian.

Eksternalitas terhadap manusia dan lingkungan hidup merupakan bagian dari dinamika pemenuhan energi di Indonesia.

Pertamina EP menjaga kepercayaan yang diberikan dengan lebih memberikan arti lebih bagi masyarakat lokal di mana perusahaan berpijak.

Pertamina EP comes with a new spirit"Growing Together with Social and Environment".Pertamina EP's orientation is not only on exploring and producing oil and natural gas to meet domestic supply of energy sources.

Every discovery and exploitation of energy sourcesis synonymous with increase of the company's "profit",but "people" and "planet" are also become our concerns.

Externalities on people and the environment are part of the dynamics in meeting the energy needs in Indonesia.

Pertamina EP maintain the trust by giving more value for local community wherever the company operates.

1

2012 PerformanceGrowing Together With Social and Environment

Management Analysis and DiscussionCompany Profile and Governance

Company Information

Pertamina EP 2012 Integrated Annual ReportGrowing Together With Social and Environment

Tumbuh Bersama LingkunganGrowing Together With Social And Environment

2

Kinerja 2012Tumbuh Bersama LingkunganAnalisis dan Pembahasan ManajemenProfil dan Tata Kelola PerusahaanInformasi Perusahaan

Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 Pertamina EP Tumbuh Bersama Lingkungan

2

Sekilas PT Pertamina EP | PT Pertamina EP at a Glance

Ikhtisar Kinerja Kesehatan, Keselamatan Kerja Dan Lindungan Lingkungan | HSE Performance Highlights

Tantangan dan Prospek Usaha | Business Challenges and Prospects

Laporan Dewan Komisaris | Board of Commissioners Report

Laporan Direksi | Board of Directors Report

Penghargaan dan Sertifikasi | Awards and Certifications

Peristiwa Penting | Significant Events

6.

10.

18.

35.

45.

56.

62.

TUMBUH BERSAMA LINGKUNGAN

Laporan Terintegrasi | Integrated Report

Komitmen Pada Pemangku Kepentingan | Commitment to Stakeholders

Tumbuh Dalam Ketangguhan | Growing in Resilience

Tumbuh untuk Kelestarian | Growing in Sustainability

Tumbuh Bersama SDM Andal | Growing Together with Reliable People

Tumbuh untuk Kesejahteraan Bersama | Growing towards Prosperity for All

| Testimony Testimoni

67.

71.

77.

87.

109.

131.

148.

1KINERJA 2012 2012 Performance

Growing Together With Social and Environment

3

Bidang Usaha dan Wilayah Kerja | Business Sector and Working Area

Tinjauan Operasional | Operational Review

Tinjauan Keuangan | Financial Review

Commerciality ReviewTinjauan Komersialitas |

153.

159.

187.

205.

ANALISIS DAN PEMBAHASAN MANAJEMENManagement Analysis and Discussion

Visi, Misi, Tata Nilai dan Strategi | Vision, Mission, Values and Strategy

| Sejarah Singkat Perusahaan Company Brief History

| Struktur Organisasi dan Pemegang Saham Organizational Structure and Shareholders

| Implentasi Tata Kelola Perusahaan yang Baik Implementation of Good Corporate Governance

| Struktur Tata Kelola Perusahaan yang Baik Good Corporate Governance Structure

| Profil Dewan Komisaris, Direksi dan Komite Pendukung Profile of BOC, BOD and Supporting Committees

| Manajemen Risiko Risk Management

| Perkara Penting dan Kepatuhan Hukum Significant Litigation and Legal Compliance

| Sistem Pelaporan Pelanggaran Whistleblowing System

215.

219.

220.

224.

235.

280.

293.

308.

315.

4

6

28.

29.

30.

31.

32.

PROFIL DAN TATA KELOLA PERUSAHAAN

5INFORMASI PERSEROAN

| Tonggak Sejarah PT Pertamina EP PT Pertamina EP Milestone

| Struktur Perusahaan dan Relasi dengan Induk Perusahaan Company Structure and Relation with Holding Company

| Kemitraan Perusahaan Company Partnership

Production Facilities Fasilitas Produksi |

| Alamat Region, Lapangan dan UBEP Region, Field and UBEP addresses

| Tingkat Kesehatan Perusahaan Company Financial Performance

| Referensi Peraturan Bapepam-LK Bapepam-LK Regulation Reference

| Referensi Indeks GRI 3.1 dan Suplemen GRI 3.1 Index Reference and Supplement

Achievement Capaian Kinerja | Performance

| Surat Pernyataan Dewan Komisaris dan Direksi Board of Commissioners and Board of Directors Statement

| Laporan Keuangan Financial Statements

GlossaryDaftar Istilah |

| Daftar Umpan Balik Feedback Form

321.

322.

323.

329.

333.

337.

339.

359.

370.

372.

377.

485.

490.

Company Information

Company Profile and Governance

DAFTAR ISICONTENTS

3



Company Information


2

Sekilas PT Pertamina EP | PT Pertamina EP at a Glance

Ikhtisar Kinerja Kesehatan, Keselamatan Kerja Dan Lindungan Lingkungan | HSE Performance Highlights

Tantangan dan Prospek Usaha | Business Challenges and Prospects

Laporan Dewan Komisaris | Board of Commissioners Report

Laporan Direksi | Board of Directors Report

Penghargaan dan Sertifikasi | Awards and Certifications

Peristiwa Penting | Significant Events

6.

10.

18.

35.

45.

56.

62.

TUMBUH BERSAMA LINGKUNGAN

Laporan Terintegrasi | Integrated Report

Komitmen Pada Pemangku Kepentingan | Commitment to Stakeholders

Tumbuh Dalam Ketangguhan | Growing in Resilience

Tumbuh untuk Kelestarian | Growing in Sustainability

Tumbuh Bersama SDM Andal | Growing Together with Reliable People

Tumbuh untuk Kesejahteraan Bersama | Growing towards Prosperity for All

| Testimony Testimoni

67.

71.

77.

87.

109.

131.

148.

1KINERJA 2012 2012 Performance


3

Bidang Usaha dan Wilayah Kerja | Business Sector and Working Area

Tinjauan Operasional | Operational Review

Tinjauan Keuangan | Financial Review

Commerciality ReviewTinjauan Komersialitas |

153.

159.

187.

205.

ANALISIS DAN PEMBAHASAN MANAJEMENManagement Analysis and Discussion

Visi, Misi, Tata Nilai dan Strategi | Vision, Mission, Values and Strategy

| Sejarah Singkat Perusahaan Company Brief History

| Struktur Organisasi dan Pemegang Saham Organizational Structure and Shareholders

| Implentasi Tata Kelola Perusahaan yang Baik Implementation of Good Corporate Governance

| Struktur Tata Kelola Perusahaan yang Baik Good Corporate Governance Structure

| Profil Dewan Komisaris, Direksi dan Komite Pendukung Profile of BOC, BOD and Supporting Committees

| Manajemen Risiko Risk Management

| Perkara Penting dan Kepatuhan Hukum Significant Litigation and Legal Compliance

| Sistem Pelaporan Pelanggaran Whistleblowing System

215.

219.

220.

224.

235.

280.

293.

308.

315.

4

6

28.

29.

30.

31.

32.

PROFIL DAN TATA KELOLA PERUSAHAAN

5INFORMASI PERSEROAN

| Tonggak Sejarah PT Pertamina EP PT Pertamina EP Milestone

| Struktur Perusahaan dan Relasi dengan Induk Perusahaan Company Structure and Relation with Holding Company

| Kemitraan Perusahaan Company Partnership

Production Facilities Fasilitas Produksi |

| Alamat Region, Lapangan dan UBEP Region, Field and UBEP addresses

| Tingkat Kesehatan Perusahaan Company Financial Performance

| Referensi Peraturan Bapepam-LK Bapepam-LK Regulation Reference

| Referensi Indeks GRI 3.1 dan Suplemen GRI 3.1 Index Reference and Supplement

Achievement Capaian Kinerja | Performance

| Surat Pernyataan Dewan Komisaris dan Direksi Board of Commissioners and Board of Directors Statement

| Laporan Keuangan Financial Statements

GlossaryDaftar Istilah |

| Daftar Umpan Balik Feedback Form

321.

322.

323.

329.

333.

337.

339.

359.

370.

372.

377.

485.

490.

Company Information

Company Profile and Governance

4



penemuan cadangan migas 2C recoverable recoverable oil and gas reserves discovered

Pencapaian produksi minyak

310 MBOEPD oil and gas production achievement

Pertamina EP hemat 1.087 KWH per hari dan 104 MBTU per hari

Pertamina saved 1,087 KWH per day and 104 MBTU per day

229 MMBOE

310

unit solar cellsolar cell units207

GOOD CORPORATE GOVERNANCE

THE BEST PERFORMANCE

RIG CREW Team and QCP SangasangaPT Pertamina EP Indonesia

by President Asia Pasific Quality Organization

MBOEPD

81,58GOOD

CATEGORY

5



Company Information


Rata-rata hari pelatihanpengembangan

kompetensi per pekerja6.83 average training days of

competency development per employee

6,83

Zero Fatality Accident

01 SUMUR

1.000 POHON

11PROPER HijauGreen PROPER

1 WELL 1,000 TREES 199.128pohon ditanam

199,128 trees planted

1.946juta USD

Kami menjaga ketiga aspek triple bottom line (ekonomi, lingkungan dan sosial)

sebagai satu kesatuan yang tidak dapat dipisahkan, khususnya dalam menjaga

keberlanjutan sumber energi yang menjadi area bisnis kami.

We maintain all three aspects of the triple bottom line (economic, environmental

and social aspects) as an integral part, especially in maintaining the sustainability of

energy resources that become our area of business.

1 SUMUR

PROPER HijauGreen PROPER

laba bersih

1,946 million USD 2012 net profit

6



SEKILAS PT PERTAMINA EP

Nama : PT Pertamina EP [2.1]

Tanggal Pendirian : 13 September 2005

Dasar Hukum : Berdasarkan UU No. 22 Tahun 2001 tentang MIGAS khususnya pada pasal 61 , pada saat

terbentuknya PT Pertamina (Persero) sebagai pengganti Pertamina, badan usaha milik negara

tersebut wajib mengadakan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana untuk melanjutkan

eksplorasi dan eksploitasi pada bekas Wilayah Kuasa Pertambangan Pertamina. Selanjutnya

sesuai dengan PP No. 35 Tahun 2004 khususnya pada pasal 104 butir j dinyatakan bahwa

dalam jangka waktu paling lama 2 (dua) tahun, PT Pertamina (Persero) wajib membentuk anak

perusahaan dan mengadakan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana Minyak dan Gas

Bumi dengan angka waktu selama 30 (tiga puluh) tahun dan dapat diperpanjang sesuai dengan

peraturan perundang-undangan yang berlaku. PT Pertamina EP dibentuk berdasarkan Akta

Notaris Marianne Vincentia Hamdani, SH nomor 4 pada tanggal 13 September 2005. Selanjutnya,

tepat pada 17 September 2005 PT Pertamina EP menandatangani Kontrak Kerja Sama dengan

BPMIGAS.

Bidang usaha : Kegiatan usaha di sektor hulu bidang minyak dan gas bumi, meliputi eksplorasi dan eksploitasi,

serta kegiatan usaha penunjang lain yang secara langsung maupun tidak langsung mendukung

bidang kegiatan usaha utama.

Alamat Kantor Pusat : Standard Chartered Tower

Head Office Address [2.4] Jl. Prof. Dr. Satrio No. 164 lantai 21-29

Jakarta 12950 - Indonesia

Telp: (021) 57974000

Fax: (021) 57974555


Email: [email protected]

7



Company Information


PT PERTAMINA EP AT A GLANCE

Name : PT Pertamina EP [2.1]

Date of Establishment : 13 September 2005

Legal Basis : Pursuant to Law No. 21 Year 2001 on Oil and Gas particularly in chapter 61, at the

time of the establishment of PT Pertamina (Persero) in replacement of Pertamina,

the state-owned enterprise is required to forge Cooperation Contract with the

Executive Agency to continue exploration and exploitation in Mining Concession

Areas formerly owned by Pertamina. Furthermore, pursuant to the Government

Regulation No. 35 Year 2004 especially in article 104 point j that states within a

period of 2 (two) years, PT Pertamina (Persero) is required to establish subsidiaries

and cooperation contracts with the Executive Agency for Oil and Gas (BPMIGAS)

for 30 (thirty) years and may be extended in accordance with applicable laws and

regulations. PT Pertamina EP was founded based on Marianne Vincentia Hamdani, SH

Notary Deed No. 4 dated September 13, 2005. Then, on September 17, 2005, PT

Pertamina EP signed a Cooperation Contract with BPMIGAS.

Business Sector : Engaged in the upstream oil and gas sector, covering exploration and exploitation,

as well as other supporting business activities which directly or indirectly back the

main business.

8



BAB 1KINERJA 2012

Sekilas PT Pertamina EPPT Pertamina EP at a Glance

Ikhtisar KinerjaPerformance Highlights

Tantangan dan Prospek Usaha Business Challenges and Prospects Laporan Dewan KomisarisBoard of Commissioners Report Laporan DireksiBoard of Directors Report Penghargaan dan SertifikasiAwards and Certifications Peristiwa Penting Significant Events

6

10

16

33

43

53

60

CHAPTER 12012 PERFORMANCE

9



Company Information


1.946

MENUMBUHKAN SEMANGAT MEMBERI AURA POSITIF

CIPTAKAN NILAI KEBERSAMAAN

BUILDING THE SPIRIT GIVING POSITIVE AURA

CREATING VALUE OF TOGETHERNESS

Laba Bersih Perusahaan Tahun 2012 dalam

juta USD

The Company's 2012 Net Profit 1,946 million USD

10



IKHTISAR KINERJA KESEHATAN, KESELAMATAN KERJA DAN LINDUNGAN LINGKUNGAN

URAIANDESCRIPTION

PERIODE PELAPORAN REPORTING PERIOD

2010 2011 2012

Jam Kerja Working Hours 36,208,708 56,342,935* 75,359,555

Statistik Kecelakaan Accident StatisticsTingkat Kekerapan Frequency RateTingkat Keparahan Severity Rate

0.331,495.25

0.28322.28

0.09139,49

Peringkat PROPER PROPER RatingHijau GreenBiru Blue Merah Red

317-

7171

11140

Tumpahan Minyak Oil Spills >15 BBLS (kali) (occurence) <15 BBLS (kali) (occurence)

-281

-353**

-504**

Kebakaran FireKerugian > USD 10,000 Damage Cost > USD 10,000Kerugian < USD 10,000 Damage Cost < USD 10,000

-14

-6

-6

Sertifikasi Peralatan Equipment Certification 61% 80% 90%

Sertifikasi CertificationISO 14001OHSAS 18001

66

1515

1919

Pengembangan Ketenagakerjaan Employee Development Rasio Perputaran (keluar:masuk) Turn Over Ratio Rata-rata hari pengembangan kompetensi setiap

pekerja Average competencies development days per employee

Survey Kepuasan Pekerja Employee Satisfaction Survey

1:2.44.2

N/A

1:0.76.7

2.97

1:2.76.6

3.01

Inisiatif Lingkungan Environmental Initiative Pohon yang ditanam Planted trees *** Pemanfaatan kembali Limbah non B3 Reuse of Non-B3 Waste Pemanfaatan air daur ulang Utilization of recycled water Energi tenaga surya Solar power energy (KWh)

46,225N/A

N/AN/A

376,283N/A

N/AN/A

199,12829.3%

11%733,481

* Jam kerja selamat kegiatan seismik mulai dimasukkan dalam pencatatan.** Sistem pelaporan kejadian semakin baik dan lebih lengkap.*** Pohon yang ditanam 100% tumbuh dengan baik melalui tehnik sulam yang dibantu masyarakat lokal* Safe working hours of seismic activities began to be recorded.** Incident reporting system has been improved and more complete.***100% of trees that were planted grew properly through intercropping technique supported by local community

HEALTH, SAFETY, AND ENVIRONMENT PERFORMANCE HIGHLIGHTS

11



Company Information


9,890

Jumlah Aset Total Asset

Rata-rata hari pengembangan kompetensi setiap pekerjaAverage competencies development days per employee

Penjualan dan Pendapatan Usaha Lainnya Sales and Other Operating Revenues

Laba BersihNet Income

Jam Kerja Working Hours

Sertifikasi Certification

Peringkat PROPER HijauGreen PROPER Rating

3

7

11

4.2

2011

2011

2011

2011

20112010

2010

20

15

10

5

0

80

70

60

50

40

30

20

10

0

12

10

8

6

4

2

0

2

1

0

6

5

4

3

2

1

0

12

10

8

6

4

2

0

876543210

2010

201120102012

2012

2012

2012

2012

2012

2011 2012

6.7 6.6

1,940 1,946

36,208,708

75,359,555

6

15

19

5,044 5,319

(juta USD)

(million USD)

(juta USD)

(million USD)(juta USD)

(million USD)

56,342,935

10,844

12



IKHTISAR KINERJA KEUANGAN

LABA RUGI (Audited)INCOME STATEMENT (Audited)


2008(Milliar IDR)(Billion IDR)



2011(Juta USD)

(Million USD)

2012(Juta USD)

(Million USD)

Penjualan & Pendapatan Usaha Lainnya Sales and Other Operating Revenues 38,294 33,984 35,595 5,044 5,319

Beban Usaha Operating Expenses 14,528 13,872 14,743 1,755 2,142

Laba Usaha Income from Operations 23,767 20,111 20,852 3,289 3,177

Penghasilan /(Beban) lain lain – Bersih Other Income /(Expenses) - net 3,204 (4,842) (1,288) (4) 62

Laba /(Rugi) sebelum Pajak Penghasilan Income /(Loss) before Income Tax 26,971 15,269 19,564 3,285 3,239

Beban Pajak Penghasilan Income Tax Expenses 9,036 7,127 8,203 1,345 1,293

Laba Bersih Net Income 17,935 8,142 11,361 1,940 1,946

EBITDA 29,646 17,381 22,244 3,519 3,532

Laporan Keuangan tahun 2011 & 2012 dalam USD sesuai dengan PSAK 10 (Revisi tahun 2010) 2011 & 2012 Financial Statements in USD in accordance with PSAK 10 (Revision year 2010)

NERACABALANCE SHEET


2008(Miliar IDR)(Billion IDR)



2011(Juta USD)

(Million USD)

2012(Juta USD)

(Million USD)

Jumlah Aset Total Assets 63,536 70,053 81,601 9,890 10,844

Jumlah Kewajiban Total Liablities 25,897 24,272 24,459 2,942 3,587

Jumlah Ekuitas Total Equity 37,638 45,781 57,142 6,948 7,258

Modal Kerja Bersih Net Working Capital 31,067 3,789 14,699 5,401 5,304

Jumlah Investasi pada Entitas Lain Total Investment in Other Entities - - - - -

Laporan Keuangan tahun 2011 & 2012 dalam USD sesuai dengan PSAK 10 (Revisi tahun 2010) 2011 & 2012 Financial Statements in USD in accordance with PSAK 10 (Revision year 2010)

FINANCIAL PERFORMANCE HIGHLIGHTS

13



Company Information


RASIO KEUANGANFINANCIAL RATIOS

% PERIODE PELAPORAN REPORTING PERIOD

2008 2009 2010 2011 2012

Current Ratio % 313.25 383.35 217.35 487.26 474.79

Cash Ratio % 6.81 11.42 8.02 12.33 8.09

Debt to Equity Ratio % 68.80 53.02 42.80 42.35 49.42

Debt to Asset Ratio % 40.76 34.65 29.97 29.75 33.07

Long Term Debt to Equity % 23.14 25.04 20.40 22.27 29.92

Long Term Debt to Asset % 17.83 16.37 14.29 15.65 20.02

ROE % 91.03 17.78 27.96 38.74 36.65

ROI % 48.48 12.19 31.96 39.51 36.32

Collection Period (CP) Hari 51 33 32 52 22

Perputaran PersediaanInventory Turnover Hari 5 6 7 6 8

Total Asset Turnover % 70.22 58.01 49.71 57.97 56.00

Total Modal Sendiri terhadap Total AsetTotal Equity to Total Assets

% 59.24 51.15 70.03 70.25 66.93

Kurs Nilai Tukar Akhir Tahun per USD 1,00 – NeracaYear End Exchange Rate perUSD 1,00 - Balance Sheet

10,950 9,400 8,991 9,068 9,670

Kurs Nilai Tukar Rata-Rata 12 Bulan per USD 1,00 - Rugi Laba12 Month Average Exchange Rate per USD 1,00 - Income Statement

9,680 10,398 9,085 8,779 9,380

Perhitungan tahun 2008 s.d 2010 menggunakan basis IDR Tahun 2011 s.d 2012 menggunakan basis USDCalculation in 2008 to 2010 based on IDR2011 to 2012 based on USD

14



EksplorasiExploration

Realisasi Survei Seismik 2D dan 3DRealization of 2D and 3D Seismic Survey

2008 2009 2010 2011 2012

4,054

2,381

2D(km)

3D2(km )

24

2008 2009 2010 2011 2012 2008 2009 2010 2011 2012

2008 2009 2010 2011 2012

473

2008 2009 2010 2011 2012

2,3622,4782,6212,5262,493

2008 2009 2010 2011 2012

162 162

129

96

140

2008 2009 2010 2011 2012

121 126

150

140 148

2008 2009 2010 2011 2012

1,003

1,0431,054 1,070

1,053

2008 2009 2010 2011 2012

114.93125.36

128.88

124.90

127.71

2008 2009 2010 2011 2012

288305

311310 310

Realisasi Pemboran Sumur EksplorasiRealization of Exploration Well Drilling

Rasio Keberhasilan Sumur EksplorasiSuccess Ratio of Exploration Well

Realisasi Temuan Cadangan 2C inplace (MMBOE)

Realization of 2C Inplace Resources Discovery (MMBOE)

Realisasi Sisa Cadangan (P1) (MMBOE)Realization of (P1) Remaining Reserves (MMBOE)

Realisasi Pemboran Sumur PengembanganRealization of Development Well Drilling

EksploitasiExploitation

Realisasi Sumur Kerja Ulang Pindah LapisanRealization of Work Over Well

Realisasi Produksi Gas (MMSCFD)Realization of Gas Production (MMSCFD)

Realisasi Produksi Minyak (MBOPD)

Realization of Oil Production (MBOPD)

Realisasi Produksi Setara Minyak (MBOEPD)Realization of Oil Equivalent Production (MBOEPD)

IKHTISAR OPERASIONAL [OG1]Operational Highlights

15



Company Information


EksplorasiExploration

Realisasi Survei Seismik 2D dan 3DRealization of 2D and 3D Seismic Survey

2008 2009 2010 2011 2012

4,054

2,381

2D(km)

3D2(km )

24

2008 2009 2010 2011 2012 2008 2009 2010 2011 2012

2008 2009 2010 2011 2012

473

2008 2009 2010 2011 2012

2,3622,4782,6212,5262,493

2008 2009 2010 2011 2012

162 162

129

96

140

2008 2009 2010 2011 2012

121 126

150

140 148

2008 2009 2010 2011 2012

1,003

1,0431,054 1,070

1,053

2008 2009 2010 2011 2012

114.93125.36

128.88

124.90

127.71

2008 2009 2010 2011 2012

288305

311310 310

Realisasi Pemboran Sumur EksplorasiRealization of Exploration Well Drilling

Rasio Keberhasilan Sumur EksplorasiSuccess Ratio of Exploration Well

Realisasi Temuan Cadangan 2C inplace (MMBOE)

Realization of 2C Inplace Resources Discovery (MMBOE)

Realisasi Sisa Cadangan (P1) (MMBOE)Realization of (P1) Remaining Reserves (MMBOE)

Realisasi Pemboran Sumur PengembanganRealization of Development Well Drilling

EksploitasiExploitation

Realisasi Sumur Kerja Ulang Pindah LapisanRealization of Work Over Well

Realisasi Produksi Gas (MMSCFD)Realization of Gas Production (MMSCFD)

Realisasi Produksi Minyak (MBOPD)

Realization of Oil Production (MBOPD)

Realisasi Produksi Setara Minyak (MBOEPD)Realization of Oil Equivalent Production (MBOEPD)

16



GAS (MSCF)


2008 2009 2010 2011 2012

Region Sumatera SalesSumatra Region Sales

136,747,455 153,421,910 154,647,950 161,787,434 158,630,491

Region Jawa SalesJava Region Sales

154,041,771 152,106,073 140,685,760 134,676,206 130,177,045

Region KTI SalesEastern Indonesia Region Sales

4,315,076 3,354,626 2,866,852 2,312,140 2,124,248

Total Sales 295,104,302 308,882,609 298,200,562 298,775,780 290,931,784

KOMERSIALITAS [2.8] [EC1]COMMERCIALITY

MINYAK MENTAHCRUDE OIL (BBLS)


2008 2009 2010 2011 2012

Region Sumatera LiftingSumatra Region Lifting 16,450,333 17,857,900 17,408,743 16,464,052 17,911,598

Region Jawa LiftingJava Region Lifting 18,856,513 20,714,146 21,374,397 19,956,496 18,148,473

Region KTI LiftingEastern Indonesia Region Lifting 6,782,024 6,853,366 7,929,095 8,600,107 9,756,971

Total lifting 42,088,870 45,425,412 46,712,235 45,020,655 45,817,042

17



Company Information


IKHTISAR OPERASIONALOperational Highlights

EKSPLORASIEXPLORATION


2008 2009 2010 2011 2012

Realisasi Survey Seismik Realization of Seismic Survey 2D (Km)3D (Km2)

7781,462

1,9911,184

300561

2611,549

4,0542,381

Realisasi Pemboran Sumur EksplorasiRealization of Exploration Well Drilling 10 18 19 11 24

Rasio Keberhasilan Sumur EksplorasiSuccess Ratio of Exploration Well 80% 72% 79% 83% 79%

Realisasi Temuan Cadangan 2C inplace (MMBOE)Realization of 2C inplace Resources (MMBOE)

288 359 406 256 473

Realisasi Sisa Cadangan (P1) (MMBOE)Realization of (P1) Remaining Reserves (MMBOE) 2,493 2,526 2,621 2,478 2,362

EKSPLOITASIEXPLOITATION


2008 2009 2010 2011 2012

Realisasi Sumur Kerja Ulang Pindah LapisanRealization of Workover Well 162 162 129 96 140

Realisasi Pemboran Sumur PengembanganRealization of Development Well Drilling 121 126 150 140 148

Realisasi Produksi Gas (MMSCFD)Realization of Gas Production (MMSCFD) 1,003 1,043 1,054 1,070 1,054

Realisasi Produksi Minyak (MBOPD)Realization of Oil Production (MBOPD) 114.93 125.36 128.88 124.90 127.31

Realisasi Produksi Setara Minyak (MBOEPD)Realization of Oil Equivalent Production (MBOEPD) 288 305 311 310 310

18



8 TANTANGANCHALLENGES

��E��A��NA�E�

1. Keberlanjutan ketersediaan

cadangan minyak dan gas bumi

yang dapat diambil dan diproduksi.

Sustainable availability of oil and

gas reserves that can be recovered

and produced.

2. Area pencarian cadangan minyak dan gas bumi baru,

yang semakin jauh ke arah frontier dengan tingkat

risiko eksplorasi yang semakin tinggi.

The search areas of new oil and gas reserves that are

getting further toward the frontier with higher

exploration risks.

3. Wilayah Kerja tambang PT Pertamina EP yang terbatas,

mempersulit kemampuan untuk mempertahankan

Reserve to Replacement Ratio minyak dan gas bumi.

The limited working areas of PT Pertamina EP make it

more difficult to maintain oil and gas reserves to

replacement ratio.

4. Lapangan produksi yang semakin tua sehingga laju

penurunan produksi alamiah yang semakin tajam, dan

laju pengurasan produksi lapangan yang semakin

rendah.

Aging production fields lead to sharper natural decline

of production rate and lower withdrawal rate of the

fields.

5. Tuntutan keharusan meningkatkan produksi sesuai Rencana Jangka

Panjang Perusahaan (RJPP) menuju visi perusahaan kelas dunia,

disamping kewajiban dari Pemerintah untuk selalu meningkatkan

produksi guna pemenuhan energi di dalam negeri.

The demand to increase production according to Long Term Corporate

Planning to meet vision of becoming a world class company, as well as

obligation from the government to continuously increase production to

fulfill domestic energy demand.

6. Risiko bisnis yang semakin tinggi disebabkan meningkatnya biaya

operasi dan investasi, sejalan bertambah sulitnya penemuan prospek

cadangan migas baru ke arah area frontier, serta kian sedikitnya

sumber daya minyak dan gas (migas) tersisa sehingga menyebabkan

rasio keberhasilan temuan migas yang rendah.

Higher business risks due to rising operating and investment costs, in

line with increased difficulty in the discovery for new prospect of oil

and gas reserves toward frontier areas as well as dwindling oil and gas

remaining resources which lead to low success ratio of oil and gas

discovery

7. Isu aspek keselamatan dan lingkungan area operasi.

Safety and environmental issues in the operating area.

8. Percepatan pengadaan lahan

Land Acquisition acceleration

[1.2] [4.11]

19



Company Information


8 TANTANGANCHALLENGES

��E��A��NA�E�

1. Keberlanjutan ketersediaan

cadangan minyak dan gas bumi

yang dapat diambil dan diproduksi.

Sustainable availability of oil and

gas reserves that can be recovered

and produced.

2. Area pencarian cadangan minyak dan gas bumi baru,

yang semakin jauh ke arah frontier dengan tingkat

risiko eksplorasi yang semakin tinggi.

The search areas of new oil and gas reserves that are

getting further toward the frontier with higher

exploration risks.

3. Wilayah Kerja tambang PT Pertamina EP yang terbatas,

mempersulit kemampuan untuk mempertahankan

Reserve to Replacement Ratio minyak dan gas bumi.

The limited working areas of PT Pertamina EP make it

more difficult to maintain oil and gas reserves to

replacement ratio.

4. Lapangan produksi yang semakin tua sehingga laju

penurunan produksi alamiah yang semakin tajam, dan

laju pengurasan produksi lapangan yang semakin

rendah.

Aging production fields lead to sharper natural decline

of production rate and lower withdrawal rate of the

fields.

5. Tuntutan keharusan meningkatkan produksi sesuai Rencana Jangka

Panjang Perusahaan (RJPP) menuju visi perusahaan kelas dunia,

disamping kewajiban dari Pemerintah untuk selalu meningkatkan

produksi guna pemenuhan energi di dalam negeri.

The demand to increase production according to Long Term Corporate

Planning to meet vision of becoming a world class company, as well as

obligation from the government to continuously increase production to

fulfill domestic energy demand.

6. Risiko bisnis yang semakin tinggi disebabkan meningkatnya biaya

operasi dan investasi, sejalan bertambah sulitnya penemuan prospek

cadangan migas baru ke arah area frontier, serta kian sedikitnya

sumber daya minyak dan gas (migas) tersisa sehingga menyebabkan

rasio keberhasilan temuan migas yang rendah.

Higher business risks due to rising operating and investment costs, in

line with increased difficulty in the discovery for new prospect of oil

and gas reserves toward frontier areas as well as dwindling oil and gas

remaining resources which lead to low success ratio of oil and gas

discovery

7. Isu aspek keselamatan dan lingkungan area operasi.

Safety and environmental issues in the operating area.

8. Percepatan pengadaan lahan

Land Acquisition acceleration

20



1. Peningkatan kemampuan rekayasa secara berkesinambungan melalui penguasaan teknologi dan peralatan teknologi terkini untuk mencari, mengangkat dan memproduksikan minyak dan gas.

2. Peningkatan kemampuan rekayasa, manajerial dan profesionalisme sumber daya manusia (SDM) secara berkesinambungan dengan mengedepankan konsep kerjasama team yang solid dan bersinergi, pemenuhan dan pengisian kebutuhan SDM andal dan profesional sesuai tuntutan bisnis Perusahaan, serta pemenuhan sertifikasi keahlian/kompetensi teknis SDM sesuai keperluan.

3. Penerapan operational excellence dalam operasional kegiatan eksplorasi dan produksi.

4. Penerapan Health, Safety and Environment (HSE) Exellence di semua kegiatan operasi Perusahaan.

5. Penerapan budaya dan etos kerja yang berkinerja dan berkualitas tinggi.

6. Pemenuhan sertifikasi dan kehandalan peralatan produksi yang aman, ramah lingkungan dan berkinerja tinggi.

7. Optimalisasi biaya di semua sektor kegiatan.

8. Melakukan kampanye eksplorasi yang lebih agresif dan akurat dengan penerapan peralatan dan teknologi terbaru untuk pemetaan cadangan migas, penemuan lead & prospect dan penemuan new play exploration concept.

9. Penerapan pengelolaan risiko secara terintegrasi di seluruh kegiatan operasi dan bisnis Perusahaan.

10. Penerapan zero discharge, pressure maintenance di lapangan produksi dan implementasi EOR secara full scale .

Continuous improvement of engineering competencies through the mastery of technology and the latest equipment of technology to search, lift, and produce oil and gas.

Continuous improvement of engineering, managerial and professional abilities of human resources by promoting the concept of a solid and synergetic teamwork, fulfillment and placement of reliable and professional HR according to the Company’s business requirements and compliance with HR skill/competency certification according to needs.

Application of operational excellence in conducting exploration and production.

Application of Health, Safety and Environment (HSE) Excellence in all operations of the Company.

Application of high performance and high quality work culture and ethics.

Compliance with certification and reliability of safe, environmentally friendly and high performance production equipment.

Cost optimization in every sector of activity.

Conduct more agressive and accurate exploration campaign with the application of the latest equipment and technology to map oil and gas reserves, discovery of leads & prospects as well as new play exploration concept.

Application of integrated risk management in all operational and business activities of the Company.

Application of zero discharge, pressure maintenance on the production fields and implementation of full scale EOR.

CARAWAYS21 PT PERTAMINA EP

untuk menghadapi tantangan usahato face business challenges[1.2] [4.11]

21



Company Information


11. Perbaikan berkesinambungan terhadap proses bisnis dan organisasi yang berbasis pada kinerja tinggi.

12. Penerapan standar pelaporan keuangan internasional.

13. Melakukan kegiatan corporate social responsibility (CSR) berkesinambungan.

14. Meningkatkan hubungan dengan Pemerintah dalam kaitan kemudahan perizinan kerja kegiatan pemboran eksplorasi dan eskploitasi serta produksi.

15. Penerapan GCG di segala kegiatan operasi dan bisnis Perusahaan melalui penerapan prinsip auditable dan accountable.

16. Mempercepat penemuan struktur migas ke tahap produksi melalui proyek area fokus eksplorasi.

17. Melakukan optimalisasi lahan dan struktrur dengan melakukan reaktivasi sumur-sumur suspended serta kerjasama untuk sumur-sumur idle dan sumur tua.

18. Penerapan pengawasan dan pengontrolan arah kinerja Perusahaan melalui mekanisme key performance indicators (KPI) terhadap target yang telah disepakati bersama, dengan turunan KPI yang lebih realistis.

19. Penerapan knowledge management di semua aspek kegiatan Perusahaan.

20. Pengelolaan database bawah permukaan dan permukaan yang lebih akurat dan terintegrasi dengan teknologi informasi terkini.

21. Terobosan-terobosan untuk risiko sendiri dalam pengadaan lahan.

Continuous improvement of high performance business process and organization.

Application of international financial reporting standards.

Conduct continuous corporate social responsibility (CSR) activities.

Improve relation with the Government to ease process of licensing for exploration drilling, exploitation and production activities.

GCG implementation in every business and operational activity of the Company through application of auditable and accountable principles.

Accelerate discovery of oil and gas structure to production phase through exploration focus area projects.

Optimize land and structure by reactivating suspended wells and joint operation for idle and aging wells.

Implementation of monitoring and control of the Company’s performance through key performance indicators (KPI) mechanism on the targets that have been mutually agreed, with more realistic KPI cascade.

Application of knowledge management in every aspect of the Company’s activity.

More accurate subsurface and surface database which is integrated with the latest information technology.

Breakthroughs for sole risk in land acquisition.

22



Strategi dan Prospek Bisnis

Kebutuhan energi di Indonesia dalam 10 tahun terakhir

menunjukkan peningkatan signifikan. Kondisi ini

mengharuskan Indonesia untuk terus menemukan

cadangan baru minyak dan gas bumi (migas) sebagai

pengganti cadangan yang telah diproduksikan, sekaligus

menjamin ketersediaan energi.

Tentu saja realisasi penemuan cadangan baru migas

bukanlah perkara mudah. Keberadaan sumber-sumber

migas dengan tingkat kesulitan eksplorasi rendah, telah

dieksploitasi seluruhnya dan yang tersisa hanya sumber-

sumber migas dengan tingkat kesulitan eksplorasi yang

lebih tinggi.

Selain itu, khusus untuk PT Pertamina EP dengan

wilayah kerja pertambangan yang terbatas, maka

membuat upaya menemukan cadangan baru migas

menjadi tidak mudah. Untuk menjawab kondisi

tersebut, kami melakukan pendekatan menyeluruh,

meliputi aset, manusia, lingkungan hidup, sistem,

proses, dan teknologi. Dengan demikian diharapkan

kegiatan operasional dan bisnis Perusahaan akan terus

berkelanjutan.

Tahun 2012 Perusahaan merealisasikan kebijakan

kegiatan eksplorasi maupun eksploitasi yang menjadi

inisiatif strategis dan telah menunjukkan hasil yang

sesuai target RJPP. Langkah-langkah tersebut adalah:

1. Mengelola kegiatan eksplorasi dan eksploitasi migas

pada wilayah kerja yang ada (existing) dengan cara

operational excellence, penerapan HSE Excellence

dan penerapan pengelolaan manajemen risiko

terintegrasi.

2. Mengelola kerjasama kemitraan, baik technical

assistant contract (TAC) maupun kerjasama operasi

(KSO) dengan lebih efektif.

3. Mempercepat siklus usaha dengan 'exploration

campaign' untuk perluasan resources base dan

peningkatan reserve replacement ratio melalui

Proyek Area Fokus Eksplorasi (PAFE) serta penemuan

new play concept exploration.

Business Strategy and Prospect

The energy needs in Indonesia during the last 10 years

showed a significant increase. This condition requires

Indonesia to find new reserves of oil and gas to replace

those that have been produced, as well as secure the

energy supply.

Realization for discovery of new oil and gas reserves

is certainly not an easy task. The existence of oil and

gas resources with low level difficulty of exploration

have been exploited entirely and only left oil and gas

resources with higher level of exploration difficulty.

Besides, PT Pertamina EP’s increasingly limited mining

working areas have made it hard to find new oil and

gas reserves. To address this condition, we have made a

comprehensive approach, encompassing assets, people,

system, process and technology. Thus it is expected that

the Company’s operational and business activities will

continue to sustain.

During 2012 the Company has started to realize the

implementation of exploration and exploitation policies

in several strategic aspects which have shown significant

results. These steps are:

1. Manage oil and gas exploration and exploitation

in existing working areas with application of

operational excellence, HSE excellence and

integrated risk management.

2. Manage partnership cooperation more effectively,

both for technical assistance contract (TAC) and

operational cooperation contract (KSO).

3. Accelerate business cycle with 'exploration

campaign' to expand resources base and increase

reserve to replacement ratio through Exploration

Focus Area Project (PAFE) as well as new play

concept exploration discovery.

23



Company Information


4. Meningkatkan laba dengan menaikkan volume

produksi migas dan menurunkan biaya produksi.

5. Mengembangkan percepatan komersialitas lapangan

produksi migas pada proyek-proyek:

- Pengembangan Gas Jawa,

- Pengembangan Gas Matindok,

- Pengembangan Lapangan Pondok Makmur,

- Pengembangan Gas Suban,

- Pengembangan Lapangan Tiung Biru,

- Pengembangan Paku Gajah.

6. Mengembangkan dan memproduksikan proyek

lapangan migas ke tahap berikutnya seperti Proyek

Area Fokus Eksplorasi PAFE Lapangan Rengas

Dengklok dan Melandong serta secara penerapan

Enhanced Oil Recovery (EOR) full cycle pada

lapangan Rantau Z600, Talang Jimar, Tapian Timur,

Kenali Asam, Tempino.

7. Percepatan produksi sumur-sumur pada penemuan

lapangan baru eksplorasi sebagai program Put On

Production (POP) di lapangan.

8. Reaktifasi melalui kerjasama sumur-sumur tua (Ref.

Peraturan Menteri ESDM 01 tahun 2008) dan KSO

dengan BUMD & KUD.

9. Meningkatkan dan mengimplementasikan KKEP

(Kriteria Kinerja Excellent Pertamina) ditunjukkan

dengan semakin meningginya score setiap tahun.

10. Melaksanakan program 'zero discharge' dan

'no flare gas' secara bertahap pada lapangan

produksi tertentu menuju 'zero polution area' dan

mendukung program 'pressure maintenance'.

Kami telah merumuskan inisiatif strategis dalam

mencapai target yang telah ditetapkan dalam Rencana

Jangka Panjang Perusahaan (RJPP), berupa peningkatan

produksi sebesar 10 persen. Upaya inisiatif strategis

dimulai sejak tahun 2006, dan secara berkesinambungan

akan terus dilaksanakan hingga tahun 2035.

4. Increase profit by rising the volume of oil and gas

production and lowering production costs.

5. Accelerate commerciality of oil and gas production

in the following projects:

- Java Gas Development,

- Matindok Gas Development,

- Pondok Makmur Field Development,

- Suban Gas Developmen,

- Tiung Biru Field Development

- Paku Gajah Development

6. Develop and produce oil and gas field projects to

the next phase such as PAFE Rengas Dengklok and

Melandong fields as well as implementation of

full cycle Enhanced Oil Recovery (EOR) in Rantau

Z600, Talang Jimar, Tapian Timur, Kenali Asam and

Tempino fields.

7. Accelerate production of wells in the new

fields discovered through exploration as Put On

Production (POP) program in the field.

8. Reactivation through old wells cooperation

(Reference Energy and Mineral Resources

Ministerial Regulation No. 1 year 2008) with KSO

and BUMD).

9. Improve and implement Pertamina’s Excellent

Performance Criteria (KKEP) that is reflected in

increasing score each year.

10. Implement 'zero discharge' and 'no flare gas'

programs gradually in certain production fields to

achieve 'zero pollution area' and support 'pressure

maintenance' program.

We have formulated strategic initiative to meet the

target that has been set in the Long Term Corporate

Plan (RJPP) to increase production by 10%. The strategic

initiative has started since 2006, and will continue to be

implemented until 2035.

Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP)

peningkatan produksi 10 %

24



Rencana Strategis Perusahaan 2011-2015Company Strategic Plans 2011-2015

Inisiatif StrategiStrategic Initiative

KeteranganDescription

Program Kerja /Implementasi

Work Plan /Implementation

Perkembangan 20122012 Progress

Target 2013

Target 2014

Target 2015

Reaktivasi sumur Suspended di wilayah kerja PT Pertamina EP

Upaya optimalisasi aset untuk mendukung peningkatan produksi migas

• Terdapat 5.144 sumur suspended (lebih dari 75% adalah sumur tua yang tersebar pada 139 struktur di seluruh WK PT Pertamina EP.

• Inventarisasi data subsurface sumur dan lapangan sekitar

• Inventarisasi data surface (survey fisik, data koordinat, lokasi, wellhead, flowline, & fasilitas produksi)

• Evaluasi subsurface engineering dan rekomendasi reaktivasi/bor twin well

Hasil reaktivasi sumur suspended 31 Desember 2011 sebanyak 153 (seratus lima puluh tiga) sumur, total kumulatif reaktifasi 507 sumur. Produksi minyak 2.043 BOPD, gas 24,3 MMSCFD

Reaktifasi 110 sumur Produksi 1.320 BOPD

Reaktifasi 110 sumurProduksi 1.100 BOPD

Reaktifasi 110 sumurProduksi 1.100 BOPD

Reactivation of suspended wells in PT Pertamina EP’s working areas

Asset optimi-zation efforts to support oil and gas production increase

• There are 5,144 suspended wells (more than 75% are old wells across 139 structures in all working areas of PT Pertamina EP.

• Inventory of subsurface data on surrounding wells and fields

• Inventory of sur-face data (physical survey, coordinate data, locations, wellhead, flowline & production facilities)

• Evaluation of subsurface engineering and recommendation of reactivation/twin well drill

The result as of December 31, 2011 was 153 (one hundred and fifty three) suspended wells have been reactivated, with total cumulative 507 reactivated wells.OIl production was 2,043 BOPD, gas production was 24.3 MMSCFD

Reactivation of 110 wellsProduction at 1,320 BOPD



25



Company Information




Program Kerja /ImplementasiWork Plan/

Implementation


Target 2013 Target 2014 Target 2015

Proyek Enhanced Oil Recovery

Upaya penambahan cadangan (add res) dari kegiatan secondary recovery dan tertiary recovery dengan pengajuan POFD suatu lapangan kepada BPMIGAS (SKKMIGAS)

Upaya peningkatan produksi dengan metode Secondary Recovery dan Tertiary Recovery lapangan lapangan Mature WKP PEP dan sebagai bagian dari pengelolaan air terproduksi (water Management)

Kerja sama dengan Universitas dalam negeri (IPB, ITB/Ogrindo & UGM) dalam rangka screening chemical flooding (surfactant, polymer)yang sesuai kondisi reservoir target, untuk diterapkan pada lapangan yang sudah meng

Studi Komprehensif GGRPF sampai dengan persetujuan BPMIGAS (SKKMIGAS) untuk POFD Secondary Recovery dan Tertiary Recovery Implementasi Pilot secondary Recovery & Tertiary Recovery dan implementasi Rencana Kerja POFD Fullscale waterflood yang sudah disetujui oleh SKKMIGAS

Kerjasama dengan IPB di lapangan Tanjung, UGM di lapangan Rantau, ITB SEMAR di lapangan Bajubang, Ogrindo di lapangan Kenali Asam dan Tempino

Disetujuinya POFD Fullscale Waterflood oleh SKKMIGAS di Lapangan Tambun dan Tanjung Tiga Barat dengan besaran Additional Reserve sebesar22.54 MMSTB

Monitoring & Surveillance Pilot waterflooding pada lapangan Tanjung Tiga Barat (zona DEF), Jatibarang (zona F), Gebang (zona 1000A)Persiapan kick off pilot waterflooding di lapangan Jirak, Kawengan dan Prabumulih Barat

Pelaksanaan tambahan Extended stimulation (SEMAR) di Bajubang (zona P/820)

Implementasi POFD fullscale WF di lapangan Rantau, Kenali Asam, Talang Jimar, Tapian Timur & Tempino

Survey lokasi dan well integrity kandidat sumur produksi dan injeksi untuk fullscale waterflood.

Tambahan target lapangan pilot waterflooding di Rantau (zona 400), Tempino (zona shallow), Jirak (zona Intermediate) dan Prabumulih Barat.

Kick off pilot chemical flooding (surfactant) di lapangan Tanjung dilakukan pada 30 December 2012.

Ogrindo : Proses formulasi sesuai dengan kondisi reservoir Kenali Asam & Tempino

UGM : proses formulasi sesuai dengan kondisi reservoir lapangan Rantau.

Pelaksanaan injeksi Surfactant plus (SEMAR) secara extended stimulation pada 3 sumur injeksi di lapangan Bajubang

3.249 BPOD

6.937 BPOD 15.374 BPOD

26



Enhanced Oil Recovery Project

Efforts to add reserves (add res) from secondary recovery and tertiary recovery by filing pro-posal of POFD to BPMIGAS (SKKMIGAS)

Efforts to increase production with Second-ary Recovery and Tertiary Recovery of fields in Ma-ture Working Areas of PEP and as part of produced wa-ter manage-ment.

Collaboration with domestic universities (IPB, ITB/Ogrindo & UGM) in screening of chemi-cal flooding (surfactant, polymer) according to condition of target reservoir, to be applied in the fields that have implemented Secondary Recovery.

GGRPF Comprehen-sive Study up to BPMIGAS (SKKMIGAS) approval for POFD Secondary Recovery and Tertiary Recovery

Implementation Secondary Recovery & Tertiary Recovery pilots and implemen-tation of Full scale waterflood POFD Work Plan that has been approved by SKKMIGAS

Collaboration with IPB at Tanjung field, UGM in Rantau field, ITB SEMAR in Ba-jubang field, Ogrindo in Kenali Asam and Tempino fields

The approval of Full Scale Waterflood POFD by SKKMIGAS in Tambun and Tanjung Tiga Barat fieldswith Additional Reserves amount at 22.54 MMSTB

Monitoring & Surveillance of waterflooding Pilot in Tanjung Tiga Barat field (DEF zone), Jatibarang field (F zone), Gebang field (1000A zone)

Kick off preparation of waterflooding pilot in Jirak, Kawengan and Prabumulih Barat fields

Implementation of additional Extended stimulation (SEMAR) in Bajubang (P/820 zone)

Full scale WF POFD implementation in Rantau, Kenali Asam, Talang Jimar, Tapian Timur & Tempino fields

Location and well integrity survey of production well candidate

3,249 BPOD 6,937 BPOD 15,374 BPOD






Target 2013

Target 2014

Target 2015

27



Company Information


Penambahan sumur pemboran dan reaktivasi sumur-sumur di lapangan Sangasanga Tarakan

Optimalisasi aset dan peningkatan produksi migas

• Rencana reaktivasi 784 sumur minyak suspended

• Pengembangan grid base lapangan NKL

• Pengembangan Grid Base Under Mahakam

• Pengembangan deep Sangasanga (Lousie, Nonny, dan Samboja)

Total reaktifasi 130 sumur+ penemuan lapisan baru+ 4.000 BOPD

Produksi dari Sangasanga Tarakan dan Bunyu sebesar 2.301 BOPD

Produksi 1.329 BOPD

Produksi 1.329 BOPD

Additional well drilling and well reactivation in Sangasanga Tarakan field

Asset optimization and oil & gas production increase

• Reactivation plan of 784 suspended wells

• Grid base development of NKL fields

• Grid base development of Under Mahakam

• Deep development of Sangasanga (Lousie, Nonny, and Samboja)

Total reactivation was 130 wells + discovery of new layer + 4,000 BOPD

Production from Sangasanga Tarakan and Bunyu is at 2,301 BOPD

Production at 1,329 BOPD

Production at 1,329 BOPD

Proyek Area Fokus Eksplorasi (PAFE) Pagardewa

Upaya mempercepat fase eksplorasi ke fase pengem-bangan di area Kompleks Pagardewa Sumatera Selatan

Percepatan fase eksplorasi ke fase pengembangan dari struktur eksisting (Tasim, Prabumenang, dan Pagardewa) dan temuan baru lainnya melalui POD dan POP

Di tahun 2012 PAFE Pagardewa berhasil menambah cadangan contijen (2C Inplace) sebesar 12 juta barel setara minyak (MMBOE). Pada tahun 2012 juga dibentuk Proyek Pengembangan Paku Gajah.

Produksi Minyak 1.420 BOPD dan gas 72,76 MMSCFD

Produksi Minyak 1.420 BOPD dan gas 97 MMSCFD

Produksi Minyak 1.420 BOPD dan gas 97 MMSCFD

Exploration Focus Area Project (PAFE) Pagardewa

Efforts to accelerate exploration phase to development phase in the area of Pagardewa Complex, South Sumatra

Acceleration from exploration phase to development phase of existing structures (Tasim, Prabumenang, and Pagardewa) and new discoveries through POD and POP

In 2012, PAFE Pagardewa managed to add contingent reserves (2C Inplace) of 12 million barrels of oil equivalent (MMBOE). Also in 2012, Paku Gajah Development Project was established.

Oil production at 1,420 BOPD and gas production at 72.76 MMSCFD








Target 2013

Target 2014

Target 2015

28



PAFE Rengas-dengklok

Upaya mempercepat fase eksplorasi ke fase pengem-bangan di Area Rengas-dengklok, Jawa Barat

Percepatan fase eksplorasi ke pengembangan dari tiga struktur temuan gas (Cikarang, Tegal Pacing, Bambu Besar)

Selama tahun 2012 PAFE Rengasdengklok telah berhasil menambah cadangan (Inplace 2C) sebesar 83 juta barel setara minyak (MMBOE) melalui pemboran Tegal Pacing (TGP)-2 dan Bambu Besar (BBS)-2.PAFE Rengasdengklok juga berhasil memproduksikan (OnStream POP) dengan segara temuan hidrokarbon Sumur Pondok Berkah (PDB)-1

Produksi gas 14,43 MMSCFD

Produksi gas 15 MMSCFD

Produksi gas 14,87 MMSCFD

Efforts to accelerate exploration phase to development phase in Rengas-dengklok Area, West Java

Acceleration from exploration phase to development phase of gas discovery in three structures (Cikarang, Tegal, Pacing, Bambu Besar)

During 2012, PAFE Rengasdengklok has managed to add reserves (2C Inplace) of 83 million barrels of oil equivalent (MMBOE) through drilling in Tegalpacing (TGP)-2 and Bambu Besar (BBS)-2.PAFE Rengasdengklok also managed to produce (OnStream POP) with discovery of hydrocarbon in Sumur Pondok Berkah (PDB)-1 PAFE Rengasdengklok

14.43 MMSCFD gas production

15 MMSCFD gas production

14.86 MMSCFD gas production






Target 2013

Target 2014

Target 2015

PAFE Rengas-dengklok

29



Company Information


Penerapan SSOP untuk Menjaga Keberlanjutan

Kami juga menerapkan Sistem Sinergi Optimalisasi

Produksi (SSOP) yang bertujuan untuk memperoleh

hasil optimal dalam memproduksikan migas dari suatu

struktur/lapangan produksi existing.

Dalam pelaksanaannya, SSOP mempertimbangkan

segala aspek dari bawah permukaan GGRP (Geophysics,

Geology, Resevoir and Production) sampai permukaan

(fasilitas produksi), termasuk aspek HSE. Hasil dari

SSOP adalah potensi peningkatan produksi secara

berkelanjutan sampai batas teknis yang diizinkan,

sehingga menjadi referensi dalam penyusunan Rencana

Kerja maupun revisi Rencana Kerja.

Kegiatan ini dilaksanakan dengan melibatkan peran

aktif para teknisi di lapangan dan berlangsung bertahap,

yakni:

- Tahapan persiapan, meliputi koordinasi tim

transformasi dengan tim dari lapangan setempat

untuk menyiapkan tim pelaksana, data-data yang

dibutuhkan, dan mekanisme pelaksanaan.

POSS Implementation to Maintain Sustainability

We also apply the Production Optimization Synergy

System (POSS), aimed at achieving optimal results in

the oil and gas production from an existing production

structure/field.

In its implementation, POSS takes into account all

aspects from GGRP (Geophysics, Geology, Reservoir

and Production) of subsurface to surface (production

facilities), including HSE aspect. The POSS result is

the sustainable production increase potential up to

the permitted technical limit, so it can be used as a

reference in the Work Plan preparation and revision.

These activities are carried out with active participation

of field engineers in the following stages:

- Preparation stage, covering coordination of

transformation team with a team of local field to

prepare an implementation team, required data,

and implementation mechanisms.

SSOP memberikan potensi peningkatan produksi secaraberkelanjutan sampai batas teknis yang diizinkan

30



- Tahapan pelaksanaan, berupa pendeskripsian situasi

untuk melihat peluang yang ada, technical work,

kunjungan lapangan dan proses pemeriksaan ulang

oleh para penguji sehingga rekomendasi untuk

mengoptimalkan produksi dari setiap peluang

benar-benar teruji.

- Tahapan pemantauan atau monitoring, untuk

memantau penerapan hasil rekomendasi.

Semakin terbatasnya cadangan sumber energi fosil dan

penurunan produksi, mendorong Perusahaan melakukan

pencarian sumber energi termasuk gas (shale gas) pada

reservoir yang tidak biasa (unconventional reservioir).

Shale gas dilaksanakan melalui koordinasi dengan bagian

Studi Regional dan Optimalisasi Lahan Fungsi Eksplorasi,

untuk melakukan kajian terhadap reservoir yang belum

dikembangkan di wilayah kerja PT Pertamina EP.

Kajian shale gas dilakukan sejak tahun 2011 melalui

pembentukan tim kajian berdasarkan Surat Perintah

- Implementation stage in the form of situation

description to look into opportunities, technical

work, field visits, and review by the examiner so

that recommendations to optimize production of

each opportunity are thoroughly tested.

- Monitoring stage, to monitor the implementation

of recommendations.

Increasingly limited reserves of fossil energy resources

and the decline in production, has driven the Company

to search for more energy resources, including shale

gas in unconventional reservoir. The search of shale gas

is carried out through coordination with the Regional

Study and Land Optimization of Exploration Function,

to conduct a study of the undeveloped reservoir in the

working area of PT Pertamina EP.

The shale gas studies have been conducted since 2011

through the establishment of an assessment team based

Penambahan produksi melalui SSOP Tambun dilakukan di Struktur Tambun, Pondok Tengah, Pondok Makmur. Increasing production through POSS Tambun was implemented in Tambun, Pondok Tengah, Pondok Makmur

Structure.

Hasil Pelaksanaan SSOP 2012POSS Implementation Result 2012

49,975 BOPD 144.3 MMSCFD

produksi minyakoil production

produksi gasgas production



7,710 BOPD 4 MMSCFD

Penambahan produksi melalui SSOP WMO dilakukan di Struktur Poleng dan PHE WMO.

Increasing production through POSS WMO was implemented in Poleng Structure and PHE WMO.

Penambahan produksi melalui SSOP JOB PPEJ Sukowati dilakukan di Struktur Sukowati, Mudi, Lengowangi.Increasing production through POSS JOB PPEJ Sukowati was implemented in Sukowati, Mudi, Lengowangi

Structure.

Penambahan produksi melalui SSOP Pangkalan Susu dilakukan di Struktur Paluh Tabuhan Timur, Paluh Tabuhan Barat, Wampu, Tungkam, Pulau Panjang.

Increasing production through POSS Pangkalan Susu was implemented in Paluh Tabuhan Timur, Paluh Tabuhan Barat, Wampu, Tungkam, Pulau Panjang Structure.

31



Company Information


Presiden Direktur No.078/EP0000/2011-S8. Pelaksanaan

shale gas bekerjasama dengan Lemigas. Hasil akhir tim

kajian adalah rekomendasi wilayah kerja Perusahaan

yang berpotensi untuk pengembangan shale gas sehingga

menjadi referensi dan strategi penambahan cadangan

baru Perusahaan.

Selama tahun 2012, telah dilaksanakan studi bersama

antara Pertamina EP dengan perguruan tinggi Universitas

Trisakti untuk Wilayah Kerja Sumatra Utara. Kajian

hasil studi menunjukkan bahwa Wilayah Kerja Sumatra

Utara memiliki potensi yang layak untuk pengembangan

shale gas. Pada tahun 2013 akan dilakukan kajian untuk

wilayah yang berbeda yaitu Wilayah Kerja Jambi.

Kajian lain yang dilakukan adalah studi bersama

Pertamina EP dengan Bukit Energi untuk Area

Sakakemang dan BOB pada daerah Coastal Plain di

Sumatra Selatan. Hasil studi mengusulkan bahwa Area

Sakakemang dapat dijadikan Area Wilayah Kerja untuk

pengembangan shale gas.

Selama studi dilakukan, kendala yang dihadapi adalah

kurangnya data coring pada shale sehingga dilakukan

kajian potensi geokimia dari data permukaan.

on President Director’s Letter of Instruction No.078/

EP0000/2011-S8. Shale gas study is carried out in

cooperation with Lemigas. The assessment team’s final

result is the recommendation of the Company’s working

area that has the potential for shale gas development

and become a reference and strategy to increase the

Company’s new reserves.

During 2012, a joint study has been conducted by

Pertamina EP and Trisakti University for North Sumatra

Working Area. The study results showed that the North

Sumatra Working Area has a viable potential for shale

gas development. A study is planned to be carried out in

2013 for other areas of Jambi Working Area.

A joint study was also conducted by Pertamina EP and

Bukit Energi for Sakakemang Area and BOB-PT Bumi Siak

Pusako on the Coastal Plain region in South Sumatra.

The study results suggest that Sakakemang Area can be

used as Working Area for shale gas development.

During the studies that were conducted, the obstacle

encountered was the lack of shale coring data, so a

geochemical potential study was conducted on surface data.

32



DEWAN KOMISARIS

Muhamad HusenKomisaris UtamaPresident Commissioner

Edy HermantoroKomisarisCommissioner

M. Afdal BahaudinKomisarisCommissioner

BOARD OF COMMISSIONERS

33



Company Information


Edy HermantoroKomisarisCommissioner

Achmad LuthfiKomisarisCommissioner

Susilo SiswoutomoKomisarisCommissioner

Mulyani WahyonoKomisarisCommissioner

34



Muhammad HusenPresiden Komisaris Pertamina EP

Pertamina EP President Commissioner

Our contribution has ensure the fullfilment

of energy requirement for Indonesia, in term

of fuel

35



Company Information


Kontribusi kami telah ikut menjamin terpenuhinya kebutuhan energi bagi

masyarakat dalam bentuk bahan bakar minyak (BBM)

Pemegang saham yang terhormat,

Secara umum, kinerja Perusahaan berjalan cukup

stabil di tahun 2012. Pertumbuhan ekonomi nasional

yang kondusif juga berdampak positif terhadap

berlangsungnya operasi perusahaan, walaupun beberapa

target kinerja belum dicapai secara maksimal. Namun

demikian, kami, selaku Dewan Komisaris melihat hal ini

sebagai sesuatu yang wajar, di tengah isu non finansial,

yaitu isu lingkungan hidup dan sosial yang semakin

marak.

Dewan Komisaris sebagai organ perusahaan dengan

ini melaporkan bahwa kami telah melakukan tugas

pengawasan, baik secara umum maupun khusus

sesuai Anggaran Dasar Perseroan, serta memberi

nasehat kepada Direksi sesuai kepentingan dan tujuan

Perusahaan. Sepanjang tahun 2012 Dewan Komisaris

melaksanakan tugas dan tanggung jawab ini secara

independen dan kami memastikan terselenggaranya

tata kelola Perusahaan yang baik dalam setiap kegiatan

usaha, sesuai kepentingan semua stakeholder. Kami

juga menyatakan tidak adanya hubungan afiliasi dengan

sesama anggota Dewan Komisaris, Direksi maupun

manajemen Perusahaan yang dapat menimbulkan

benturan kepentingan.

Independensi

Posisi Dewan Komisaris pada saat 31 Desember 2012

terdiri dari 5 orang, termasuk di antaranya 1 (satu)

orang atau 20% Komisaris Independen. Hal ini telah

sesuai dengan ketentuan yang ditetapkan dalam

LAPORAN DEWAN KOMISARISBOARD OF COMMISSIONERS REPORT

Dear shareholders,

In general, the Company’s performance has been

fairly stable in 2012. National economic growth was

also conducive and led to a positive impact on the

Company’s operations, despite some performance

targets that have not been maximally achieved.

However, we, as the Board of Commissioners view this

as something normal, amid the increasing concerns

about non-financial issues, such as environmental and

social issues.

The Board of Commissioners as a company organ

reported that we have undertaken the oversight

duties, both in general and specifically in accordance

with the Articles of Association of the Company, and

provided advice to the Board of Directors regarding

interests and objectives of the Company. During 2012

the Board of Commissioners carried out these duties

and responsibilities independently and we ensured the

implementation of good corporate governance in every

business activity, for the interest of all stakeholders.

We also declare no affiliation with fellow members of

the Board of Commissioners, the Board of Directors or

management of the Company that may cause a conflict

of interest.

Independence

The Board of Commissioners’ composition on December

31, 2012 consisted of five people, including one (1)

Independent Commissioner or 20% of total members.

This was in accordance with the provisions set out in

[1.1] [1.2]

36



Peraturan Menteri BUMN No. PER-01/MBU/2011 dan

Anggaran Dasar Perseroan. Dewan Komisaris telah

melakukan pengawasan pada Direksi untuk memastikan

terlaksananya kebijakan strategis, dengan mengarahkan,

memantau dan mengevaluasi kinerja mereka. Namun

demikian, Dewan Komisaris tidak terlibat dalam

pengambilan keputusan terhadap kegiatan operasional

Perseroan. Demikian pula, Dewan Komisaris memastikan

bahwa Direksi mampu mengelola perseroan dengan

tetap fokus pada tujuan dan target perseroan (baik

target operasi berupa produksi dan temuan cadangan,

maupun target di bidang finansial yaitu laba, EBITDA

margin dan profit margin) dengan tetap memperhatikan

aspek HSE (Health, Safety & Environment) serta aspek-

aspek lingkungan hidup, sosial dan masyarakat disekitar

daerah operasi, sebagaimana yang ditetapkan dalam

Anggaran Dasar atau Peraturan Perundang-undangan

yang berlaku.

Dalam mendukung efektivitas pelaksanaan tugas dan

tanggung jawabnya, Dewan Komisaris dibantu oleh

Komite Audit, Komite Investasi dan Manajemen Risiko

serta Sekretaris Dewan Komisaris.

Realisasi Kegiatan Pengawasan Tahun 2012

Sepanjang tahun 2012 Dewan Komisaris melakukan tugas

pengawasan, baik secara umum maupun khusus, dengan

penuh kehati-hatian dan bertanggungjawab. Kegiatan

yang dilakukan, antara lain:

1. Melaksanakan tugas dan tanggung jawab, namun

tidak terbatas pada hal-hal sebagai berikut :

a. Mengarahkan, memantau dan mengevaluasi

pelaksanaan kebijakan strategis Perseroan.

b. Memantau dan mengawasi kebijakan Direksi

dalam setiap pengambilan keputusan dan

mendorong Direksi agar terus berupaya

meningkatkan produktivitas, efektifitas

dan efisiensi serta memperhatikan aspek

lingkungan (termasuk lingkungan sosial

masyarakat sekitar daerah operasi).

the Minister of State-owned Enterprises Regulation No.

PER-01/MBU/2011 and Articles of Association of the

Company. The Board of Commissioners has conducted

oversight on the Board of Directors to ensure the

implementation of strategic policies, and directed,

monitored and evaluated their performance. However,

the Board of Commissioners was not involved in the

decision making of the Company’s operational activities.

Similarly, the Board of Commissioners ensured that

the Board of Directors is able to manage the company

and remain focused on its goals and targets (both

operational targets such as production and reserve

dicovery, as well as financial targets such as earnings,

EBITDA margin and profit margin) by taking into account

aspects of HSE (Health , Safety & Environment) as well

as aspects of environment, social and communities

around the area of operations, as stipulated in

the Articles of Association or applicable laws and

regulations.

In support of the effectiveness of duties and

responsibilities implementation, the Board is assisted

by the Audit Committee, Investment and Risk

Management Committee, and Secretary of the Board of

Commissioners.

Realization of Oversight Activities Year 2012

During 2012, the Board of Commissioners conducted

specific and general oversight duties with full discretion

and responsibility, including:

1. Perform its duties and responsibilities but not

limited to the following:

a. Direct, monitor and evaluate the

implementation of the Company’s strategic

policies.

b. With prudential principles, monitor and

oversee the Board of Directors’ policies in

every decision making and encourage the

Board of Directors to continue its efforts

to increase productivity and efficiency as

well as pay attention to environmental

aspects (including social environment of the

community around the area of operations).

37



Company Information


c. Melalui Komite Audit, melaksanakan

pengawasan untuk memastikan telah

terselenggaranya fungsi pengawasan atas

proses penyelesaian Laporan Keuangan,

Pelaksanaan Audit atas Laporan Keuangan

dan Keandalan Sistem Pengendalian Internal

Perseroan .

d. Melalui Komite Investasi dan Manajemen

Risiko, melaksanakan evaluasi dan pengawasan

bidang investasi serta mitigasi risiko sehingga

setiap investasi dan kegiatan operasi yang

dilaksanakan dapat memberikan hasil yang

optimal.

e. Melalui Fungsi Sekretaris, Dewan Komisaris

juga melakukan tertib administrasi dan

kegiatan kesekretariatan sesuai Anggaran

Dasar dan Tata Kelola Perseroan yang baik dan

benar.

2. Menyampaikan 8 kali rekomendasi kepada

Pemegang Saham dan 1 kali kepada Direksi.

3. Melaksanakan 3 jenis kegiatan rapat yang berjumlah

28 (dua puluh delapan) kali yang terdiri dari :

a. Rapat Dewan Komisaris dengan Direksi

sebanyak 12 (duabelas) kali, dengan tingkat

kehadiran 81,67%

b. RUPS Tahunan sekali, dengan tingkat kehadiran

Dewan Komisaris 40%

c. Rapat Komite Audit 13 (tiga belas) kali dengan

tingkat kehadiran anggota 93,62%

d. Rapat Komite Investasi dan Manajemen Risiko

2 (dua) kali, dengan tingkat kehadiran 100%

4. Melakukan Field Visit yaitu kunjungan ke lapangan-lapangan guna melihat operasi perusahaan dan realisasi Rencana Kerja secara aktual. Adapun Lapangan yang dikunjungi adalah:

a. UBEP Jambi

b. Field Bunyu

c. Field Sukowati

d. Field Poleng

e. Region Sumatera di Prabumulih

f. UBEP Tanjung

c. Through Audit Committee, perform oversight

to ensure the implementation of oversight

function on the completion of Financial

Statements, auditnon Financial Statements

and reliablity of Company Internal Control

System.

d. Through Investment and Risk Management

Committee, perform evaluation and oversight

on investment sector and risk mitigation so

that every investment and operational activity

undertaken has an expectation to provide

optimal results.

e. Through Secretary Function, the Board of

Commissioners also performs administrative

and secretarial activities in accordance with

Articles of Association as well as good and

proper Corporate Governance.

2. Provide recommendations to the Shareholders 8

times and Board of Directors once.

3. Hold 3 (three) types of meeting for 28 (twenty

eight) times consist of:

a. Twelve BOC-BOD Meetings, with attendance

81.67%

b. One Annual GMS, with Board of Commissioners

attendance 40%

c. 13 (thirteen) Audit Committee meetings with

attendance 93.62%

d. Two Investment and Risk Management

meetings, with attendance 100%

4. Conduct Field Visit to PT Pertamina EP’s fields to see the Company’s operations and actual realization of Work Plan. The fields that were visited are as follows :

a. UBEP Jambi

b. Bunyu Field

c. Sukowati Field

d. Poleng Field

e. Sumatra Region in Prabumulih

f. UBEP Tanjung

38



5. Dewan Komisaris melalui Komite Audit juga sudah

melakukan hal-hal sebagai berikut :

a. Memastikan terselenggaranya Sistem

Pengendalian Internal dan Pelaporan Keuangan

yang efektif dengan melakukan pertemuan

berkala bulanan melalui Fungsi Satuan

Pengawas Internal (SPI), Keuangan, Eksternal

Audit dan Fungsi terkait lainnya.

b. Memastikan tindak lanjut temuan hasil dari

Rekomendasi SPI maupun Eksternal Auditor.

c. Memastikan efektivitas sistem dan proses

Good Corporate Governance (GCG) dan

Internal Kontrol

d. Melakukan pertemuan berkala dengan Satuan

Pengawas Internal (SPI) guna memastikan

bahwa pengawasan telah dilakukan secara

independen serta obyektif untuk mencapai

tujuan dalam meningkatkan efektivitas

pengelolalan risiko, pengendalian dan proses

governance.

6. Dewan Komisaris melalui Komite Investasi dan

Manajemen Risiko juga sudah melakukan hal-hal

sebagai berikut :

a. Memastikan kegiatan investasi agar

dilaksanakan secara tepat sesuai kebutuhan

perusahaan dan memberikan ekspektasi hasil

yang optimal.

b. Memastikan jalannya manajemen risiko,

pemetaan risiko dan mitigasi risiko sehingga

tidak berdampak signifikan kepada

operasi dan upaya pencapaian pendapatan

serta pelestarian lingkungan hidup dan

pemberdayaan sosial.

c. Melakukan pertemuan berkala untuk

memantau progress pelaksanaan kegiatan

investasi serta progress mitigasi risiko yang

termasuk dalam top ten risk.

7. Memimpin pelaksanaan Rapat Umum Pemegang

Saham (RUPS) Tahunan pada tanggal 21 Mei 2012

dengan agenda pembahasan Laporan Tahunan 2011.

5. The Board of Commissioners through Audit

Committee has also conducted the following:

a. Ensure the implementation of effective

Internal Control System and Financial

Reporting by holding monthly meetings

through functions Internal Audit Unit (SPI),

Finance, External Audit and other related

functions.

b. Ensure the follow up of findings recommended

by SPI and External Auditor.

c. Ensure effectiveness of Good Corporate

Governance (GCG) and Internal Control system

and process.

d. Hold periodic meetings with SPI to ensure

its function to assist the Company through

assurance activities and independent as

well as objective consultation, to achieve

the aim in improving effectiveness of risk

management, control and governance process.

6. The Board of Commissioners through Investment

and Risk Management Committee has conducted

the following:

a. Ensure the investment is carried out

appropriately according to the company’s

needs and provide expectation of optimal

results.

b. Ensure the implementation of risk

management, risk mapping and risk mitigation

so that the existing risks will have minimal

impact or no impact at all on the operations

and efforts to gain optimal revenue and profit

of the company.

c. Hold periodic meetings to monitor progress

of investments as well as monitor the

development of risk mitigation included on

top ten risks.

7. Preside Annual General Meeting of Shareholders

(AGMS) on May 21, 2012 with an agenda to discuss

PT Pertamina EP 2011 Annual Report.

39



Company Information


Hal Penting Lainnya

Beberapa hal penting yang terjadi sepanjang tahun

2012 di lingkungan Dewan Komisaris antara lain adalah

sebagai berikut :

1. Penggantian anggotaan Dewan Komisaris :

Pada tanggal 07 September 2012 Bapak A.

Edy Hermantoro digantikan oleh Bapak Susilo

Siswoutomo.

2. Melakukan perubahan anggota Komite Audit untuk

periode 2012 - 2013 dengan susunan sebagai berikut :

Ketua : Achmad Luthfi

Anggota : Prof. Dr. Lindawati Gani, CMA

: Dr. Erna Hernawati

3. Melakukan pembentukan Komite Investasi dan

Manajemen Risiko untuk periode 2012-2013 dengan

susunan sebagai berikut :

Ketua : M. Afdal Bahaudin

Anggota : Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA

: Asyari Ismail Wardhana, M.Sc

Other Significant Events

Several significant events during the year 2012 within

the Board of Commissioners are as follows :

1. Change in Board of Commissioners’ membership

as follows :

On September 7, 2012, A Edy Hermantoro, a

Board of Commissioners’ member, was replaced

by Susilo Siswoutomo.

2. Change of Audit Committee membership for the

period of 2012-2013 with the composition as

follows:

Chairman : Achmad Luthfi

Members : Prof. Dr. Lindawati Gani, CMA

: Dr. Erna Hernawati

3. Establish Investment and Risk Management

Committee for the period of 2012-2013 with the

composition as follows:

Chairman : M. Afdal Bahaudin

Members : Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA

: Asyari Ismail Wardhana, M.Sc

40



Evaluasi dan Pandangan ke Depan

Dewan Komisaris menilai bahwa secara umum Direksi

dengan segala kemampuan, dedikasi, integritas,

leadership dan profesionalnya telah mengelola,

memimpin dan mengendalikan perusahaan sesuai

prinsip-prinsip tata kelola perusahaan yang baik atau

Good Corporate Governance (GCG) dengan baik dan

pencapaian target Kesepakatan Kinerja Tahun 2012

termasuk menaikkan tingkat rata-rata produksi migas di

tahun 2012 dibandingkan tahun 2011.

Dewan Komisaris mengucapkan terima kasih dan

penghargaan atas upaya-upaya yang telah dilakukan

Direksi serta pekerja atas pencapaian di tahun 2012,

termasuk peningkatan penyajian laporan tahunan yang

berbasis kinerja keuangan, menjadi laporan tahunan

terintegrasi yang berbasis keuangan dan non keuangan.

Kami menilai laporan terintegrasi ini merupakan

langkah awal yang sangat baik dari pihak Direksi untuk

merespon tren pelaporan global terkait keberlanjutan

entitas bisnis secara keseluruhan.

Ucapan terima-kasih juga kami sampaikan kepada para

pemegang saham, juga semua pemangku kepentingan

lain atas kerjasamanya selama tahun 2012 sehingga

pengelolahan perusahaan berjalan lancar.

Akhirnya, Dewan Komisaris berharap agar kinerja

Perusahaan dapat dipertahankan bahkan ditingkatkan

demi pencapaian target di tahun 2013, dan strategi

menghadapi iklim usaha yang makin kompleks serta

dihadapkan pada isu-isu terkait lingkungan hidup, sosial

dan regulasi.

Hal ini harus menjadi perhatian bersama, mengingat

industri minyak dan gas bumi dihadapkan pada

keterbatasan sumber daya yang tidak dapat

diperbaharui. Upaya pencarian cadangan baru, harus

dibarengi dengan optimalisasi cadangan di wilayah

kerja yang eksisting, disertai terobosan untuk

mendayagunakan sumber daya manusia dan teknologi.

Dewan Komisaris berharap semua pihak dapat terus

menjaga semangat, motivasi, kekompakan, komunikasi,

Evaluation and Future Appreciation

The Board of Commissioners generally considered

that all members of the Board of Directors with all

their skills, dedication, integrity, leadership and

professionalism have managed, led and controlled

the company according to the principles of Good

Corporate Governance (GCG) and were able to raise

the average oil and gas production in 2012 compared

to the average production in 2011.

The Board of Commissioners would like to express

our gratitude and appreciation for the efforts that

have been made by the Board of Directors and the

achievement in 2012, including an improvement in

the annual report presentation based on financial

performance, into an integrated annual report based

on financial and non-financial aspects. We consider

the integrated report is an excellent first step of

the Board of Directors to respond to global trends of

reporting on business entity’s overall sustainability.

Our gratitude also goes to the shareholders, as well

as all other stakeholders for their cooperation during

2012 so that the management of the company has

been running smoothly.

Last but not least, the Board of Commissioners hopes

the Company’s performance can be maintained and

improved to meet targets in 2013 and to prepare

strategy to face an increasingly complex business

climate as well as issues on environment, social and

regulation.

These issues should become our mutual concern, given

the oil and gas industry are faced with limited non-

renewable resources. The search for new reserves,

should be carried out along with optimization

of reserves in the existing working areas and

breakthrough to efficiently employ human resources

and technology.

Board of Commissioners hope that all parties will

continue to keep the spirit, motivation, teamwork,

41



Company Information


dan kerjasama yang sinergi, serta memulai pekerjaan

sejak tahap perencanaan yang lebih dini. Dengan

demikian kondisi Perusahaan akan terus membaik dan

berkembang, sesuai harapan pemegang saham serta

segenap pemangku kepentingan lain.

Demikian laporan ini disampaikan dan terima kasih.

communication, and synergical cooperation, as well as

starting work since the earlier stages of planning. Thus

the condition of the Company will continue to improve

and grow, according to expectations of shareholders

and all other stakeholders.

We hereby present this report and thank you.

Jakarta, 07 February 2013

Komisaris UtamaPresident Commissioner

M. Husen

42



BAGUS SUDARYANTO Direktur Operasi

Operations Director

SYAMSU ALAM Presiden Direktur

President Director

DIREKSIBOARD OF DIRECTORS

43



Company Information


DODDY PRIAMBODO Direktur Eksplorasi dan Pengembangan

Exploration and Development Director

LUKITANINGSIH Direktur Keuangan

Finance Director

Menjabat sejak Februari 2012

Appointed since February 2012

44



SYAMSU ALAM Presiden Direktur

President Director

Achievement in 2012 has been generally

encouraging

45



Company Information


Pemegang saham yang terhormat,

Kami menyampaikan laporan tahun ini dengan sedikit

berbeda dari laporan tahun-tahun sebelumnya.

Ini adalah laporan tahunan pertama kami dengan

menyajikan konsep laporan terintegrasi yang mencakup

pelaporan kinerja keuangan dan non keuangan, meliputi

aspek operasional, ekonomi, lingkungan hidup dan

sosial.

Tumbuh Bersama Lingkungan

Laporan terintegrasi ini merupakan salah satu respon

kami dalam menanggapi kebutuhan pemangku

kepentingan secara global, khususnya dengan

menyajikan kinerja kami untuk memitigasi risiko

lingkungan hidup dan sosial. Tentu saja, aspek ekonomi

tetap menjadi landasan kinerja operasional perusahaan

dan sebagai dasar dalam melakukan kegiatan pada aspek

lainnya. Namun kami sadar bahwa kinerja ekonomi yang

tidak ditunjang oleh kesadaran menjaga lingkungan dan

masyarakat, akan menyebabkan pertumbuhan ekonomi

yang tidak seimbang. Oleh karenanya, kami menyajikan

informasi terkait dengan komitmen Perusahaan untuk

tetap tumbuh bersama dengan lingkungan hidup yang

terjaga kelestariannya dan masyarakat yang meningkat

kesejahteraannya.

Menjadi tantangan tersendiri bagi kami untuk menjaga

ketiga aspek triple bottom line (ekonomi, lingkungan

dan sosial) sebagai satu kesatuan yang tidak dapat

dipisahkan, khususnya dalam menjaga keberlanjutan

sumber energi yang menjadi area bisnis kami. Tantangan

ini kami jawab dengan penjabaran strategi yang kami

lakukan secara bertahap dengan tetap melanjutkan pola

pendekatan pada manusia, proses dan teknologi.

LAPORAN DIREKSIBOARD OF DIRECTORS REPORT

Dear shareholders,

We present this annual report with a slight difference

from reports in the previous years. This is our first

annual report with an integrated reporting concept

that includes reporting of financial and non-financial

performances, covering economic, environmental and

social aspects.

Growing Together with Social and Environment

This integrated report is one of our responses to our

stakeholders’ needs globally, especially by presenting

our performance in mitigating environmental and

social risks. Economic aspect remains the foundation

of the company's performance and as a basis to carry

out activities in other aspects. However we realize

that economic performance without the awareness

to preserve the environment and the community, will

lead to an unbalanced economic growth. Therefore, we

present information on the Company's commitment to

keep growing together with well-preserved environment

and the community’s improved welfare.

It is a challenge for us to maintain all three aspects

of the triple bottom line (economic, environmental

and social aspects) as an integral part, especially in

maintaining the sustainability of energy resources that

become our area of business. We answer this challenge

by elaborating our strategies gradually while continuing

the approach to people, process and technology.

[1.1] [1.2]

46



Pencapaian Target dan Kinerja Berkelanjutan

Kinerja pada Aspek Tripple Bottom Line Pencapaian kinerja ekonomi Perusahaan pada tahun

2012 secara umum cukup menggembirakan.

Realisasi tambahan cadangan eksplorasi selama tahun

2012 melebihi target (RKAP) yang ditetapkan. Realisasi

tambahan cadangan kontijen eksplorasi (2C) In Place

adalah 455 MMBOE melebihi target (RKAP) 436 MMBOE

(105%), sedangkan realisasi tambahan cadangan kontijen

(2C) recoverable adalah 229 MMBOE melebihi target

(RKAP) 226 MMBOE (101%). [OG1]

Untuk kegiatan operasi eksplorasi, selama tahun 2012

baik aktivitas pemboran maupun survey seismik telah

melebihi target (RKAP) yang ditetapkan. Realisasi

pemboran eksplorasi selama tahun 2012 adalah 24 sumur

melebihi target (RKAP) 21 sumur, sedangkan realisasi

Survey Seismik 2D adalah 4.054 km melebihi target

(RKAP) 1.384 km serta realisasi Survey Seismik 3D adalah

2.381 km2 melebihi target (RKAP) 1.957 km2.

Di sisi lain, Perusahaan berhasil meningkatkan produksi

minyak sebesar 2,8 persen dibandingkan dengan tahun

sebelumnya, walau angka ini pun belum mencapai target

yang ditetapkan sebesar 135,5 ribu barel per hari.

Pencapaian produksi di atas target terjadi di Region KTI yakni 129,9 persen karena keberhasilan percepatan kegiatan pemboran dan program kerja ulang dan reparasi sumur. Hal ini tercapai karena peningkatan produksi terjadi di ketiga lapangan yang berada di wilayah Region KTI. Lapangan Bunyu berhasil menembus

136 persen, diikuti dengan lapangan Papua 130 persen

dan Sangatta 113 persen dari target.

Selanjutnya, terkait dengan penerapan Enhanced Oil

Recovery (pengurasan minyak tahap lanjut), Perusahaan

berhasil merealisasikan 807 barel per hari atau sekitar

52 persen terhadap target sebesar 1.555 BOPD. Hal ini

terjadi karena:

Target Achievement and Sustainable Performance

Performance of Triple Bottom Line Aspect

The company's economic performance achievement in

2012 has been generally encouraging.

Realization of additional exploration reserves in 2012

exceeded the target set in Corporate Work Plan and

Budget. Realized additional reserves of exploration

contingent (2C) In Place was 455 MMBOE, exceeded

Corporate Work Plan and Budget target of 436 MMBOE or

105% of the target, while the realization of additional

reserves of recoverable contingent (2C) was 229 MMBOE

exceeded the Corporate Work Plan and Budget target of

226 MMBOE or 101% of the target. [OG1]

For exploration operations, drilling and seismic survey

activities during 2012 have exceeded the target set in

Corporate Work Planning and Budget. Realized exploration

drilling during 2012 was 24 wells exceeded the Corporate Work

Planning and Budget target of 21 wells, while the realization

of a 2D seismic survey was along 4,054 km, exceeded the

Corporate Work Plan and Budget target of 1,384 km and

realized 3D seismic survey was on area of 2,381 km2, exceeded

the Corporate Work Plan and Budget target of 1,957 km2.

On the other hand, the Company managed to increase

oil production by 2.8% compared to the previous year,

although this figure has not yet reached the target of

135,500 barrels per day.

Above target production was achieved in the Eastern Indonesia Region which was at 129.9% due to successful acceleration of drilling and work over program as well as repair of the wells. This was achieved due to increase in production in three fields of Eastern Indonesia Region. Bunyu Field successfully reached 136%, followed by Papua Field with 130% and Sangatta Field at 113% of

target.

Furthermore, with the application of Enhanced Oil

Recovery, the Company was able to realize production

of 807 barrels per day, or about 52% of target at 1,555

BOPD. This was due to:

Produksi minyak meningkat

2,8%

47



Company Information


1. Keterlambatan eksekusi program karena

terlambatnya persetujuan POFD Rantau, Talang

Jimar, dan Tapian Timur.

2. Keterlambatan eksekusi program di Kenali Asam dan

Tempino karena perbaikan Rig untuk mendapatkan

SKPI (Surat Ijin Kelayakan Penggunaan Instalasi).

3. Hasil produksi dari pekerjaan sumur workover

di Kenali Asam dan Tempino tidak sesuai dengan

prediksi awal disebabkan pada beberapa sumur

yang diproduksikan secara commingle terjadi

water breakthrough.

4. Kegagalan pelaksanaan pekerjaan sumur di Rantau

karena persoalan mekanis.

5. Problem sosial dan tumpang tindih lahan untuk

implementasi POFD Fullscale WF.

6. Masalah Water Management di Prabumulih yang

menyebabkan eksekusi program di Talang Jimar

terkendala.

Keberhasilan dalam proses renegosiasi untuk menaikkan

harga jual Gas untuk perjanjian jual beli eksisting

menyebabkan kenaikan pendapatan dari produksi gas

sebesar USD 65 juta, yakni dari 1,11 menjadi 1,17 miliar

USD. Namun demikian, produksi gas pada tahun 2012

berada di bawah target dan mengalami penurunan

dibandingkan tahun sebelumnya. Produksi ini menurun

karena beberapa kendala teknis seperti:

Operasi Sendiri:

1. Field Subang, Downhole Problem & Gas Korosif

2. Field Pendopo, Natural Decline karena belum

tersedianya kompressor di Musi Barat bulan Januari

s.d Mei 2012 baru terpasang bulan Juni 2012

3. Field Jatibarang, sumur-sumur Tambun kadar air

naik, produksi Lapangan X-Ray tidak maksimal

kendala turbin Januari-Maret 2012, September 2012

kebocoran flowline produksi.

Operasi oleh Mitra :

1. TAC P-SENSL, penurunan performa reservoar yang

tidak sesuai prediksi akibat kekeliruan perhitungan

besaran cadangan.

1. Delay in the program execution due to late

approval of the POFD for Rantau, Talang Jimar and

Tapian Timur.

2. Delay in Workover program execution at Kenali

Asam and Tempino due to Rig repair to obtain SKPI

(Certificate for Installation Operation Worthiness).

3. The production of workover well jobs at Kenali

Asam and Tempino did not meet earlier predictions

due to some commingled production wells

experienced water breakthrough.

4. The failure of well execution in Rantau due to

mechanical problems (casing shift).

5. Social problems and overlapping land for

implementation of full scale WF POFD.

6. Water Management issues in Prabumulih which

caused program execution in Talang Jimar

hindered.

The success of renegotiation process to raise the selling

price of gas for the existing gas sale and purchase

agreements(PJBG) led to an increase in revenues from

gas production by USD 65 million, from USD 1.11 billion

to USD 1.17 billion. However, gas production in 2012 was

below the target and experienced a decline compared

to the previous year. The production decreased due to

several obstacles including:

Own Operation:

1. Subang Field, Downhole Problem & Corrosive Gas

2. Pendopo Field, Natural Decline due to lack of

compressor in Musi Barat from January to May

2012, and was only installed in June 2012

3. Jatibarang Field, Tambun wells, where water level

rose, production of X-Ray Field was not maximum,

turbine problems in January-March 2012,

production flowline leak.

Operation by Partner:

1. TAC P-SENSL, declining reservoir performance did

not meet the predictions due to miscalculation of

reserves amount.

48



2. TAC P-Semberah, penurunan alami reservoar.

3. TAC P-Kodeco Poleng, gas demand turun.

4. TAC P-PHR, sumur H-4 mati sejak 16 Juni 2010

sampai sekarang.

Kami juga berhasil menemukan sumber daya minyak

sebesar 110 MMBO (Post Validasi KCH/Komite Cadangan

Hulu) pada Sumur eksplorasi Akasia Besar (ASB)-1 yang

merupakan penemuan terbesar dalam 10 tahun terakhir.

Beberapa aktifitas eksplorasi lainnya adalah:

1. Penemuan Sumberdaya Gas terbesar Tahun 2012,

yaitu di Benggala (BGL)-1 yang terletak di Cekungan

Sumatra Utara dan mulai dibor pada bulan Juli,

dengan sumberdaya kontijen 367 BCFG dari total

11 DST yang sudah selesai dilaksanakan. Untuk

selanjutnya sumur BGL-1 yang terletak sekitar 9 km

di sebelah barat Lapangan Wampu tersebut akan

segera diproduksikan pada akhir tahun 2013 melalui

mekanisme Put on Production (POP).

2. Survey Seismik 3D Akasia Bagus (ABG) 3D yang

dilakukan pada tahun 2011-2012 dengan total luas

1012 Km2, dengan durasi pekerjaan lebih cepat

3 bulan dari rencana awal dan tanpa kecelakaan

kerja. Survey ini adalah survey terluas sepanjang

sejarah eksplorasi Pertamina.

3. Survey Seismik 2D Offshore Matindok, yang terletak di Cekungan Banggai Sulawesi dengan total panjang lintasan 3,060 Km. Survey ini merupakan yang terpanjang, yang dilaksanakan selama 40 hari pada bulan Oktober 2012 dan tanpa kecelakaan kerja.

4. Put On Production (POP) dengan Onstream tercepat yaitu POP Pondok Berkah (PDB)-1. Adapun cadangan PDB-1 ditemukan pada bulan Oktober 2011, sedangkan Sumur PDB-1 tersebut telah dapat diproduksikan (POP) pada bulan Mei 2012 (7 bulan).

5. Pembuktian konsep baru (New Play Concept)

Eksplorasi pada Pemboran Benggala (BGL)-1 dan

Hibiscus (HBS)-1. Adapun New Play Concept pada

Pemboran Benggala (BGL)-1 adalah pembuktian

kandungan hidrokarbon pada formasi Tampur

dan formasi Parapat di Cekungan Sumatra Utara.

Sedangkan New Play Concept pada pemboran Hibiscus

Selatan (HBS)-1 adalah pembuktian kandungan

2. TAC P-Semberah, natural decline of reservoir.

3. TAC P-Kodeco Poleng, decline in gas demand.

4. TAC P-PHR, H-4 well has been dead since June 16,

2010 until now.

We also managed to discover oil resources of 110 MMBO

(Post Validation of KCH/Upstream Reserves Committee)

in Akasia Besar (ASB)-1 exploration well which is the

largest discovery in the last 10 years. Some other

exploration activities are:

1. Largest Gas Resource discovery in 2012 was

in Benggala (BGL)-1 which is located in North

Sumatra Basin and has been drilled since July with

contingent resource of 367 BCFG of 10 DST that

was completed by the end of 2012. There is 1 DST

remained to be executed in 2013. Subsequently,

the well around 9 km west of Wampu Field will be

produced at the end of 2013.

2. 3D Seismic Survey of Akasia Bagus (ABG) which

was conducted in 2011-2012 with total area of

1,012 km2, and duration of 3 months earlier than

the original plan with zero accident. This survey

is the largest survey in the history of Pertamina’s

exploration.

3. 2D Seismic Survey of Matindok Offshore, in Banggai

Basin, Sulawesi, with total track length of 3.060

Km. This survey was the longest, conducted for 40

days starting in October 2012 with zero accident.

4. Put On Production with fastest Onstream was

Pondok Berkah (PDB)-1. The reserves at PDB-1

was discovered in October 2011, while PDB-1 well

has been put on production (POP) in May 2012 (7 months).

5. Proof of concept (New Play Concept) for

exploration at Benggala (BGL)-1 and Hisbiscus

(HBS)-1. The New Play Concept which proved

the hydrocarbon deposit at Fm. Tampur and Fm.

Parapat in North Sumatra Basin. While New Play

Concept at Hibiscus Selatan (HBS)-1 proved the

hydrocarbon deposit in Fm. Gumai, South Sumatra

Basin that previously had not been proven of

Kami berhasil menemukan

sumber daya minyak sebesar 110 MMBO yang merupakan penemuan terbesar dalam 10 tahun terakhir

49



Company Information


hidrokarbon pada formasi Gumai, Cekungan Sumatra

Selatan yang sebelumnya belum terbukti kandungan

hidrokarbon pada formasi tersebut.

Dalam kinerja lingkungan, kami telah merealisasikan

diantaranya penanaman 199.128 pohon dan pemasangan

207 unit solar cell. Kami berupaya untuk melakukan

kegiatan operasi perusahaan secara bertanggung jawab.

Kami menyadari bahwa salah satu eksternalitas utama

perusahaan adalah emisi CO2. Hal ini erat kaitannya

dengan sumber daya yang kami eksplorasi dan eksploitasi

yakni minyak dan gas bumi yang sangat besar potensi

mengeluarkan emisi. Selain itu, kegiatan operasi yang

terkait dengan proses bisnis kami juga mengeluarkan

emisi. Untuk itu, perusahaan menetapkan komitmen

untuk Tumbuh Bersama Lingkungan. Komitmen tersebut

kami nyatakan dalam sebuah deklarasi untuk bumi yang

pada tahun 2012 kami titik beratkan pada kegiatan

penanaman 1.000 pohon untuk setiap 1 sumur pemboran

dan penggunaan lampu tenaga surya di fasilitas operasi

dan daerah di sekitar operasi perusahaan.

Kinerja sosial Perusahaan dapat dilihat dari bertumbuhnya ekonomi masyarakat di sekitar semua daerah operasi. Selain itu, perusahaan juga melakukan bantuan dibidang pendidikan, kesehatan dan infrastruktur. Selama tahun 2012 bantuan yang diberikan mengalami peningkatan yang signifikan dibandingkan dengan tahun sebelumnya. Hal ini sejalan dengan pertumbuhan yang dialami perusahaan dari tahun ke tahun.

Untuk mencapai visi menjadi perusahaan kelas dunia dan menjalankan misi perusahaan, Pertamina EP telah melakukan penyusunan konsep talent management untuk meningkatkan kompetensi sumber daya manusia. Perusahaan juga mengimplementasikan program operational excellence (OE) dan telah melaksanakan OE

self assessment pada aspek keselamatan operasi.

Strategi Menghadapi Tantangan

Pertamina EP menyadari sepenuhnya, bahwa tidak

mudah menemukan cadangan baru migas. Untuk

itulah selama tahun 2012, Perusahaan menerapkan

penggunaan metode oil pool enlargement pada area-

area yang saat ini telah berproduksi, metode funneling

hydrocarbon deposit at the formation.

In environmental performance, we strive to run the

company's operations responsibly. We realize that one

of the company's main externalities is CO2 emissions. It

is closely related to our resource that we explore and

exploit, which are oil and gas that have huge potential

for emission. In addition, operations that are related to

our business processes also cause emission. Therefore,

the company has established a commitment of Growing Together with the Environment. Our commitment

is stated in a declaration to earth in 2012 with

emphasis on planting 1,000 trees for every drilling

well and the use of solar lights in the operating

facilities and the area around the company's

operations.

The company’s social performance is reflected in the

growing economy of the community around all areas

of operations. In addition, the company also provides

assistance in education, health and infrastructure.

During 2012 the assistance has increased significantly

compared to the previous year. This is in line with

the growth experienced by the company year after

year.

In order to meet the vision of becoming a world class company and carry out the company’s mission, Pertamina EP has drawn up a talent management concept to improve competencies of human resources. The company also implements operational excellence (OE) and has conducted OE self assessment

on the operational safety aspects.

Strategy to Face the Challenges

Pertamina EP is fully aware that it is not easy to find

new reserves of oil and gas. Therefore, during 2012,

the Company adopted oil pool enlargement method

on already producing areas, funneling method to

improve the quality of the subsurface evaluation

50



untuk meningkatkan kualitas hasil evaluasi bawah

permukaan, serta metode standarisasi perhitungan

temuan cadangan eksplorasi.

Untuk mengamankan aset, perusahaan juga melakukan

strategi dengan mengimplementasikan tahapan

pengelolaan aset dan review terhadap aset.

Perusahaan juga mulai melakukan persiapan reorganisasi

dengan mencanangkan proses perancangan, persetujuan

dan persiapan organisasi baru dan perangkatnya. Hal

ini dilaksanakan pada tahun 2012 dengan melakukan

identifikasi dan evaluasi seluruh potensi perusahaan

berdasarkan data yang akurat dan menyeluruh sebagai

dasar penyusunan Long Term Business Plan (LTBP)

dengan dasar pendekatan pada aspek manusia, proses

dan teknologi.

Isu keberlanjutan dalam industri hulu minyak dan gas bumi dapat dilihat dari dua perspektif. Perspektif industri lebih menitikberatkan pada keberadaan cadangan sumber daya hidrokarbon yang dapat diproduksikan. Untuk bisa mewujudkan ketersediaan cadangan tersebut, Pertamina EP melakukan upaya

results, and standardized calculation method of

exploration reserve discoveries.

To secure assets, the company also applies a strategy by

implementing asset management stages and backbone

assets review.

The company also began making preparations of

reorganization by introducing designing process,

approval and preparation of new organization along

with its organs. These activities were conducted in 2012

through identification and evaluation of all company

potential based on accurate and comprehensive data

as basis to prepare Long Term Business Plan with basis

approach on aspects of people, process and technology.

Sustainability issues in the upstream oil and gas

industry can be viewed from two perspectives.

Industrial perspective emphasizes more on the presence

of hydrocarbon resources that can be put on production.

To be able to realize the available reserves, Pertamina

51



Company Information


yang cukup agresif di bidang eksplorasi seperti yang telah disebutkan sebelumnya. Isu keberlanjutan lainnya adalah dari sisi sosial dan lingkungan.

Pada awal tahun 2012, Direksi telah menetapkan semangat ‘Tumbuh Bersama Lingkungan’ dalam sebuah Deklarasi untuk Bumi. Pada prinsipnya, komitmen ini ditujukan untuk menjawab eksternalitas yang ditimbulkan dan berpotensi memberikan dampak negatif yang berasal dari industri ekplorasi, yakni CO2. Komitmen ini diwujudkan dengan menanam 1.000 pohon untuk setiap kegiatan pemboran dan mengaktifkan penggunaan lampu tenaga surya. Melalui kegiatan tersebut diharapkan perusahaan dapat melakukan upaya penurunan emisi CO2 sekaligus meningkatkan kelestarian

lingkungan.

Isu negatif yang mencuat pada tahun 2012 adalah

pencurian minyak yang menimbulkan kerugian cukup

signifikan. Kejadian ini merupakan hal yang cukup

kompleks Karena melibatkan banyak kepentingan.

Satu-satunya cara yang dilakukan perusahaan adalah

membina hubungan baik dengan semua pemangku

kepentingan dengan mendekatkan diri dan memberi

pengertian kepada mereka. Perusahaan juga melibatkan

aparat pemerintah dan lembaga swadaya masyarakat

untuk membantu mengatasi beberapa keadaan sulit yang

melibatkan oknum tentu. Hingga saat ini pendekatan

kekeluargaan terus kami lakukan.

Banyaknya kebutuhan dari pemangku kepentingan yang

berbeda menyebabkan Perusahaan harus cermat dalam

melakukan banyak hal, diantaranya :

• Penambahan produksi melalui optimalisasi aset

eksisting, mempercepat pengembangan lapangan

baru (Pagar Dewa, Rengasdengklok), memperbanyak

pemboran pengembangan dan KUPL (Region, UBEP &

Proyek), reaktifasi sumur-sumur suspended (wilayah

Jawa, Sumatera & KTI), kegiatan EOR, kegiatan

eksplorasi melalui Put On Production (POP) serta

rencana kerjasama struktur-struktur idle.

• Melakukan optimalisasi biaya dengan evaluasi tiap

komponen dan mengurangi biaya produksi, misalnya

memperbanyak pemboran sumur eksplorasi.

EP has made fairly aggressive exploration efforts.

Other sustainability issues are social and environmental

aspects.

In the early 2012, the Board of Directors has set the

spirit of 'Growing Together with Social and Natural

Environment' in a Declaration to Earth. In principle,

this commitment is aimed at addressing externalities

generated and the potential negative impact from

exploration industry, namely CO2. This commitment was

manifested by planting 1,000 trees for every drilling

activity and promoted the use of solar lights. Through

these activities the company is expected to undertake

efforts to reduce CO2 emissions while improving

environmental sustainability.

The highlighted negative issue in 2012 was oil theft

that caused fairly significant losses. The incidents

are quite complex due to many interests involved.

The only way done by the company was buiding a

good relationship with all stakeholders for closer ties

and gave understanding to them. The company also

involved government officials and non-governmental

organizations to help address some of the difficult

circumstances involving certain elements. Until now, we

continue the persuasive approach.

The many needs of different stakeholders have made

the Company to be thorough in its actions, including :

• Production boost through optimization of existing assets, accelerating the development of new fields (Pagar Dewa, Rengasdengklok), multiply development drilling and workover (Region, UBEP & Projects), reactivation of suspended wells (in Java, Sumatra and KTI regions), EOR activities, exploration activities through Put On Productions (POP) and the plan of cooperation for idle

structures.

• Perform cost optimization by evaluating each

component and reduce production costs, for

example, increase the drilling of exploration wells.

52



• Menerapkan lingkungan kerja yang kondusif melalui

perhitungan Operating Excellence

• Mendapatkan Sertifikasi Sistem Manajemen

Lingkungan (ISO 14001) dan Sistem Manajemen

Keselamatan &Kesehatan Kerja (OHSAS 18001)

• Meningkatkan perolehan penghargaan menuju

PROPER Hijau

• Melakukan assessment budaya HSE melalui ISRS-7

• Melakukan program sertifikasi sarana, fasilitas

produksi & fire protection system

• Membangun SDM yang capable and competitive

Lebih lanjut, kami mempunyai kebijakan yang telah

sejalan dengan 7 prinsip utama keberlanjutan dalam ISO

26000, yaitu kepatuhan pada pelaksanaan tata kelola

perusahaan yang baik; pengembangan masyarakat;

penghormatan pada hak asasi manusia; ketaatan

pada peraturan dan perundangan ketenagakerjaan,

lingkungan, keadilan dan konsumen. Kebijakan ini juga

merupakan upaya Perusahaan dalam mengakomodasi

kebutuhan pemangku kepentingan.

Selain itu, tantangan dalam kegiatan usaha

dikategorikan menjadi dua kelompok utama yakni

tantangan teknis dan non teknis. Tantangan teknis

meliputi kondisi 80 persen lapangan tua, rata-rata

penurunan alamiah mencapai 18 persen, kondisi

infrastruktur operasi dan fasilitas produksi yang sudah

tua, kadar air tinggi, dan masalah kepasiran. Tantangan

non teknis adalah isu Keamanan terkait dengan

pencurian minyak dan fasilitas produksi, perizinan,

tumpang tindih lahan, masalah sosial, pungutan,

tuntutan tenaga kerja, regulasi, dan lain sebagainya.

Perusahaan juga membagi resiko menjadi 10 jenis yaitu:

(1) HSE Risk, (2) Operation Risk, (3) Surface facility

Risk, (4) Sub Surface Risk (5) Business Risk, (6)Legal

Risk, (7) Supply Chain manajemen Risk, (8) Regulatory

Compliance Risk, (9) Social Risk (10) Financial risk.

• Implement a conducive working environment

through the calculation of Operating Excellence

• Obtain Certification of Environmental Management

System (ISO 14001) and Occupational Health &

Safety Management System (OHSAS 18001)

• Improve acquisition of appreciation towards Green

PROPER

• Conduct assessment on HSE culture through ISRS-7

• Conduct certification program for facilities,

production facilities and fire protection system

• Develop capable and competitive human resources

Furthermore, we have policies that have been in line

with the seven principles of sustainability in ISO 26000,

which are compliance with good corporate governance

implementation; community development; respect

for human rights; adherence to laws and regulations

on labor, environment, fairness and consumers. This

policy is also the Company's efforts to accommodate the

stakeholders’ needs.

In addition, the challenges of business activities are

categorized into two main groups, technical and non-

technical challenges. Technical challenges include the

condition of 80% of old fields, the average natural

decline that has reached 18%, the old condition of

operating infrastructure and production facilities,

high water content, and sand problems. Non technical

challenges are security issues related to oil theft and

production facilities, licensing, overlapped land, social

issues, levies, labor demand, regulation, and others.

The company also categorizes risks into 10 types, namely:

(1) HSE Risk, (2) Operation Risk, (3) Surface facility

Risk, (4) Subsurface Risk (5) Business Risk, (6) Legal

risk, (7) Supply Chain Management Risk, (8) Regulatory

Compliance Risk, (9) Social Risk (10) Financial risk.

Kebijakan telah dijalan sesuai 7 prinsip utama keberlanjutan dalam ISO 26000, diantaranya kepatuhan pada

pelaksanaan tata kelolaperusahaan yang baik

53



Company Information


Prioritas resiko dikelompokkan menjadi : (1) Top 30

Risk, (2) Top 10 Risk, (3) Resiko strategi (4) Upside Risk.

Penanggulangan semua risiko ini kami jabarkan secara

menyeluruh dalam laporan ini.

Kami berharap strategi yang telah dilakukan untuk

menjawab tantangan ini dapat membuahkan hasil, tidak

saja dalam jangka pendek, namun jangka panjang,

sehingga keberlanjutan dari semua sisi dapat terus

dikelola dengan baik.

Penerapan Tata Kelola Perusahaan

Kami menyadari arti penting penerapan tata kelola

perusahaan yang baik (Good Corporate Governance/

GCG). Manajemen selalu menekankan bahwa ada dua

aspek terpenting yang tidak bisa ditawar oleh seluruh

insan Pertamina EP yakni aspek HSE dan GCG. Dengan

demikian semua upaya kinerja yang dilakukan oleh

Perusahaan sudah sesuai dengan Undang-Undang yang

terkait dengan setiap isu relevan.

Aspek GCG diwujudkan melalui manual Etika Kerja &

Bisnis (EKB) yang merupakan penjabaran dan penerapan

nilai-nilai perusahaan yang menjadi budaya dalam

melaksanakan usaha. Manual ini juga menjadi panduan

bagi organ perusahaan dan semua karyawan dalam

berinteraksi dengan pemangku kepentingan.

Pada pertengahan tahun 2012, Perusahaan juga

meluncurkan GCG Compliance Online untuk mendukung

implementasi EKB dengan mencatat semua partisipasi

aktif pekerja dalam memahami dan melaporkan temuan

pelanggaran. GCG Compliance Online wajib diikuti oleh

seluruh pekerja dan akan perbaharui setiap tahunnya.

Khusus untuk praktik gratifikasi, hal ini wajib dilaporkan

setiap bulan oleh seluruh karyawan, terkait penerimaan

maupun pemberian yang melanggar ketentuan EKB.

Berdasarkan penilaian implementasi GCG yang dilakukan

oleh Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan

Risk priorities are grouped into: (1) Top 30 Risk, (2)

Top 10 Risk, (3) Strategic Risk (4) Upside Risk. The

mitigation of all these risks are fully described in this

report.

We hope the strategy that has been done to address this

challenge will be successful, not only in the short term,

but long-term, so the sustainability of all aspects can

continue to be managed properly.

Implementation of Corporate Governance

We recognize the importance of good corporate

governance (GCG) implementation. The management

has always emphasized that there are two mandatory

aspects to be taken into account by all personnel

of Pertamina EP, HSE and GCG aspects. Thus all

performance efforts made by the Company is in

accordance with the applicable laws for any relevant

issues.

GCG aspect is realized through Ethics Code & Business

Conduct (ECBC) manual as the elaboration and

implementation of corporate values that become a

culture in running the business. The manual is also a

guideline for the company’s organs and all employees in

interacting with stakeholders.

In mid 2012, the Company also launched GCG Compliance

Online to support the ECBC implementation by recording

all employees’ active participation in understanding and

reporting the findings of violations. All employees are

required to participate in the GCG Compliance Online

which will be renewed annually. Gratification practice is

particularly required to be reported each month by all

employees, related to receiving and giving gratification

that violate ECBC provisions.

Based on the assessment of GCG implementation by

Financial and Development Supervisory Agency (BPKP)

54



(BPKP) berdasarkan parameter Peraturan Menteri BUMN No. PER-01/MBU/2011 tentang Penerapan Tata Kelola Perusahaan yang Baik (Good Corporate Governance)

pada Badan Usaha Milik Negara (BUMN), Perusahaan

berhasil mencapai predikat ‘baik’ dengan skor 81,58.

Atas dasar pencapaian ini, segala pencerminan dan

implementasi dari prinsip-prinsip tata kelola perusahaan

yang baik berusaha kami tuangkan ke dalam laporan

tahunan terintegrasi ini.

Prospek Usaha 2013

Industri minyak dan gas bumi dihadapkan dalam

sebuah kenyataan sumber daya yang tidak terbarukan.

Oleh karena itu, untuk menjaga keberlanjutan bisnis,

perusahaan mengedepankan upaya pencarian cadangan

baru di wilayah kerja eksisting. Banyaknya kekayaan

alam di Indonesia merupakan salah satu harapan yang

selalu kami pegang agar optimis dalam melakukan

pencarian sumber energi baru. Tentu saja, kesadaran

akan penggunaan energi juga menjadi dasar dalam

memakai energi secara efisien dan bijaksana. Oleh

karenanya, didukung dengan kompetensi manusia,

system dan proses yang memadai, serta teknologi yang

semakin canggih, Perusahaan akan menyeimbangkan

pertumbuhan usaha dengan peningkatan kelestarian

lingkungan dan pemberdayaan sosial.

Perubahan Komposisi Direksi

Selama tahun 2012 tidak ada perubahan struktur direksi

perusahaan. Namun, Dewan Komisaris telah melantik

Direktur Keuangan Lukitaningsih yang menggantikan

Direktur Keuangan sebelumnya Andri T Hidayat yang saat

ini menjabat sebagai Direktur Keuangan di PT Pertamina

(Persero). Mutasi ini merupakan kejadian wajar dalam

sebuah organisasi mengingat kebutuhan dan perubahan

dinamis yang terjadi.

based on parameters of SOEs Ministerial Regulation

No. PER-01/MBU/2011 on Good Corporate Governance

Implementation in State-owned Enterprises, the

Company managed to achieve ‘good’ category with score

81.58. With this achievement, we put all manifestation

and implementation of good corporate governance

principles in this integrated annual report.

Business Prospects 2013

Oil and gas industry is faced with a reality of non-

renewable resources. Therefore, to maintain business

sustainability, the company prioritizes the search

for new reserves in the existing working areas. The

abundant natural resources in Indonesia is one of the

hopes that we have always held on to be optimistic in

searching for new energy sources. However, awareness

of energy use is also the basis for efficient and wise use

of energy. Therefore, supported by competent people,

adequate systems and processes, as well as increasingly

sophisticated technology, the Company will balance

the business growth with improved environmental

sustainability and social empowerment.

Changes in Board Composition

During 2012 there was no change in the company’s Board of

Directors structure. However, the Board of Commissioners

has inaugurated Finance Director Lukitaningsih replacing

the former Finance Director Andri T Hidayat, who currently

serves as the Finance Director of PT Pertamina (Persero).

The transfer is a natural event in an organization given the

needs and the dynamics that took place.

Penilaian implementasi GCG

mencapai skor

81,58GCG implementation as-sessment reached a score of 81.58

55



Company Information


Apresiasi

Kami, atas nama Dewan Direksi menyampaikan apresiasi

dan terima kasih kepada Dewan Komisaris, Pekerja,

semua Komite dan segenap pemangku kepentingan yang

telah mendukung kami dalam melaksanakan operasi

Perusahaan selama tahun 2012. Kiranya upaya kita

semua membuahkan hasil ketahanan energi nasional

yang baik bagi terjaganya kelestarian bumi dan

meningkatnya kesejahteraan masyarakat Indonesia.

Appreciation

We, on behalf of the Board of Directors would like to

express our appreciation and gratitude to the Board of

Commissioners, all Committees and stakeholders who

have supported us in running the Company's operations

during 2012. May all of our efforts will give good

results in the preservation of the earth and the growing

prosperity of Indonesian people.

Jakarta, 7 February 2013

Presiden Direktur

President Director

Syamsu Alam

56



NO NAMA PENGHARGAANNAME OF AWARD

PENERIMA PENGHARGAANAWARDEE

1 The Best Annual Report 2011 pada Annual Pertamina Subsidiaries Award 2012The Best Annual Report 2011 at the Annual Pertamina Subsidiaries Award 2012

PT Pertamina EP

2 The Best Community Involvement and Development Implementation 2011 pada Annual Pertamina Subsidiaries Award 2012The Best Community Involvement and Development Implementation 2011 at the Annual Pertamina Subsidiaries Award 2012

PT Pertamina EP

3 Best of the Best pada Annual Pertamina Quality Award 2012Best of the Best at the Annual Pertamina Quality Award 2012

PT Pertamina EP

4 The Most Inspiring Leader pada Annual Pertamina Quality Award 2012The Most Inspiring Leader at the Annual Pertamina Quality Award 2012

Tim Manajemen PT Pertamina EPManagement team of PT Pertamina EP

5 The Best QCP (PKM) CIP 2012 pada Annual Pertamina Quality Award 2012The Best QCP (PKM) CIP 2012 at the Annual Pertamina Quality Award 2012

Pertamina EP : Proyek Kendali Mutu GASPertamina EP: Quality Control of GAS Project

6 5 (lima) Peringkat Gold pada Forum Presentasi CIP Korporat 20125 (five) Gold Awards at Corporate CIP Presentation Forum 2012

Pertamina EP (Proyek Kendali Mutu GAS, Proyek Kendali Mutu Oil & Gas, Proyek Kendali Mutu Rig Crew, Proyek Kendali Mutu OGAN, Sistem Saran Tanjung RayaPertamina EP (Quality Control of Gas Project, Quality Control of Oil & Gas Project, Quality Control of Rig Crew Project, Quality Control of OGAN Project, Suggestion System of Tanjung Raya.

7 Emerging Industry Leader Pertamina EP

8 Good Performance Pertamina EP Region Sumatera, Jawa, KTI, UBEP Sangasanga Tarakan, UBEP Tanjung, UBEP Jambi, UBEP Limau, UBEP Lirik

Pertamina EP Sumatra Region, Java Region, Eastern Indonesia Region, UBEP Sangasanga Tarakan, UBEP Tanjung, UBEP Jambi, UBEP Limau, UBEP Lirik

9 Keberhasilan Pencapaian Profit TW III Sebesar 11% di Atas Target (Target Rp. 15,5 Triliun dengan pencapaian: Rp. 16,9 T data Keuangan PEP unaudited) pada Penghargaan HUT ke-55 Pertamina.

Achievement in Profit Gain of TW III by 11% above the target (the target was Rp. 15.5 trillion with achievement: Rp. 16.9 trillion, unaudited PEP financial data) at 55th Anniversary of Pertamina.

Pertamina EP

Penghargaan dari PT PERTAMINA (Persero) [2.10]Awards from PT PERTAMINA (Persero)

57



Company Information




10 Keberhasilan menumbuhkan Budaya Improvement dan Innovation dalam Perusahaan yang ditunjukkan dengan Perolehan Kategori Gold dan Platinum Terbanyak (5 gold di level Pertamina dan 3 platinum di level Nasional) pada Penghargaan HUT ke-55 Pertamina

Achievement in embedding Improvement and Innovation Culture in the Company, reflected in the largest number of awards in Gold and Platinum Category (5 gold awards of Pertamina level and 3 platinum awards of National level) at 55th Anniversary of Pertamina.

Pertamina EP

11 Keberhasilan Pengelolaan Lingkungan di Lapangan Operasi Minyak Dan Gas Bumi Sesuai Ketentuan Undang-Undang Lingkungan Hidup yang ditunjukkan dengan Peningkatan Perolehan PROPER Hijau (7 PROPER Hijau pada 2011 meningkat menjadi 11 PROPER Hijau untuk Lapangan Operasi Sendiri & Mitra pada 2012) pada Penghargaan HUT ke-55 Pertamina

Achievement in Environmental Management at Oil and Natural Gas Fields in accordance with provisions of Law on Environment, reflected in increasing number of Green PROPER awards (7 Green PROPER awards received in 2011 increased to 11 Green PROPER awards for Own Operation Fields & Partners in 2012), at 55th Anniversary of Pertamina

Pertamina EP

12 Keberhasilan Pelaksanaan Survey Seismic 3D Terbesar di Kawasan Padat Penduduk dan Keanekaragaman Budaya Seluas 1.012 KM2 di Akasia Bagus, Jawa Barat dengan 3 Juta Jam Kerja Tanpa Kecelakaan pada Penghargaan HUT ke-55 PertaminaAchievement in implementation of the largest 3D Seismic Survey on 1,012 Km2 area in highly populated and culturally diversed area, Akasia Bagus, West Java, with 3 million working hours with zero accident at 55th Anniversary of Pertamina

Pertamina EP

13 Keberhasilan Penemuan Cadangan Minyak Sebesar 110 MMBO di Akasia Besar, Jawa Barat pada Penghargaan HUT ke-55 PertaminaAchievement in discovery of 110 MMBO oil reserves in Akasia Besar, West Java at 55th Anniversary of Pertamina

Pertamina EP

14 Keberhasilan Menanggulangi Potensi Penurunan Produksi Alamiah Sekaligus Meningkatkan Produksi Minyak Sebesar 8,3% Menjadi 14.000 BOPD (Rata-rata Penurunan Alamiah Sebesar 12-16 persen) pada Penghargaan HUT ke-55 Pertamina

The success in mitigating the natural decline of production potential as well as increase oil production by 8.3% to 14,000 BPOD (average natural decline between 12 and 16%) at 55th Anniversary of Pertamina

Pertamina EP Region SumateraPertamina EP Sumatra Region

15 Keberhasilan Menangulangi Potensi Penurunan Produksi Alamiah Sekaligus Meningkatkan Produksi Minyak Sebesar 26% Menjadi 11.000 BOPD (Rata-rata Penurunan Alamiah Sebesar 12-16 persen) pada Penghargaan HUT ke-55 PertaminaThe success in mitigating natural decline of production potential as well as increase oil production by 8.3% to 11,000 BPOD (Average Natural Decline between 12% and 16%) at 55th Anniversary of Pertamina

Pertamina EP Region KTIPertamina EP Eastern Indonesia Region

58





PEMBERI PENGHARGAANAWARDING BODY

1 Bapak Angkat Pelestarian Satwa MaleoFoster Parent of Maleo Bird Conservation

Pertamina EP Gubernur Sulawesi TengahCentral Sulawesi Governor

2 The Best Performance - RIG CREW Team – PT Pertamina EP Indonesia

- QCP Sangasanga – PT Pertamina EP Indonesia

President Asia Pasific Quality Organization

3 Peringkat Platinum dan Gold pada Temu Karya Mutu & Produktivitas Nasional XVI dan International Quality & Productivity Convention 2012Platinum and Gold Awards at National Quality & Productivity XVI Convention and International Quality & Productivity Convention 2012

Pertamina EP : Proyek Kendali Mutu GAS (Platinum), Proyek Kendali Mutu Oil & Gas (Platinum), Proyek Kendali Mutu Rig Crew (Platinum), Proyek Kendali Mutu OGAN (Gold)Pertamina EP : Quality Control of Gas Project (Platinum), Quality Control of Oil & Gas Project (Platinum), Quality Control of Rig Crew Project (Platinum), Quality Control of OGAN Project (Gold)

Wahana Kendali Mutu dan Asosiasi Manajemen Mutu & Produktivitas IndonesiaWahana Kendali Mutu and Indonesian Quality & Productivity Management Association

4 Green Industry 2012 Pertamina EP Field Pangkalan SusuPertamina EP Pangkalan Susu Field

Gubernur Sumatera UtaraNorth Sumatra Governor

5 Penghijauan Hutan Kota SubangReforestation of Subang City Forest

Pertamina EP Field SubangPertamina EP Subang Field

Bupati Subang – Jawa BaratSubang Regent – West Java

6 Juara 1 PetrocupFirst Place of Petrocup

Pertamina EP Futsal BPMIGAS

7 Penghijauan Kota Prabumulih dan Titik Pantau AdipuraReforestation of Prabumulih City and Adipura Monitoring Points

Pertamina EP Region SumateraPertamina EP Sumatra Region

Pemkot Prabumulih – Sumatera SelatanPrabumulih City Government – South Sumatra

Penghargaan dari Pihak Eksternal Lainnya [2.10]Awards from Externals

59



Company Information


No Fungsi/Kawasan/ UBEP Function/Region/UBEP

Masa BerlakuValidity Period Badan Sertifikasi

Certification BodyISO 9001:2008 ISO 14001:2004 OHSAS

18001:2007

1

Region KTI (Field Sangatta, Bunyu, Papua, KP) Eastern Indonesia Region ( Sangatta Field, Bunyu Field,Papua Field, KP)

Mei 2014 Juli 2015 Juli 2015 BUREAU VERITAS

2

Region Sumatera (Rantau dan Pangkalan Susu) Sumatra Region (Rantau and Pangkalan Susu)

Sept 2014 Sept 2014 Okt 2014 TUV NORD

3

Region Sumatera (Prabumulih dan Pendopo) Sumatra Region (Prabumulih and Pendopo)

Des 2014 Des 2014 Des 2014 TUV NORD

4 Fungsi SCM Region Sumatera SCM Function, Sumatra Region 2011 - - IAPMO

5 Lapangan Subang - Region Jawa Subang Field – Java Region Maret 2014 Maret 2014 Maret 2014 BSI

6 Lapangan Tambun – Region JawaTambun Field – Java Region Juli 2013 Juli 2013 Juli 2013 TUV NORD

7 Lapangan Jatibarang – Region JawaJatibarang Field – Java Region

Des 2013 Des 2013 Des 2013 TUV NORD

8 Lapangan Cepu – Region Jawa Cepu Field – Java Region Des 2014 Des 2014 Des 2014 TUV NORD

9 Fungsi SCM – Region Jawa SCM Function – Java Region 2011 - - IAPMO R&T

10 Fungsi HR – Region Jawa HR Function – Java Region 2012 - - BSI

11 Fungsi Keuangan – Region Jawa Finance Function – Java Region Mei 2014 - - SAI GLOBAL

12 UBEP LIMAU Feb 2015 Feb 2015 Feb 2015 TUV NORD

13 UBEP LIRIK - Juni 2013 Juni 2013 TUV SUDS

14 UBEP JAMBI - Febr 2014 April 2014 TUV RHEINLAND

15 UBEP RAMBA Juni 2015 Juni 2015 Juni 2015 BSI

16 UBEP ADERA - Mei 2014 Mei 2014 TUV RHEINLAND

17 UBEP SANGASANGA & TARAKAN Juni 2014 Juni 2014 Juni 2014 TUV NORD

18 UBEP TANJUNG Maret 2013 Maret 2013 Maret 2013 TUV NORD

19 Fungsi Keuangan Kantor Pusat Finance Function of Head Office Des 2015 - - TUV NORD

20 Fungsi SCM Kantor Pusat SCM Function of Head Office Des 2013 - - IAPMO R&T

Sertifikat [2.10] [4.12]Certificates

60



Penghargaan PROPERPROPER Award

HIJAU GREEN BIRU BLUE

Field Subang Field Jatibarang

Field Tambun Field Cepu

Field Rantau Field Pangkalan Susu

Field Prabumulih Field Pendopo

Field Papua Field Sangatta

UBEP Jambi Area Selatan Field Bunyu

UBEP Jambi Area Utara UBEP Tanjung

UBEP Adera UBEP Sanga-Sanga

TAC Pertamina Semberah Persada Oil UBEP Tarakan

TAC Pertamina Binawahana Petrindo Meruap UBEP Limau

TAC Pertamina Insani Mitrasani Gelam UBEP Lirik

UBEP Ramba

TAC Pertamina Intermega Salawati

TAC Pilona Petro Tanjung Lontar

PT KSO Pertamina EP - Benakat Barat Petroleum

Sertifikasi ISRS 7 ISR7 Certification

NO LevelLevel

Penerima PenghargaanAwardee

Masa berlakuValidity Period

Badan SertifikasiCertification Body

1 Level 51. Lapangan Rantau2. Lapangan Subang

Desember 2013 April 2013

DNV

2 Level 31. LapanganTambun2. LapanganJambi3. Lapangan Tanjung

Januari 2013November 2013

April 2013DNV

61



Company Information


Tingkatkan kinerja pengelolaan lingkungan, Pertamina EP raih 11 PROPER Hijau.

Improve the performance of environmental management, Pertamina EP received

11 Green PROPER.

PROPER HijauTingkatkan kinerja pengelolaan lingkungan, Tingkatkan kinerja pengelolaan lingkungan,

Pertamina EP raih 11 PROPER Hijau.Pertamina EP raih 11 PROPER Hijau.

Improve the performance of environmental management, Pertamina EP received

11 Green PROPER.

PROPER Hijau

62



PERISTIWA PENTINGSIGNIFICANT EVENTS

11 MARET | , MARCH Peningkatan

produksi Pertamina EP Region KTI menembus angka 10.000 barel per hari. Keberhasilan

Production of Pertamina EP Eastern Indonesia Region increased to 10,000 barrels per day.

23 FEBRUARI | FEBRUARY, Lukitaningsih

dilantik sebagai Direktur Keuangan PT Pertamina EP

Lukitaningsih was inaugurated as Finance Director of PT Pertamina EP

1 JANUARI | JANUARY, Pertamina EP

melakukan pemboran eksplorasi awal tahun di sumur Kuang (KAG-DX) di Desa Bindu, Kecamatan Paninjuan, Kabupaten Ogan Komering Ulu, Sumatera Selatan. Hal ini merupakan bagian dari komitmen peningkatan penemuan cadangan migas di Indonesia.

Pertamina EP conducted early year exploration drllling at Kuang (KAG-DX) well in Bindu Village, Paninjuan District, Ogan Komering Ulu Regency, South Sumatra. This is part of commitment to increase oil and gas reserves discovery in Indonesia.

15 JANUARI | JANUARY, Direksi

menetapkan komitmen terhadap lingkungan dalam bentuk Deklarasi untuk Bumi sebagai wujud komitmen Tumbuh Bersama Lingkungan, baik sosial dan lingkungan hidup.

Board of Directors established a commitment to the environment in Deklarasi untuk Bumi (Declaration to Earth) as an embodiment of the commitment Growing Together with the Environment, both social and environment.


menyepakati perjanjian jual beli gas sebesar 70.200 juta standar kaki kubik (MMSCF) berdasarkan 360 hari operasi untuk PT Pupuk Kujang dengan nilai 430,4 Juta Dolar AS.

Pertamina EP signed a gas sale purchase agreement of 70,200 million standard cubic feet (MMSCF) based on 360 days of operation for PT Pupuk Kujang valued USD 430.4 million. AS.


dinobatkan sebagai Bapak Angkat Pelestarian Satwa Maleo oleh Gubernur Sulawesi Tengah. Sebelumnya Pertamina EP telah melakukan pelepasliaran Maleo di Suaka Margasatwa Bakiriang, Sulawesi Tengah.

Pertamina was named Foster Parent of Maleo Bird Conservation by Central Sulawesi Governor. Earlier, Pertamina EP had released Maleo birds in Bakiriang Animal Conservation, Central Sulawesi.

1 FEBRUARI | FEBRUARY, Penemuan

cadangan migas pertama tahun 2012 pada struktur Tiung Biru sebesar 2.546 barel per hari (BOPD) dan 2,75 juta standar kaki kubik per hari 9 juta kaki kubik per hari (MMSCFD).

First discovery of oil and gas reserves in 2012 at Tiung Biru structure was 2,546 barrels oil per day (BOPD) and 2.75 million standard cubic feet per day/9 million cubic feet per day (MMSCFD)

7 FEBRUARI | FEBRUARY, Pertamina EP dan

PHE Tuban East Java sepakati Facility Sharing Agreement Sukowati. Sinergi ini merupakan dukungan terhadap upaya peningkatan produksi minyak dan gas bumi.

Pertamina EP and PHE Tuban East Java signed Facility Sharing Agreement Sukowati. This synergy was support to efforts of increasing oil and gas production.

Pertamina EP berhasil buktikan cadangan gas di Struktur Donggi Sulawesi Tengah. Hasil Uji produksi yang dilakukan di sumur Donggi-6 telah berhasil menembus angka produksi di atas 17 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

Pertamina EP successfully proved gas reserves in Donggi Structure, Central Sulawesi. The results of the production test conducted in Donggi-6 well has managed to reach the production of over 17 million standard cubic feet per day (MMSCFD).

12 APRIL | APRIL, Pertamina EP dan Bank

Mandiri menandatangani kerjasama pengembangan mitra Pertamina EP (vendor development). Melalui kerjasama ini diharapkan para penyedia barang dan jasa mendapatkan pembiayaan dari Bank dengan bunga kompetitif dan pihak Bank juga mendapatkan kepastian pembayaran pinjaman dengan risiko minimal.

15 MEI | MAY, Pertamina EP

menandatangani kerjasama memproduksikan 34 sumur tua dengan dua Koperasi Unit Desa (KUD) yaitu KUD Mitra Sawit Mandiri, Kalimantan Timur dan KUD Serba Usaha Pribumi Mandiri Mineral dan Energi, Papua Barat.

Pertamina EP signed an agreement to produce 34 old wells with two Village Unit Cooperatives (KUD), KUD Mitra Sawit Mandiri, East Kalimantan, and KUD Serba Usaha Pribumi Mandiri Mineral dan Energi, West Papua.

22 NOVEMBER | NOVEMBER, PT Pertamina EP melakukan Kerja Sama Operasi (KSO) dengan PT Klasofo Energy Resources selama 15 tahun ke depan. Penandatangan dihadiri oleh Bupati Sorong, Dr. Stepanus Malak, Direktur PT Klasofo Energy Resources, HendraWidjayanto, Presiden Direktur Pertamina EP, Syamsu Alam, dan jajaran direksi PT Pertamina EP.

PT Pertamina EP formed a 15-year Operation Cooperation (KSO) with PT Klasofo Energy Resources. The signing was attended by Sorong Regent Dr. Stepanus Malak, PT Klasofo Energy Resources' Director Hendra Widjayanto, Pertamina EP's President Director Syamsu Alam, and PT Pertamina EP's Board of Directors.

5 DESEMBER | DECEMBER, Pertamina

EP, Direktorat Hulu Pertamina, dan Hess Indonesia menandatangani perjanjian Join Study Agreement dalam rangkapenerapan CO2 Floading di Enhanced Oil Recovery (EOR) dibeberapa lapangan Pertamina EP.


EP signed sale purchase agreement of Oil Fuel and Lubricant with PT Pertamina (Persero).

26 JULI | JULY, Presiden Direktur PT

Pertamina EP Syamsu Alam dan Direktur PT Axis Sambidoyong Energi Ade Sandra Matondang menandatangani Kerja Sama Operasi lapangan produksi Sambidoyong. KSO antara PT Pertamina EP dan PT Axis Sambidoyong Energi berlangsung selama 15 tahun.

PT Pertamina EP's President Director Syamsu Alam and PT Axis Sambidoyong Energi's Director Ade Sandra Matondang signed Operation Cooperating Contract (KSO) for Sambidoyong production field. KSO between PT Pertamina EP and PT Axis Sambidoyong Energi is valid for 15 years.

22 NOVEMBER | NOVEMBER, Pertamina EP

bekerjasama dengan PT Rekayasa Industri melakukan pembangunan fasilitas produksi berkapasitas prodksi 50 MMSCFD pada kuartal IV tahun 2014 senilai 183 jutadolar AS.

Pertamina EP formed a cooperation with PT Rekayasa Industri for construction of production facilities with capacity of 50 MMSCFD in the fourth quarter of 2014 valued USD 183 million.

Pertamina EP and Bank Mandiri signed a Pertamina EP vendor development agreement. Through this cooperation, it is expected that providers of goods and services to get financing from the Bank with competitive interest rates and the Bank will also get the assurance of loan repayment with minimal risk.

3 SEPTEMBER | SEPTEMBER PT Pertamina EP dan PT IEV Pabuaran KSO menandatangani Kontrak Kerjasama Operasi selama tiga tahun. acara yang dilakukan di kantor Pertamina EP di Jakarta itu dilakukan antara Presiden Direktur Pertamina EP Syamsu Alam dan Presiden Direktur PT IEV Pabuaran, Christopher Nghia Do.

PT Pertamina EP and PT IEV Pabuaran KSO signed a three-year contract of Operation Cooperation Agreement. The event was held at Pertamina EP's office in Jakarta, and the signing was carried out by President Director of Pertamina EP Syamsu Alam and President Director of PT IEV Pabuaran, Christopher Nghia Do.

20 DESEMBER | DECEMBER, PT Pertamina

EP menandatangani Perubahan dan Pernyataan Kembali Perjanjian Jual Beli Gas dengan PT Pupuk Sriwidjaja (PUSRI) Palembang dan Perjanjian Jual Beli Gas dengan PT PLN Tarakan

PT Pertamina EP signed the Amendment and Restatement of Gas Sale and Purchase Agreement with PT Pupuk Sriwidjaja (PUSRI) Palembang and Gas Sale and Purchase Agreement with PT PLN Tarakan.

26 DESEMBER | DECEMBER, Pertamina EP

dan Pembangkit Jawa Bali sepakati adendum jual beli gas Pondok Tengah dan Tambun untuk keperluan PLN Muara Tawar dengan PT Pembangkit Jawa Bali.

Pertamina EP and Pembangkit Jawa Bali agreed on addendum of the gas sale purchase from Pondok Tengah and Tambun to supply PLN Muara Tawar through PT Pembangkit Jawa Bali.

JAN

UA

RI

| J

AN

UA

RY

FEB

RU

AR

I |

FEBRU

ARY

MA

RET |

MARCH

AP

RIL

| A

PRIL

MEI

| M

AY

JULI

| JU

LY

SEP

TEM

BER

| S

EPTEM

BER

NO

VEM

BER

| N

OVEM

BER

DESEM

BER

| D

ECEM

BER

13 SEPTEMBER | SEPTEMBER Peringatan 7 tahun pembentukan PT Pertamina EP

Commemoration of seven years anniversary of PT Pertamina EP's establishment.

63



Company Information


11 MARET | , MARCH Peningkatan

produksi Pertamina EP Region KTI menembus angka 10.000 barel per hari. Keberhasilan

Production of Pertamina EP Eastern Indonesia Region increased to 10,000 barrels per day.

23 FEBRUARI | FEBRUARY, Lukitaningsih

dilantik sebagai Direktur Keuangan PT Pertamina EP

Lukitaningsih was inaugurated as Finance Director of PT Pertamina EP


melakukan pemboran eksplorasi awal tahun di sumur Kuang (KAG-DX) di Desa Bindu, Kecamatan Paninjuan, Kabupaten Ogan Komering Ulu, Sumatera Selatan. Hal ini merupakan bagian dari komitmen peningkatan penemuan cadangan migas di Indonesia.

Pertamina EP conducted early year exploration drllling at Kuang (KAG-DX) well in Bindu Village, Paninjuan District, Ogan Komering Ulu Regency, South Sumatra. This is part of commitment to increase oil and gas reserves discovery in Indonesia.

15 JANUARI | JANUARY, Direksi

menetapkan komitmen terhadap lingkungan dalam bentuk Deklarasi untuk Bumi sebagai wujud komitmen Tumbuh Bersama Lingkungan, baik sosial dan lingkungan hidup.

Board of Directors established a commitment to the environment in Deklarasi untuk Bumi (Declaration to Earth) as an embodiment of the commitment Growing Together with the Environment, both social and environment.


menyepakati perjanjian jual beli gas sebesar 70.200 juta standar kaki kubik (MMSCF) berdasarkan 360 hari operasi untuk PT Pupuk Kujang dengan nilai 430,4 Juta Dolar AS.

Pertamina EP signed a gas sale purchase agreement of 70,200 million standard cubic feet (MMSCF) based on 360 days of operation for PT Pupuk Kujang valued USD 430.4 million. AS.


dinobatkan sebagai Bapak Angkat Pelestarian Satwa Maleo oleh Gubernur Sulawesi Tengah. Sebelumnya Pertamina EP telah melakukan pelepasliaran Maleo di Suaka Margasatwa Bakiriang, Sulawesi Tengah.

Pertamina was named Foster Parent of Maleo Bird Conservation by Central Sulawesi Governor. Earlier, Pertamina EP had released Maleo birds in Bakiriang Animal Conservation, Central Sulawesi.

1 FEBRUARI | FEBRUARY, Penemuan

cadangan migas pertama tahun 2012 pada struktur Tiung Biru sebesar 2.546 barel per hari (BOPD) dan 2,75 juta standar kaki kubik per hari 9 juta kaki kubik per hari (MMSCFD).

First discovery of oil and gas reserves in 2012 at Tiung Biru structure was 2,546 barrels oil per day (BOPD) and 2.75 million standard cubic feet per day/9 million cubic feet per day (MMSCFD)

7 FEBRUARI | FEBRUARY, Pertamina EP dan

PHE Tuban East Java sepakati Facility Sharing Agreement Sukowati. Sinergi ini merupakan dukungan terhadap upaya peningkatan produksi minyak dan gas bumi.

Pertamina EP and PHE Tuban East Java signed Facility Sharing Agreement Sukowati. This synergy was support to efforts of increasing oil and gas production.

Pertamina EP berhasil buktikan cadangan gas di Struktur Donggi Sulawesi Tengah. Hasil Uji produksi yang dilakukan di sumur Donggi-6 telah berhasil menembus angka produksi di atas 17 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

Pertamina EP successfully proved gas reserves in Donggi Structure, Central Sulawesi. The results of the production test conducted in Donggi-6 well has managed to reach the production of over 17 million standard cubic feet per day (MMSCFD).

12 APRIL | APRIL, Pertamina EP dan Bank

Mandiri menandatangani kerjasama pengembangan mitra Pertamina EP (vendor development). Melalui kerjasama ini diharapkan para penyedia barang dan jasa mendapatkan pembiayaan dari Bank dengan bunga kompetitif dan pihak Bank juga mendapatkan kepastian pembayaran pinjaman dengan risiko minimal.

15 MEI | MAY, Pertamina EP

menandatangani kerjasama memproduksikan 34 sumur tua dengan dua Koperasi Unit Desa (KUD) yaitu KUD Mitra Sawit Mandiri, Kalimantan Timur dan KUD Serba Usaha Pribumi Mandiri Mineral dan Energi, Papua Barat.

Pertamina EP signed an agreement to produce 34 old wells with two Village Unit Cooperatives (KUD), KUD Mitra Sawit Mandiri, East Kalimantan, and KUD Serba Usaha Pribumi Mandiri Mineral dan Energi, West Papua.

22 NOVEMBER | NOVEMBER, PT Pertamina EP melakukan Kerja Sama Operasi (KSO) dengan PT Klasofo Energy Resources selama 15 tahun ke depan. Penandatangan dihadiri oleh Bupati Sorong, Dr. Stepanus Malak, Direktur PT Klasofo Energy Resources, HendraWidjayanto, Presiden Direktur Pertamina EP, Syamsu Alam, dan jajaran direksi PT Pertamina EP.

PT Pertamina EP formed a 15-year Operation Cooperation (KSO) with PT Klasofo Energy Resources. The signing was attended by Sorong Regent Dr. Stepanus Malak, PT Klasofo Energy Resources' Director Hendra Widjayanto, Pertamina EP's President Director Syamsu Alam, and PT Pertamina EP's Board of Directors.


EP, Direktorat Hulu Pertamina, dan Hess Indonesia menandatangani perjanjian Join Study Agreement dalam rangkapenerapan CO2 Floading di Enhanced Oil Recovery (EOR) dibeberapa lapangan Pertamina EP.


EP signed sale purchase agreement of Oil Fuel and Lubricant with PT Pertamina (Persero).

26 JULI | JULY, Presiden Direktur PT

Pertamina EP Syamsu Alam dan Direktur PT Axis Sambidoyong Energi Ade Sandra Matondang menandatangani Kerja Sama Operasi lapangan produksi Sambidoyong. KSO antara PT Pertamina EP dan PT Axis Sambidoyong Energi berlangsung selama 15 tahun.

PT Pertamina EP's President Director Syamsu Alam and PT Axis Sambidoyong Energi's Director Ade Sandra Matondang signed Operation Cooperating Contract (KSO) for Sambidoyong production field. KSO between PT Pertamina EP and PT Axis Sambidoyong Energi is valid for 15 years.

22 NOVEMBER | NOVEMBER, Pertamina EP

bekerjasama dengan PT Rekayasa Industri melakukan pembangunan fasilitas produksi berkapasitas prodksi 50 MMSCFD pada kuartal IV tahun 2014 senilai 183 jutadolar AS.

Pertamina EP formed a cooperation with PT Rekayasa Industri for construction of production facilities with capacity of 50 MMSCFD in the fourth quarter of 2014 valued USD 183 million.

Pertamina EP and Bank Mandiri signed a Pertamina EP vendor development agreement. Through this cooperation, it is expected that providers of goods and services to get financing from the Bank with competitive interest rates and the Bank will also get the assurance of loan repayment with minimal risk.

3 SEPTEMBER | SEPTEMBER PT Pertamina EP dan PT IEV Pabuaran KSO menandatangani Kontrak Kerjasama Operasi selama tiga tahun. acara yang dilakukan di kantor Pertamina EP di Jakarta itu dilakukan antara Presiden Direktur Pertamina EP Syamsu Alam dan Presiden Direktur PT IEV Pabuaran, Christopher Nghia Do.

PT Pertamina EP and PT IEV Pabuaran KSO signed a three-year contract of Operation Cooperation Agreement. The event was held at Pertamina EP's office in Jakarta, and the signing was carried out by President Director of Pertamina EP Syamsu Alam and President Director of PT IEV Pabuaran, Christopher Nghia Do.

20 DESEMBER | DECEMBER, PT Pertamina

EP menandatangani Perubahan dan Pernyataan Kembali Perjanjian Jual Beli Gas dengan PT Pupuk Sriwidjaja (PUSRI) Palembang dan Perjanjian Jual Beli Gas dengan PT PLN Tarakan

PT Pertamina EP signed the Amendment and Restatement of Gas Sale and Purchase Agreement with PT Pupuk Sriwidjaja (PUSRI) Palembang and Gas Sale and Purchase Agreement with PT PLN Tarakan.

26 DESEMBER | DECEMBER, Pertamina EP

dan Pembangkit Jawa Bali sepakati adendum jual beli gas Pondok Tengah dan Tambun untuk keperluan PLN Muara Tawar dengan PT Pembangkit Jawa Bali.

Pertamina EP and Pembangkit Jawa Bali agreed on addendum of the gas sale purchase from Pondok Tengah and Tambun to supply PLN Muara Tawar through PT Pembangkit Jawa Bali.

JAN

UA

RI

| J

AN

UA

RY

FEB

RU

AR

I |

FEBRU

ARY

MA

RET |

MARCH

AP

RIL

| A

PRIL

MEI

| M

AY

JULI

| JU

LY

SEP

TEM

BER

| S

EPTEM

BER

NO

VEM

BER

| N

OVEM

BER

DESEM

BER

| D

ECEM

BER

13 SEPTEMBER | SEPTEMBER Peringatan 7 tahun pembentukan PT Pertamina EP

Commemoration of seven years anniversary of PT Pertamina EP's establishment.

64



BAB 2TUMBUH BERSAMA LINGKUNGAN

CHAPTER 2GROWING TOGETHER WITH SOCIAL AND ENVIRONMENT

Laporan TerintegrasiIntegrated Reporting Komitmen pada Pemangku Kepentingan Commitment to Stakeholders Tumbuh dalam KetangguhanGrowing in Resilience Tumbuh untuk KelestarianGrowing for Sustainability Tumbuh Bersama SDM AndalGrowing Together with Reliable People Tumbuh untuk Kesejahteraan BersamaGrowing towards Prosperity for All

TestimoniTestimony

67

71

77

87

109

131

148

65



Company Information


1Sumur

1 Well 1.000 Trees

1.000 Pohon

MENANCAPKAN BENIHMENUMBUHKAN

BERJUTA HARAPAN

PLANTING THE SEEDSGROW MILLIONS OF HOPES

66



Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 merupakan suatu pelaporan kinerja perusahaan yang mengacu pada standar yang berlaku secara nasional (Bapepam LK) dan Standar Internasional (Global Reporting Initiative/GRI). Ini merupakan wujud komitmen untuk memenuhi kriteria perusahaan berkelas dunia.

2012 Integrated Annual Report is a report on the company’s performance which

refers to applicable national standards (Bapepam-LK) and International Standard

(Global Reporting Initiative / GRI). It is a commitment to meet the criteria of a

world class company.

67



Company Information


Sejalan dengan keinginan untuk menjadi perusahaan berstandar dunia di bidang minyak dan gas, maka PT Pertamina

EP – atau dalam laporan ini disebut juga sebagai: ‘Perseroan’ dan ‘kami’ – merasa perlu menyusun sebuah laporan

tahunan yang bersifat terintegrasi. Laporan ini dinamakan Laporan Tahunan Terintegrasi atau Integrated Annual

Report.

Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 merupakan gabungan Laporan Tahunan dan Laporan Keberlanjutan serta menjadi

laporan terintegrasi pertama yang diterbitkan PT Pertamina EP. Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 merupakan suatu

tuntutan bagi suatu perusahaan Kelas Dunia sesuai tuntutan GRI. Melalui laporan ini, kami menyampaikan kinerja

pelaksanaan tanggung jawab sosial Perusahaan secara menyeluruh, meliputi kegiatan operasional, pelaksanaan tata

kelola serta kinerja ekonomi, sosial dan lingkungan, dalam kurun waktu 1 Januari hingga 31 Desember 2012. [3.1]

Sebelumnya, kami telah menerbitkan Laporan Tahunan pada 21 Mei 2012, bersamaan dengan pelaksanaan Rapat

Umum Pemegang Saham (RUPS) Tahunan. Laporan Tahunan 2011 disusun mengikuti Peraturan dari Badan Pengawasan

Pasar Modal – Lembaga Keuangan (Bapepam LK), namun belum menyertakan bahasan komprehensif Laporan

Keberlanjutan sesuai standar internasional. yang selama ini menjadi acuan. [3.2]

In line with the wish to become the world class company in the oil and gas sector, PT Pertamina EP - or in this

report is referred to as: the Company and we - need to prepare an integrated annual report. The report is called

Integrated Annual Report.

The 2012 Integrated Annual Report is a combination of Annual Report and Sustainability Report of the Company,

as well as being the first integrated report published by PT Pertamina EP. Through this report, we present

comprehensive report on corporate social responsibility implementation performance. It covers operations,

implementation of governance as well as economic, social and environmental aspects in the period January 1, 2012

until December 31, 2012. [3.1]

We have previously published the 2011 Annual Report on May 21, 2011, at the same time with the implementation

of Annual General Meeting of Shareholders (GMS). The 2011 Annual Report was prepared pursuant to the

Rules of the Capital Market-Financial Institution Supervisory Agency (Bapepam-LK), but had not yet included a

comprehensive discussion of a Sustainability Report that refers to the international standards. [3.2]

LAPORAN TERINTEGRASIINTEGRATED REPORT

68



PT Pertamina EP akan menerbitkan Laporan Tahunan

Terintegrasi ini setiap tahun sebagai komitmen

Perusahaan dalam melaksanakan prinsip keberlanjutan.

Hal ini merupakan upaya kami dalam mendapatkan

keuntungan (profit), senantiasa dibarengi peningkatan

kesejahteraan pekerja dan masyarakat sekitar (people),

dan usaha bersama menjaga kelestarian lingkungan

(planet). [3.3]

Laporan Terintegrasi 2012 disajikan dalam dua bahasa,

yakni bahasa Indonesia dan bahasa Inggris. Laporan juga

ditampilkan di situs Perusahaan:

www.pep.pertamina.com sehingga dapat diunduh oleh

siapa saja yang berkepentingan. Sebagai pelaporan

pertama yang disusun secara terintegrasi, Perusahaan

menyadari kesempurnaan dalam Laporan Tahunan

Terintegrasi 2012 ini memerlukan beberapa masukan.

Untuk itulah kami mengharapkan masukan dari para

pemangku kepentingan dan pengguna laporan ini,

dengan menghubungi alamat : [3.4]

Cakupan Pelaporan

Penyajian informasi dalam pelaporan ini berdasarkan

pada pertimbangan azas materialitas, dengan tetap

mengacu prinsip transparansi, akuntabilitas, dan

integritas. Azas materialitas menjadikan pengungkapan

informasi meliputi materi yang relevan dengan kegiatan

bisnis Perusahaan dan pengaruhnya, baik langsung

terhadap aspek ekonomi, sosial dan lingkungan. [3.5]

Segenap informasi yang disajikan dalam pelaporan

ini disusun berdasarkan topik yang menegaskan

kesungguhan PT Pertamina EP dalam menjalankan bisnis

PT Pertamina EP will publish this Integrated Annual

Report every year as the Company’s commitment to

implement sustainability principles. This is part of our

efforts to gain profit, while improving the welfare of

employees and the surrounding community (people),

as well as joint efforts to preserve the environment

(planet). [3.3]

2012 Integrated Report is presented in two languages,

Indonesian and English. The report is also displayed on

the Company's website: www.pep.pertamina.com so

it can be downloaded by anyone who is interested. As

the first report prepared integratedly, the Company

is aware of the imperfections in the publishing of the

2012 Integrated Annual Report. Therefore we expect

input and suggestion from stakeholders and users of this

report by contacting the following address : [3.4]

Scope of The Report

The presentation of all the information in this report

is based on materiality principle, with reference to the

principles of transparency, accountability, and integrity.

The materiality principle allows information disclosure

to include material relevant to the Company's business

activities and its impact, both direct and indirect, on

the economic, social and environmental aspects. [3.5]

All the information presented in this report is arranged

in topics that underline the seriousness of PT Pertamina

EP in running a sustainable business. Such topics include

PERTAMINA EP KANTOR PUSAT | Head Office

VP Legal & Relations

Standard Chartered Tower

Jl. Prof. Dr. Satrio No. 164

Jakarta 12950 - Indonesia

Telp: (021) 57893199

Fax: (021) 57946279

[email protected]


69



Company Information


yang berkelanjutan. Topik-topik tersebut meliputi

strategi umum keberlanjutan; kinerja operasional

dan keuangan; tata kelola; ketenagakerjaan dan

pengembangan kualitas sumber daya manusia;

keselamatan dan kesehatan kerja; pemanfaatan

sumber daya alam dan pelestarian lingkungan; serta

pemberdayaan dan peningkatan kesejahteraan

masyarakat di sekitar lokasi Perusahaan berkegiatan.

[3.5]

Penulisan dan penyusunan segenap informasi dalam

laporan ini mengacu pada standar pelaporan nasional

serta internasional, yakni: [3.9]

1. Lampiran Peraturan Bapepam-LK No.X.K.6 Tentang

Kewajiban Penyampaian Laporan Tahunan bagi

Emiten atau Perusahaan Publik.

2. Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK)

dan Interpretasi Standar Akuntansi Keuangan

(ISAK) yang direvisi dan berlaku efektif tahun

2011.

3. Sustainable Reporting Guidelines (SRG) versi 3.1

yang diterbitkan Global Reporting Initiative (GRI).

4. Suplemen sektor minyak dan gas (Oil and Gas

Sector Supplemen atau OGSS) yang diterbitkan

GRI.

5. Standar pelaporan menurut TKO untuk

LaporanTahunan Anak Perusahaan.

Kami berharap, laporan ini menjadi sumber informasi

yang bisa digunakan sebagai bahan pertimbangan

oleh para pemangku kepentingan, yaitu pemegang

saham, mitra kerja, pemasok, karyawan, konsumen,

masyarakat, media dan pemerintah baik di tingkat

pusat maupun daerah. [3.5]

Informasi dalam Laporan Tahunan Terintegrasi ini

berasal dari seluruh unit operasional dan unit bisnis

di wilayah kerja PT Pertamina EP, melalui sistem

pengendalian, khususnya Pengendalian Internal

atas Pelaporan Keuangan (ICoFR). Kami melakukan

pembatasan penyertaan data kualitatif terkait

pengumpulan informasi tertentu pada pelaporan ini

sebab unit operasional dan unit bisnis tersebar di

beberapa lokasi. [3.6] [3.7]

sustainability general strategy; operational and

financial performance; governance; employment

and human resources quality development;

occupational safety and health; utilization of natural

resources and environmental preservation, as well

as the empowerment and welfare improvement of

communities around the Company's operations. [3.5]

The writing and compilation of all information

in this report refer to national and international

reporting standards, namely: [3.9]

1. Appendix of Bapepam-LK Rule No.X.K.6 on

Obligation for Submission of Annual Report for

Issuers and Public Companies.

2. Statement of Financial Accounting Standards

(PSAK) and revised Interpretation of Statement

of Financial Accounting Standards (ISAK)

effective in 2011.

3. Sustainable Reporting Guidelines (SRG) 3.1,

issued by the Global Reporting Initiative (GRI).

4. Oil and Gas Sector Supplement (OGSS) issued by

GRI.

5. Reporting standard according to Business Process

Procedure for Subsidiary Annual Report.

We hope this report will become a source of

information that can then be used as a consideration

by the stakeholders, including shareholders, partners,

suppliers, employees, cunsumers, the public, media

and the government both at central and regional

levels. [3.5]

Information in the Integrated Annual Report is

collected from all operational and business units in

the working areas of PT Pertamina EP, through the

control system, particularly the Internal Control

on Financial Reporting (ICoFR). Given the spread of

operational and business units, we limit inclusion of

qualitative data on certain information collection in

this reporting. [3.6] [3.7]

Laporan ini mengacu pada standar Peraturan Bapepam, PSAK, GRI, dan supplemennya

70



Kami tidak menyertakan informasi dari laporan sejenis

yang diterbitkan PT Pertamina (Persero) selaku induk

perusahaan. Pada beberapa bagian pelaporan disajikan

informasi dari periode pelaporan sebelumnya, sehingga

dapat menjadi pembandingan atas kinerja yang telah

dilakukan. Perbandingan antarperiode waktu pelaporan

yang disertakan tetap memperhatikan kelayakan dan

konsistensi. [3.8]

Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 mencantumkan

beberapa pernyataan kembali terkait informasi yang

telah disampaikan dalam Laporan Tahunan sebelumnya,

disertai dengan penjelasan. Pernyataan ini merupakan

konsekuensi perubahan yang bersifat signifikan, di

antaranya pencantuman informasi yang disesuaikan

dengan kriteria SRG 3.1 dan OGSS. [3.10] [3.11]

Indeks dan Penjaminan

Untuk memudahkan pengguna laporan dalam memahami

isi pelaporan, kami menyertakan Indeks GRI dan OGSS

pada setiap pernyataan yang telah memenuhi kriteria.

Indeks GRI dan OGSS ini dituliskan dengan angka dan

huruf dalam tanda kurung berwarna merah, yang

terdapat pada akhir paragraf tertentu.

Pada bagian akhir, kami melampirkan Indeks Persyaratan

Bapepam-LK sesuai Peraturan Bapepam-LK No. X.K.6

dan Indeks GRI beserta OGSS. Seluruh Indeks dapat

digunakan sebagai referensi silang untuk memudahkan

dalam membaca. [3.12]

Kami menyertakan hasil audit independen atas

penyajian laporan keuangan, tetapi belum melakukan

penjaminan atas laporan non keuangan. Namun

demikian Perusahaan menjamin keabsahan seluruh

informasi yang disajikan dan telah memenuhi kriteria

yang ditentukan Bapepam-LK maupun GRI. [3.13]

We did not include information from similar reports

issued by PT Pertamina (Persero) as the parent

company. Information from the previous reporting

period is presented in some parts of this report, to be

used as a comparison of the performance that has been

carried out. The inclusion of inter-period comparison

still takes into account the feasibility and consistency.

[3.8]

The 2012 Integrated Annual Report includes some

restatements of certain information that has been

presented in the previous Annual Reports, along with

its elaboration. This is a consequence of the significant

changes in this reporting, including the inclusion of

information in accordance with criteria in SRG 3.1 and

OGSS. [3.10] [3.11]

Index and Assurance

To allow users to understand the contents of thisreport,

we include a GRI Index and OGSS at every statement

that fulfills the criteria. GRI Index and OGSS are

written with a specific code in red brackets, in certain

paragraphs.

At the end of this Integrated Annual Report, we

attach Bapepam-LK Index of Requirements pursuant to

Bapepam-LK Rule No. X.K.6, GRI Index and OGSS index.

All of indexes are presented at the last part of the

report and may be used as a cross reference. [3.12]

We include the results of an independent audit of the

financial statements, but have not made the assurance

of non-financial reports. However, the Company

guarantees the validity of all information presented

and has met the criteria specified Bapepam-LK and

GRI. [3.13]

71



Company Information


KOMITMEN PADA PEMANGKU KEPENTINGAN

Dalam rangka mengusung implementasi EKB, Perusahaan

memegang teguh komitmen terhadap pemangku

kepentingan. Ada beberapa pemangku kepentingan yang

secara langsung maupun tidak langsung berpengaruh

terhadap keberlanjutan bisnis PT Pertamina EP.

Kami telah mengidentifikasi siapa saja pemangku

kepentingan PT Pertamina EP. Proses identifikasi siapa

pemangku kepentingan dilakukan secara internal,

didasarkan pada interaksi yang terbangun selama ini

dan bagaimana pola saling mempengaruhi yang terjalin.

[4.14] [4.15]

Para pemangku kepentingan PT Pertamina EP, adalah

pemegang saham, pelanggan, pekerja, mitra kerja dan

mitra usaha, masyarakat, pemerintah pusat dan daerah,

media, universitas, institusi pendidikan, DPR. [4.15]

COMMITMENT TO STAKEHOLDERS

In order to promote the implementation of ECBC,

the Company upholds a commitment to stakeholders.

There are some stakeholders who are directly

or indirectly affect business sustainability of PT

Pertamina EP.

We have identified the stakeholders PT Pertamina EP.

The process of identifying the stakeholders was done

internally, based on the interactions that have been

built so far and the pattern of interplay.

[4.14] [4.15]

The stakeholders of PT Pertamina EP, are shareholders,

customers, employees, partners and vendors,

community, central and regional governments, media,

universities, academic institution, parliament.[4.15]

72



Pendekatan Pada Pemangku Kepentingan dan Topik Utama Pelibatan [4.16] [4.17]Approach to Stakeholders and Engagement Key Topics

PEMANGKU KEPENTINGANSTAKEHOLDERS

BENTUK PENDEKATANAPPROACH METHOD

TOPIK UTAMA KEY TOPICS

Pemegang Saham Pelaksanaan RUPS Penyampaian laporan kinerja

Perusahaan

1. Meningkatkan laba Perusahaan.2. Meningkatkan pemberian deviden.3. Menjamin keberlanjutan kegiatan Perusahaan.4. Menjamin pelaksanaan tata kelola yang baik

dalam setiap kegiatan Perusahaan.

Shareholders • GMS Implementation• Presentation of the Company’s

performance report

1. Increase the Company’s profit.2. Increase dividend distribution.3. Ensure the sustainability of the Company’s activities.4. Ensure the implementation of good

governance in every activity of the Company.

Pelanggan Pertemuan (gathering) berkala. Survei Indeks Kepuasan

Pelanggan.

1. Menjamin kualitas minyak mentah dan gas sesuai spesifikasi yang diminta pelanggan.

2. Menjamin kelancaran pasokan minyak mentah ke kilang Pertamina dan pasokan gas kepada pembeli.

3. Menerima dan menindaklanjuti setiap keluhan yang disampaikan.

4. Melaksanakan perbaikan pelayanan dan kepuasan pelanggan.

Customers • Periodic gathering.• Customer Satisfaction Index

Survey.

1. Ensure the quality of crude oil and gas according to specification requested by customers.

2. Ensure stable crude oil supply for Pertamina’s refineries and gas supply for customers.

3. Receive and follow up each complaint filed.4. Improve customer service and satisfaction.

73



Company Information





Pekerja Pemberlakuan Perjanjian Kerja Bersama (PKB)

1. Pemenuhan hak-hak normatif pekerja seperti diatur dalam UU Ketenagakerjaan dan peraturan perundang-undangan yang lain.

2. Menjamin pengembangan karir dan kompetensi tanpa adanya diskriminasi.

3. Meningkatkan kesejahteraan pekerja, termasuk menjamin kepatuhan pada keselamatan, kesehatan kerja dan lindungan lingkungan.

Employees • Application of Collective Labor Agreement (CLA)

1. Fulfillment of the employees’ basic rights stipulated in Labor Law as well as other applicable laws and regulations.

2. Ensure development of career and competencies without discrimination.

3. Improve the employees’ welfare, including ensuring compliance with occupational safety, health and environment.

Mitra Kerja & Mitra Usaha Perumusan kontrak kerja yang beretika.

Evaluasi pelaksanaan kerja sama.

Pertemuan koordinasi berkala.

1. Pemenuhan pelaksanaan Contractor Safety Management System (CSMS) oleh setiap Mitra.

2. Pemenuhan hak-hak normatif terhadap para pekerja mereka, seperti diatur dalam Undang-Undang Ketenagakerjaan dan peraturan perundang-undangan lainnya.

3. Pemenuhan pelaksanaan tanggung jawab sosial perusahaan, terutama bagi masyarakat di sekitar lokasi kegiatan operasi.

Partners & Vendors • Formulation of ethical working contract

• Evaluation of cooperation implementation.

• Periodic coordination meetings.

1. Fulfillment of Contractor Safety Management System (CSMS) by every Partner.

2. Fulfillment of their employees’ basic rights as stipulated in Manpower Law and other applicable laws and regualtions.

3. Fulfillment of corporate social responsibility, especially for community around the operational activities sites.

Masyarakat Program pengembangan masyarakat (Community Development)

Pertemuan, pendampingan dan dialog.

Survei Indeks Kepuasan Masyarakat

Melaksanakan program sosial dankemasyarakatan untuk memberdayakan potensi dan meningkatkan kualitas hidup masyarakat sekitar serta menjaga kelestarian lingkungan.

Community • Community Development Program

• Gathering, assistance and dialogues.

• Community Satisfaction Index Survey

Carry out social and community programs to empower the potential and improve quality of life of the surrounding communities as well as preserve the environment.

74



Pemerintah pusat dan daerah Kegiatan musyawarah rencana pembangunan (musrenbang).

Koordinasi, termasuk dengan TNI dan Polri di jajaran kewilayahan.

Penyusunan bersama program pembangunan daerah dan peningkatan kesejahteraan masyarakat.

Pemenuhan kewajiban pembayaran pajak yang dikelola daerah dan retribusi lain.

Pengamanan aset Perusahaan dan fasilitas operasi.

Membina hubungan dan komunikasi yang baik dengan pemerintah, baik pusat maupun daerah, melalui komitmen untuk mematuhi peraturan perundang-undangan yang berlaku.

Central and regional governments

• Consultative Forum for Development Planning (musrenbang) activities.

• Coordination, including with the Armed Forces and Regional Police.

• Collectively formulate regional development programs and community welfare improvement.

• Compliance with obligation to pay regional tax and other retributions.

• Protection of the Company’s assets and operational facilities.

• Maintain good relationships and communications with the central and regional governments, through commitment to comply with applicable laws and regulations.

Media Edukasi media tentang kegiatan operasi Perusahaan serta dukungan terhadap kegiatan media.

Pemasangan iklan.

Menyelenggarakan press-tour ke lokasi operasional.

Penyediaan informasi mengenai kinerja Perusahaan melalui press release, advertorial baik kepada media massa nasional maupun media massa lokal.

Media • Media education on the Company’s operations and support to media activities.

• Advertisement placement

• Organize press-tour to operational sites.• Information provision on the Company’s

performance via press release, advertorial on national and local mass media.

Universitas Edukasi tentang kegiatan operasi Perusahaan.

Konsultasi dan kerjasama keilmuan.

Penyelenggaraan seminar, lokakarya (workshop), diskusi tentang bisnis, operasional dan kinerja Peruahaan.

Penilitian dan kajian tentang aspek teknologi, ekonomi, lingkungan dan sosial.

Penyampaian laporan bersama tentang pelaksanaan penelitan dan kajian yang telah dilaksanakan.

Universities • Education on the Company’s operations.

• Scientific consultation and cooperation.

• Organize seminars, workshops, discussion on the Company’s business, operations and performance.

• Research and study on technology, economic, environmental and social aspects.

• Submission of joint report on research and study that have been conducted.




75



Company Information


Survey Persepsi Masyarakat

Untuk mendukung upaya memenuhi kebutuhan

masyarakat sebagai salah satu pemangku kepentingan

sekaligus mengetahui citra Perusahaan, pada tahun 2012

Pertamina EP melakukan survei. Pelaksanaan survei

melibatkan responden yang merupakan masyarakat di

sekitar lokasi Perusahaan berkegiatan, meliputi area di

region Sumatera, dan Kawasan Timur Indonesia.

Metodologi survei adalah studi literature, kuesioner,

dan wawancara (interview). Hasil survei menunjukkan

bahwa di semua area, citra Pertamina EP adalah

positif dan mengarah pada persepsi ‘sangat baik’. Dari

survei juga diketahui bahwa bantuan pembangunan

dan renovasi sarana pendidikan, serta rumah ibadah

mendapat apresiasi tinggi dari masyarakat.

Community Perception Survey

To support efforts to meet the needs of community

as one of the stakeholders and find out the Company’s

image, Pertamina EP conducted a survey in 2012. The

survey was conducted in cooperation with Sucofindo

involving the community around the Company's

operations as respondents, covering areas in the region

of Java, Sumatra and Eastern Indonesia.

The survey was conducted with methodology of

literature study, questionnaires, and interviews.

The survey results show that in all areas, the image

of Pertamina EP is positive and leads to 'very good'

perception. The survey also found that development

and renovation assistance for educational facilities and

houses of worship have received high appreciation from

the public.

Hasil survei persepsi masyarakat citra Pertamina EP adalahpositif

DIMENSI

EKONOMI

KINERJA PERUSAHAAN

PERSEPSI, DUKUNGAN & PARTISIPASI PUBLIK

DIMENSI

SOSIAL

PROGRAM

KEMASYARAKATAN(COMDEV/CSR)

PROGRAM

KEHUMASAN

DIMENSI

LINGKUNGAN

H1

H2 H3

H4

CITRA PERUSAHAAN

76



Hasil ini juga mencerminkan kepatuhan Perusahaan

pada pemenuhan prinsip keberlanjutan yang meliputi

aspek ekonomi, sosial dan lingkungan, secara signifikan

mempengaruhi keberlangsungan kinerja Pertamina EP.

Semua komponen yang terlibat harus saling mendukung

dan bekerja sama untuk tetap mempertahankan citra

baik Perusahaan, sekaligus menjadi jawaban kebutuhan

masyarakat atas kehadiran Pertamina EP.

Kepatuhan Pada Prakarsa Internasional

Sebagai upaya untuk menjadi perusahaan berstandar

kelas dunia, PT Pertamina EP berusaha untuk mematuhi

inisiatif maupun prakarsa yang menjadi bagian dari

standar internasional. Baik yang bersifat umum maupun

khusus pada kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi.

Kami juga aktif dalam organisasi maupun asosiasi di

lingkup nasional maupun internasional, baik sebagai

anggota maupun pengurus. Adapun organisasi maupun

asosiasi yang diikuti Perusahaan selama tahun 2012

adalah : [4.13]

• Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI),

• Himpunan Ahli Geofisika Indonesia (HAGI),

• American Association of Petroleum Geologists

(AAPG)

• Indonesian Petroleum Association (IPA)

• Ikatan Akuntan Indonesia

• Mohamad Afdal Bahaudin, Ketua Dewan pengawas

Institut Akuntan Manajemen Indonesia

• IATMI (Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia)

Keterlibatan PT Pertamina EP dalam organisasi maupun

asosiasi di lingkup nasional juga menjadi media

Perusahaan untuk terlibat dalam kebijakan publik

tertentu. Keterlibatan tersebut diwujudkan melalui

berbagai mekanisme, termasuk masukan, saran maupun

pendapat yang dibutuhkan Pemerintah maupun lembaga

lain yang berwenang.

These results also reflect the Company's compliance

with the fulfillment of sustainability principle that

includes economic, social and environmental aspects

that significantly affect the performance of Pertamina

EP. All components involved must support each other

and work together to maintain the good image of the

Company, as well as to answer the community’s needs

for the presence of Pertamina EP.

Compliance With International Initiatives

In an effort to become a world class company, PT

Pertamina EP strives to comply with initiatives that are

part of international standards. Both general initiatives

and those specific for the upstream oil and gas industry.

We are also active in national and international

organizations and associations, both as a member and

a board member. The Company was registered in the

following organizations and associations during 2012 :

[4.13]

• Indonesian Geologist Association (IAGI),

• Indonesian Association of Geophysicists (HAGI)

• American Association of Petroleum Geologists

(AAPG)

• Indonesian Petroleum Association (IPA)

• Indonesian Institute of Accountants

• Mohamad Afdal Bahaudin, Chairman of Advisory

Board at the Indonesian Institute of Management

Accountant

• Indonesian Institute of Management Accountant

(IAMI)

PT Pertamina EP’s involvement in national organizations

and associations also becomes a media for the Company

to engage in particular public policies. The involvement

is realized through various means, including feedback,

suggestions or opinions that are needed by the

Government and other authorities.

77



Company Information


TUMBUH DALAM KETANGGUHAN

PT Pertamina EP patut berbesar hati karena berbagai

kebijakan dan upaya strategis yang dilakukan, telah

menjadikan kinerja Perusahaan lebih baik dibandingkan

dengan tahun 2011. Hal ini membuat kami berkeyakinan

dapat melaksanakan bisnis secara berkelanjutan

sehingga terus tumbuh berkesinambungan bersama

lingkungan di sekitarnya.

Secara umum, pencapaian kinerja ekonomi telah

memberikan kontribusi langsung berupa produksi

minyak mentah untuk kebutuhan kilang-kilang milik

PT Pertamina (Persero) dan juga gas untuk pelanggan

lain. Secara tidak langsung, kontribusi kami telah

ikut menjamin terpenuhinya kebutuhan energi bagi

masyarakat dalam bentuk bahan bakar minyak (BBM).

Dengan demikian ketahanan energi nasional pun turut

terjaga.

GROWING IN RESILIENCE

PT Pertamina EP should be proud, because the policies

and strategic efforts that were carried out, have

resulted in the Company’s better performance than in

2011. This undoubtedly makes us confident to continue

to run our business sustainably, and continues to grow

together with our surrounding environment.

In general, the achievement of the economic

performance has contributed directly in the form of

crude oil production to supply the refineries owned by

PT Pertamina (Persero) and gas production for other

customers. Indirectly, our contribution also helps secure

the fulfillment of people’s energy needs in the form

of fuel oil (BBM). Thus the national energy security is

maintained.

78



Pencapaian kinerja ekonomi juga telah memberikan

kontribusi pada penerimaan negara. Kontribusi secara

langsung berbentuk pembayaran pajak dan secara

tidak langsung dengan memenuhi kewajiban yang

dilaksanakan melalui PT Pertamina (Persero) selaku

induk perusahaan.

Nilai Ekonomi yang Ditahan dan Didistribusikan [EC1]Withheld and Distributed Economic Value

NILAI EKONOMI LANGSUNG DIHASILKAN

PERIODE PELAPORAN*REPORTING PERIOD*

DIRECT ECONOMIC VALUE2010 2011 2012

Pendapatan 35,595 5,044 5,319 Revenue

Ditambah (+/+)

1. Penerimaan bunga bank

2. Penerimaan lain-lain

3. Laba/(Rugi) selisih kurs

59

1,184

(1,441)

6

102

7

5

100

25

(+/+) Addition

1. Interest income

2. Other income

3. Exchange rate (loss)/profit

Jumlah Penerimaan Ekonomi 35,397 5,159 5,448 Total Economic Income

DISTRIBUSI NILAI EKONOMI

PERIODE PELAPORAN*REPORTING PERIOD* ECONOMIC VALUE

DISTRIBUTION2010 2011 2012

Biaya Operasi** 13,457 1,566 1,901 Operating Cost

Gaji Pekerja dan Benefit Lainnya 1,348 193 244 Employee Salary and Other Benefits

Jumlah Pembayaran Kepada Penyandang Danaa. Pembayaran devidenb. Bunga pinjaman jangka

pendek dan bunga bank

-

1,028

1,306

115

1,636

64

Payment to Investors

a. Dividend payoutb. Short term loan interests and bank

interests

Pengeluaran Untuk Pemerintah (Pajak)

8,203 1,345 1,293 Government Expenditures (Tax)

Jumlah Nilai yang Didistribusikan 24,036 4,526 5,139 Total Distributed Economic Value

NILAI EKONOMI DITAHAN 11,361 634 310 WITHHELD ECONOMIC VALUE

* 2010 dalam Miliar IDR 2011 & 2012 dalam Juta USD** Biaya operasi mencakup pengeluaran untuk masyarakat. Informasi pengeluaran untuk masyarakat terpisah dalam laporan pembiayaan CSR

* 2010 in Billion IDR 2011 & 2012 in Million USD** Operating costs include expenditures for the community. Information for community expenditure showed separately in the CSR financing report

The economic performance achievement has also

contributed to the state revenue. Both directly in the

form of tax payments and indirectly to the fulfillment

of obligations by PT Pertamina (Persero) as the parent

company.

Yelly Hesnety

VP Perbendaharaan & Manajemen Kerjasama

[email protected]

79



Company Information


Keberhasilan Perusahaan meningkatkan kinerja ekonomi

tidak bisa dilepaskan dari berbagai kebijakan dan

langkah strategis yang dilakukan, meski selama tahun

2012 kami tidak pernah mendapatkan bantuan finansial

dalam bentuk apapun dari Pemerintah. [EC4]

Kami juga tidak pernah dihadapkan pada kondisi

yang secara langsung mempengaruhi kegiatan usaha

maupun operasional Perusahaan. Salah satunya adalah

tidak adanya kejadian alam sebagai akibat fenomena

perubahan iklim yang harus dihadapi sehingga

berimplikasi pada beban finansial. [EC2] [SO6]

Pengadaan Barang dan Jasa

Proses pengadaan barang dan jasa diatur dalam

kebijakan yang ditetapkan Direksi, dengan mengacu

pada semua peraturan dan perundang-undangan yang

berlaku. Kebijakan mengatur menetapkan batasan nilai

pengadaan barang dan jasa, pelaksanaan pengadaan

barang dan jasa yang dilakukan secara swakelola,

penunjukan langsung, pemilihan langsung, maupun

melalui lelang.

Selain itu pengadaan barang dan jasa juga memperhatikan pada praktik-praktik terbaik tata kelola perusahaan yang baik maupun standar yang berlaku internasional dalam hal pengelolaan pasokan. Pelaksanaan proses pengadan barang dan jasa dilakukan secara terpusat, melalui sistem elektronik berbasis internet atau web (e-procurement). e-Proc go live mulai tahun 2007, dan saat ini sudah 100% full cycle. Melalui e-procurement maka proses pengadaan akan dapat mencegah dan meminimalkan peluang terjadinya pelanggaran. Selain itu proses yang berlangsung menjadi lebih kompetitif, lebih sehat transparan, dan menekan biaya pengadaan sekaligus mengoptimalkan kualitas barang/jasa yang dapat diperoleh. [4.9]

Untuk menghindari benturan kepentingan, Perusahaan memiliki kebijakan melarang Dewan Komisaris, Direksi maupun pejabat perusahaan lain, bersama kerabat atau keluarga mereka, untuk turut serta dalam pengadaan barang dan jasa. Ref. PTK BPMIGAS No.007 Rev-2.2011 [4.6]

The Company's success in improving its economic

performance can not be separated from policy and

strategic actions that have been taken, though we

never received any kind of financial assistance from

the Government in 2012. [EC4]

In addition, during the reporting period, we were not

faced with circumstances which might directly affect

the Company's business activities and operations. One

of them is the absence of a natural event that must

be faced due to the climate change phenomenon and

might have financial implications. [EC2] [SO6]

Procurement Of Goods And Services

The procurement process of goods and services is

stipulated in the policy established by the Board of

Directors, with reference to applicable laws and

regulations. The policy stipulates a limit value for

procurement of goods and services, as well as goods

and services procurement through self-management,

direct purchase, direct appointment or auction.

The procurement of goods and services also refer to

the best practices of good corporate governance and

international standards in supply management. The

procurement of goods and services is centralized,

through the internet or web- based electronic system

(e-procurement). The application of e-Proc go live

system was started since 2007 and now has been 100%

full cycle. Through e-procurement the process of

procurement will be able to prevent and minimize

possibility of violation. Besides the ongoing process is

more competitive, healthier and more transparent,

and reduce the cost of procurement while maximizing

quality of goods and services. [4.9]

To avoid conflict of interest, the Company has a policy prohibiting the Board of Commissioners, Board of Directors or other company officers, with relatives or their families, from participating in the procurement of goods and services according to procurement

guideline PTK BPMIGAS No. 007 Rev-2.2011. [4.6]

Lelin Eprianto

VP Supply Chain Management

[email protected]

e-Proc go livesaat ini sudah 100% full cycle.

80



Pemberdayaan Pemasok Lokal

Pemberdayaan pemasok lokal merupakan kebijakan

Perusahaan berdasarkan Pedoman Pelimpahan

Kewenangan No.150/EP8000/2009-S0 tanggal 1 Oktober

2009 yang masih berlaku hingga saat ini. Inti kebijakan

tersebut adalah pembagian wewenang dan atorisasi

sesuai dengan jabatan struktural di Pertamina EP. Salah

satu pembagian wewenang antara lain memberikan

kewenangan kepada Lapangan untuk melakukan proses

pengadaan barang/jasa sampai dengan nilai Rp 500 juta

atau 50.000 dolar AS.

PT Pertamina EP juga melakukan pengembangan

penyedia barang jasa (PBJ) lokal. Kami mendefinisikan

perusahaan lokal PBJ adalah badan usaha yang bukan

berdomisili di wilayah DKI Jakarta, Bogor, Depok,

Tangerang dan Bekasi (Jabodetabek). Selama tahun

2012, tercatat ada 385 perusahaan lokal yang menjadi

mitra PBJ. [EC6]

Perusahaan memberi fasilitas atau kesempatan kepada

perusahaan lokal PBJ sebagai mitra kerja berdasarkan

klasifikasi tertentu aspek manajemen/HSE, finansial,

dan kinerja dengan pola diferensiasi layanan. Dalam

program ini PBJ dikelompokkan menjadi: preffered

vendor, recommended vendor, participant vendor,

dan common vendor. Khusus common vendor adalah

penyedia barang dan jasa yang tidak mendapatkan

fasilitas dari Program Pengembangan Mitra atau Vendor

Development Program.

Program Pengembangan Mitra

Program Pengembangan Mitra bertujuan untuk

menciptakan kinerja PBJ yang sesuai dengan kebutuhan

Perusahaan sehingga dapat meminimalkan risiko

kegagalan pekerjaan. Mendorong semua PBJ masuk ke

dalam kategori terbaik (preferred dan recommended)

sehingga mampu menjadi mitra kerja yang andal sesuai

dengan klasifikasinya.

Memberikan peluang fasilitas layanan kredit modal

kerja, investasi, dan bank garansi kepada para PBJ

melalui kerja sama dengan Bank BUMN.

Empowerment of Local Suppliers

Empowerment of local suppliers is the Company’s

policy based on Delegation of Authority guidelines

No.150/EP8000/2009-S0 dated October 1, 2009 which

is still valid. The essence of this policy is the division

of authority and automation in accordance with

the structural position of Pertamina EP. One of the

division of authority is giving authority to the fields

to process procurement of goods and services with

value up to Rp 500 million or USD 50,000.

PT Pertamina EP also develops local goods and

service suppliers (PBJ). We define a local PBJ

company as a business entity that is not domiciled

in Jakarta, Bogor, Depok, Tangerang and Bekasi

(Greater Jakarta). During 2012, there were 385 local

companies that have become PBJ partners. [EC6]

The Company provides facilities or opportunities for

PBJ local companies as vendors based on classification

in the aspects of management/HSE, finance, and

performance with service differentiation scheme. In

this program PBJ is grouped into: preferred vendors,

recommended vendors, participant vendors, and

common vendors. A common vendor is a supplier of

goods and services that do not receive the facility

from Vendor Development Program.

Vendor Development Program

Vendor Development Program aims to build PBJ

performance to meet the Company’s needs to

minimize the risk of job failure. Encourage all PBJ

companies to be included in the category preferred

and recommended so it can be a reliable partner

according to the classification.

Provide opportunities of working capital loan facility

service, investment, and bank guarantees for PBJ

companies in cooperation with state-owned banks.

81



Company Information


Meningkatkan citra Perusahaan melalui pola kemitraan

yang berkelanjutan.

Melalui program ini diharapkan dapat tercipta:

• PT Pertamina EP mendapatkan harga penawaran

yang kompetitif dari PBJ.

• PBJ mendapatkan pembiayaan dari bank dengan

bunga yang kompetitif.

• Bank mendapatkan kepastian pembayaran pinjaman

dengan risiko minimal.

Sampai dengan akhir tahun 2012, kerjasama untuk

pengelolaan Program Pengembangan Mitra yang telah

ditandatangani nota kesepahaman atau memorandum

of understanding (MoU) dengan PT Bank BRI (Persero)

Tbk.PT Bank Mandiri (Persero) Tbk, dan PT Bank BNI

(Persero) Tbk.

Dalam upaya Perusahaan untuk meningkatkan

produksi minyak dan gas bumi, Perusahaan sekaligus

meningkatkan ekonomi masyarakat dengan melakukan

kerjasama pengusahaan minyak bumi pada sumur tua.

Pelaksanaan kerjasama mengacu pada Peraturan Menteri

ESDM No.01 Tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan

Pertambangan Minyak Bumi pada Sumur Tua. [EC6]

Berdasarkan ketentuan tersebut, pengelolaan sumur tua

dilaksanakan oleh badan usaha milik daerah (BUMD) atau

koperasi yang ada di wilayah area operasi sumur tua.

Selanjutnya PT Pertamina EP memberikan kompensasi

atas minyak mentah yang dihasilkan berdasarkan

kesepakatan.

Improve the Company’s image through sustainable

partnerships.

The benefits expected from this program are:

• PT Pertamina EP will get competitive price from

PBJ companies.

• PBJ companies will get bank financing with

competitive interest rates.

• Banks will get certainty on loan repayments with

minimal risk.

Until the end of 2012, memorandum of understanding

(MoU) has been signed with PT Bank BRI (Persero)

Tbk, PT Bank Mandiri (Persero) Tbk and PT Bank

BNI (Persero) Tbk for Vendor Development Program

cooperation management.

In the Company's effort to increase production of oil

and natural gas, the Companyalso improve the local

economy by conducting exploitation cooperation of

oil in old wells. The implementation of cooperation

refers to the Energy and Mineral Resources Ministerial

Regulation No.01 Year 2008 on Guidelines Exploitation

Oil Mining in the Old Well. [EC6]

Under these provisions, old well management

carried out by regional owned enterprises (BUMD)

or cooperatives in the operating area of old wells.

Furthermore, PT Pertamina EP provides compensation

for crude oil produced baseedon the agreement.

Penghematan pengelolaan rantai

pasokan mencapai 5,25 % dari nilai OE/PR

Supply chain management efficiency reached 5.25% of OE/PR value

82



Nilai Pembayaran Tahun 2012 [EC6]Payment Value of 2012

KategoriCategory

Pembayaran kepada Pemasok(eqv USD)

Payment to Supplier

Persentase Percentage

Pemasok BarangSupplier of Goods

Kontraktor/ Pemasok JasaContractor/Supplier of Services

LokalLocal 391,847,457 33.24% 66.76%

NasionalNational 825,797,092 21.03% 78.97%

InternasionalInternational - - -

Grand Total 1,217,644,549 24.96% 75.04%

Jumlah Pemasok/Kontraktor Lokal (Barang dan Jasa) [EC6]Number of Local Suppliers/Contractors (Goods and Service)

Kategori CategoryTahun Year Keseluruhan list pemasok

Total listed suppliers2010 2011 2012

InternasionalInternational 27 3 0 20

LokalLocal 3,883 412 385 4,680

NasionalNational 2,016 358 333 2,707

Grand Total 5,926 773 718 7,417

Penyaluran dana pemasok lokal32% dari total pembayaran pemasok

83



Company Information


HAM dalam Kerjasama Pemasok [HR2]

Selain pengadaan barang dan jasa, Perusahaan juga

bekerjasama dengan mitra kerja maupun mitra

usaha dalam bidang lainnya. Seluruh kerjasama yang

dilakukan, didasari pada kontrak maupun perjanjian

yang telah disepakati.

Perusahaan telah mengimplementasikan Sistem

Manajemen HSE Kontraktor dengan dasar Pedoman

Sistem Manajemen HSE Kontraktor No.A003/

EP5000/2009-S0. Tahapan yang telah diimplementasikan

secara luas di seluruh area PT Pertamina EP adalah:

• Tahap Evaluasi Administrasi.

a. Penilaian Risiko.

b. Prakualifikasi.

c. Seleksi/Pemilihan.

• Tahap Pelaksanaan Pekerjaan

a. Aktifitas awal pekerjaan

b. Pekerjaan Berlangsung

c. Evaluasi Akhir

Dalam Sistem Manajemen HSE Kontraktor tersebut

Perusahaan memastikan setiap tahapan kegiatan

telah memenuhi kaidah HSE bagi pekerja, sub

kontraktor dan memastikan kegiatan kontraktor

tidak menimbulkan gangguan terhadap lingkungan

maupun complain stake holder sehingga dapat

tercapai hasil yang diinginkan tanpa terjadinya

kecelakaan dan kerugian perusahaan.

Perusahaan menolak kontraktor, pemasok melakukan

hal-hal sebagai berikut:

• Mempekerjakan anak atau pekerja di bawah umur.

• Melakukan pemaksaan kerja.

• Memberikan imbal jasa pekerjaan di bawah keten-

tuan UMR.

• Membiarkan kondisi kerja yang buruk.

• Memberikan keamanan dan kesehatan yang tidak

layak.

• Mengintimidasi pekerja yang mempertahankan hak

mereka.

Human Rights in Supplier Cooperation [HR2]

In addition to the procurement of goods and services,

the Company also cooperates with vendors and business

partners in other fields. All partnerships are based on

contract or agreement.

The Company has implemented Contractor

HSE Management System based on Contractor

HSE Management System guidelines No.A003/

EP5000/2009-S0. The stages that have been extensively

implemented in all areas of PT Pertamina EP are:

• Administrative Evaluation Phase.

a. Risk Assessment.

b. Prequalification.

c. Selection.

• Work Implementation Phase

a. Commencement of work

b. Work in Progress

c. Final Evaluation

With Contractor HSE Management System, the

Company ensures every stage of activity complies

with HSE principles for workers, sub-contractors

and contractors’ activities do not cause disturbance

to the environment and stakeholders’ complaint so

as to achieve the desired results without accidents

and losses to the company.

The company declines cooperation with contractors,

suppliers for the following reasons:

• Employ child or underage workers.

• Commit forced labor.

• Provide compensation and employee benefits below

regional minimum wage.

• Allow poor working conditions.

• Provide inadequate health and safety facilities.

• Intimidate employees who defend their rights.

84



Pengelolaan Rantai Pasokan

Faktor penting yang tak boleh diabaikan guna

mendukung upaya optimalisasi operasi Perusahaan,

adalah jaminan pasokan barang dan jasa. Untuk itulah

PT Pertamina EP melaksanakan proses pengelolaan

rantai pasokan barang dan jasa, meliputi jasa alih

daya (outsource) material dan jasa, jasa kelogistikan

(warehouse, toolhouse, custom clearance, angkutan

darat/udara), layanan perkantoran dan perumahan.

Upaya pengelolaan rantai pasokan barang dan

jasa dilaksanakan dengan mengedepankan prinsip

transparansi dan berkewajaran (fairness), dengan target

penghematan.

Selama tahun 2012, Perusahaan berhasil melakukan

penghematan biaya dari proses pengelolaan

rantai pasokan mencapai nilai total sebesar

USD 77.419.630 atau 5,25 % dari nilai OE/PR

sebesar USD 1.475.878.096.

Kebijakan upaya pengelolaan yang dilakukan tetap

menjamin ketersediaan barang dengan total nilai

persediaan akhir barang PT Pertamina EP sebesar

USD 98.063.653 dan pengeluaran dalam 12 bulan

terakhir mencapai USD 216.529.584 sehingga rasio

perputaran (TOR) mencapai 2.21.

Tanggung Jawab Terhadap Produk

Produk Perusahaan berupa minyak mentah dan gas.

Konsumen minyak mentah adalah PT Pertamina

(Persero), sedangkan konsumen gas adalah PT

Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk., sektor industri

dan manufaktur termasuk pabrik pupuk, serta

pembangkit listrik, baik yang dikelola PT PLN (Persero)

maupun swasta. [2.2] [2.7]

Minyak mentah dan gas termasuk produk antara

sehingga pemanfaatan akhirnya harus melalui proses

pengolahan yang dilakukan oleh PT Pertamina (Persero)

dan konsumen lainnya. Dengan demikian, produk

yang dihasilkan tidak secara langsung mempengaruhi

Supply Chain Management

An important factor that should be regarded to support

the optimization of the Company’s operations, is to

ensure supply of goods and services. Therefore PT

Pertamina EP implement the supply chain management

of goods and services, including outsourcing service for

materials and services, logistic services (warehousing,

toolhouse, custom clearance, land/air transportation),

office services and housing.

The supply chain management of goods and services is

carried out by upholding principles of transparency and

fairness, with cost saving target.

During 2012, the Company managed to save the cost of

supply chain management process that reached value

of USD 77,419,630 or 5.25% of OE/PR value at USD

1,475,878,096.

The policy of the management efforts still maintain

the availability of goods with total value of ending

inventory of goods of PT Pertamina EP was at USD

98,063,653 and spending in the last 12 months reached

USD 216,529,584 so turnover ratio (TOR) reached 2.21.

Product Responsibility

The Company's products are crude oil and gas. The

crude oil consumer is PT Pertamina (Persero), while

gas consumers are PT Perusahaan Gas Negara (Persero)

Tbk., industrial and manufacturing sectors including

fertilizer factories and power plants both managed by

PT PLN (Persero) and private sector. [2.2] [2.7]

Crude oil gas are categirized as an intermediate

product which requaries processing for their final

utilization, either by PTY Pertamina (Persero) and other

consumers. Thus the Company's products do not directly

affect the security and safety of people. During the

85



Company Information


keamanan dan keselamatan manusia. Selama kurun

waktu periode pelaporan, kami tidak pernah menerima

keluhan atau pengaduan terkait terganggunya keamanan

maupun keselamatan manusia yang diakibatkan oleh

penggunaan produk. [PR1] [PR2]

Untuk menjamin keamanan dan keselamatan

para pekerja dalam proses produksi, Perusahaan

memberlakukan standar prosedur operasi yang

mengharuskan mereka mematuhi peraturan terkait

keselamatan dan kesehatan kerja (K3). Selain itu kami

menerapkan system manajemen HSE untuk menjamin

keamanan maupun keselamatan setiap pekerja,

lingkungan kerja dan aset perusahaan. [PR1] [PR2]

Demikian pula dengan pengangkutan produk. Pengiriman

minyak mentah dilakukan menggunakan jaringan pipa

dan alat transportasi khusus berupa truk tangki maupun

kapal tanker, yang dilengkapi prosedur dan peralatan

keselamatan untuk melindungi pekerja. Sedang

pengiriman gas dilakukan melalui fasilitas pipa yang

didesain dengan standar pengamanan dan keselamatan

serta teknologi ramah lingkungan. [PR1] [PR2]

Produk yang dikirimkan kepada konsumen telah melalui

proses pengujian di laboratorium. Kami menyertakan

informasi mengenai kualitas produk untuk diketahui

konsumen, dan tetap memberikan kesempatan kepada

mereka untuk mengajukan keluhan/komplain terkait

kualitas produk yang mereka terima. Uraian mengenai

komplain/keluhan dan prosedur penanganannya, tersaji

dalam bagian lain pelaporan ini. [PR3] [PR4]

Kekhususan produk yang dihasilkan dan konsumen yang

menjadi pembeli, membuat Perusahaan tidak melakukan

komunikasi pemasaran dalam bentuk promosi maupun

kerjasama sponsor (sponsorship). Meski demikian, kami

tetap menjalin komunikasi dengan para pelanggan

melalui mekanisme kepatuhan terhadap ketentuan

peraturan perundang-undangan yang berlaku terkait

dugaan terjadinya pelanggaran dalam praktik komunikasi

pemasaran. [PR6] [PR7]

reporting period, we have never received a complaint

or a grievance related to people's security and safety

disturbance that suspected to be caused by the use of

these product. [PR1][PR2]

To guarantee the security and safety of the employees

in the production process, the Company applies

standard operating procedures that require them to

comply with all occupational safety and health (OSH)

provisions. In addition, we also apply HSE management

system to ensure security and safety of each employee,

work environment ans assets of the company. [PR1]

[PR2]

Similar treatment also applies to the transport of

product. Crude oil is distributed through pipelines and

special transportation such as tanker trucks and vessels

which are equipped with procedures and safety devices

to protect the employees. Meanwhile, gas is distributed

through pipelines that are designed with security and

safety standards, as well as environmentally friendly

technology. [PR1] [PR2]

Products delivered to consumers have undergone

laboratory tests. We include information about

the quality of product to be acknowledged by the

consumers, and give them the opportunity to file

complaints on the quality of the delivered products.

Details of complaints filed during 2012 and handling

procedures, are presented in another section of this

report. [PR3] [PR4]

The specificity of products and buyers does not require

the Company to undertake marketing communications

in the form of promotion and sponsorship. However, we

maintain communication with our customers through

a mechanism of compliance with applicable laws and

regulations, so that the Company has never faced any

penalties related to alleged violations of the marketing

communications practices. [PR6] [PR7]

86



Pengamanan Data & Informasi [PR8]

Kami mengelola dan menjaga kerahasiaan data dan

informasi bisnis dengan baik serta memanfaatkannya

secara optimal hanya untuk kepentingan Perusahaan.

Pengelolaan pengamanan data dan informasi perusahaan

dimulai dari akses ke jaringan komputer perusahaan

melalui secured login melalui manajemen identitas

(ID Management) yang dikelola terpusat dengan

menerapkan password yang terenkripsi. Disamping itu,

pengendalian akses juga dilakukan dengan pemasangan

firewall dan IPS (Intrusion Prevention System).

Ke depan, mekanisme pengamanan data akan mematuhi

ISO 27001 tentang standar pengelolaan pengamanan TI.

Pengelolaan data teknis dilakukan dengan mengedepankan faktor keamanan dan kerahasiaan data sedemikian hingga tidak mungkin diakses dan digunakan oleh pihak yang tidak berkepentingan. Mekanisme pengamanan data dan data project mencakup sentralisasi penyimpanan data, pembatasan hak akses data dengan autentifikasi sesuai kewenangannya, dan penyalinan data melalui prosedur yang ketat. Sedangkan peminjaman data teknis harus mendapatkan persetujuan dan pemeriksaan oleh Dirjen Migas dan penandatanganan Perjanjian Kerahasiaan Data / Confidentiality Agreement antara PT Pertamina EP dengan pihak yang akan menggunakan data untuk periode tertentu dengan disaksikan oleh Dirjen Migas, serta proses penghapusan data pada saat masa

penggunaan saat sudah berakhir.

Information & Data Protection [PR8]

We manage and maintain business data and information

confidentiality properly and optimum use for the

Company's interest.

The company’s data and information security

management started since the access to the company’s

computer network via a secured login through ID

management with centralized management by applying

an encrypted password. In addition, access control

is also done by the installation of firewall and IPS

(Intrusion Prevention System).

In the future, data security mechanism will comply

with standards of ISO 27001 on IT security management

standard.

Technical data management is done by promoting

data security and confidentiality factors so it can

not be accessed and used by unauthorized parties.

Security of data and project data mechanism covering

centralization of data storage, rights restrictions

of data access with authentication according to

authority, and data copying through strict procedures.

While lending technical data subject to approval and

examination by the Director General of Oil and Gas,

and the signing of Confidentiality Agreement between

PT Pertamina EP and parties who will use the data for a

certain period of time which is witnessed by Directorate

General of Oil and Gas, and data is removed by the time

it is completed.

Lukito Suwarno

Manajer Senior MDGTI

[email protected]

87



Company Information


TUMBUH UNTUK KELESTARIAN

Terus bertambahnya kebutuhan energi di Indonesia,

di satu sisi menjanjikan keuntungan finansial karena

besarnya permintaan minyak dan gas bumi (migas).

Di sisi lain, hal tersebut menuntut tanggung jawab PT

Pertamina EP untuk terus memproduksi migas sementara

cadangan baru semakin sulit ditemukan.

Oleh karenanya PT Pertamina EP diharapkan bisa

mendapatkan cadangan baru migas melalui kegiatan

eksplorasi, dan kemudian dengan kegiatan eksploitasi

melakukan produksi migas. Semua kegiatan ini secara

langsung maupun tidak langsung berpengaruh terhadap

lingkungan. Untuk itulah PT Pertamina EP memiliki

kebijakan melaksanakan kegiatan eksplorasi dan

eksploitasi yang dibarengi upaya menjaga kelestarian

lingkungan dan memberdayakan kemampuan

masyarakat.

Hal inilah yang menjadi dasar pertimbangan untuk mengangkat tema: ‘Tumbuh Bersama Lingkungan’, sebagai

topik utama dalam Laporan Tahunan Terintegrasi 2012.

GROWING FOR SUSTAINABILITY

The increasing demands for energy in Indonesia on

one hand promise financial benefits due to the high

demand for oil and natural gas. On the other hand, it

requires PT Pertamina EP’s responsibility to continue

producing oil and gas while new reserves are getting

hard to find.

PT Pertamina EP is expected to find new oil

and gas reserves through exploration and then

conduct exploitation to produce oil and gas. All

of these activities direct and indirectly affect the

environment. Therefore PT Pertamina EP has a policy

of conducting exploration and exploitation along with

efforts to preserve the environment and empower the

community.

This is also the consideration for the theme ‘Growing

Together With The Social and Environment', as a key

issue in the Integrated Annual Report 2012.

88



Biaya Lingkungan [EN30]

Komitmen untuk melestarikan lingkungan antara lain

diwujudkan melalui penyediaan anggaran khusus bagi

pembiayaan berbagai program dan kegiatan pelestarian

lingkungan. Selama kurun waktu periode pelaporan,

jumlah anggaran yang disediakan lebih dari 15 juta USD

dengan perincian sebagai berikut :

Biaya Lingkungan 2012Environmental Costs 2012

Nilai (USD)Amount

Pengelolaan Limbah B3 Sludge & Non-sludgeManagement of Hazardous Sludge & Non-Sludge Waste

5,269,001

Pengelolaan Emisi Emission Management 1,123,359

PenghijauanReforestation 651,919

Manajemen Pencegahan (Pelaksanaan RKL/RPL, Pelatihan, Pengadaan barang & Jasa Lingkungan, dll )Prevention Management (Implementation of RKL/RPL, Training, Procurement of Goods & Environmental Services, etc)

8,366,711

Total 15,410,991

Penggunaan Material

Perusahaan menggunakan material kimia sebagai sarana

pendukung untuk menghasilkan produk, namun produk

kami bukan berasal dari material yang digunakan.

Produk kami adalah minyak mentah dan gas bumi.

Cadangan minyak serta gas bumi, termasuk material

tidak dapat diperbarui. Produk ikutan dari minyak dan

gas bumi adalah air terproduksi, digunakan kembali

dengan cara disuntikkan ke sumur produksi sebagai

pressure maintenance. [EN1] [EN2]

Secara keseluruhan, jumlah cadangan minyak dan

gas bumi yang dimiliki Perusahaan selama tahun

2012, tersaji dalam tabulasi pada bahasan Tinjauan

Operasional.

Material Usage

The Company uses chemical sustance as supporting

material to produce, however our products are not

made of the material used. Our products are crude

oil and natural gas. Oil and natural gas reserves are

categorized as non-renewable material. Associated

product of oil and natural gas is produced water

which is reused by injecting it to production wells as

pressure maintenance. [EN1] [EN2]

Overall, the quantity of the Company’s oil and gas

reserves during 2012, is presented in the tabulation

of Operational Review.

Environmental Costs [EN30]

Commitment to preserving the environment is realized

through the provision of special funds earmarked

to finance various programs and environmental

preservation activities. During the reporting period,

the amount of the special budget provided was USD 15

million described as follows:

89



Company Information


Produksi dan Penggunaan Energi

Kegiatan utama PT Pertamina EP adalah memproduksi

minyak mentah dan gas bumi, yang termasuk sebagai

sumber energi primer. Selain menghasilkan produk

berupa sumber energi primer, Perusahaan sendiri

juga menggunakan sumber energi primer tersebut

untuk mendukung kegiatan eksplorasi dan eksploitasi,

termasuk proses produksi. [EN3]

Perusahaan memanfaatkan pula energi tidak langsung

dalam bentuk listrik. Kebutuhan listrik dipenuhi melalui

pasokan dari PT PLN (Persero) maupun hasil produksi

yang didapat dari mesin pembangkit listrik milik sendiri.

[EN4]

Energi Langsung Dari Sumber Primer (Minyak Mentah dan Gas Bumi) Terjual [EN3]Direct Energy from Primary Sources (Crude Oil and Natural Gas) Sold

PRODUK ENERGIENERGY

PRODUCT

SATUANUNIT


2010 2011 2012

VOLUMEVOLUME

GJGJ

VOLUMEVOLUME

GJGJ

VOLUMEVOLUME

GJGJ

Minyak MentahCrude Oil Barrel 46,712,235 290,550,101.7 45,020,655 280,028,536.3 45,817,042 284,982,001.20

Gas BumiNatural Gas MSCF 298,200,562 329,392,340.75 298,775,780 330,027,726.59 290,931,784 321,363,248.60

Production and Energy Use

The main activity of PT Pertamina EP is producing crude

oil and natural gas, which are primary energy sources..

Aside from producing primary energy source products,

the Company also uses direct energy from the primary

energy sources to support exploration and exploitation,

including production process. [EN3]

The company also utilizes indirect energy in the form

of electricity. The electricity need is supplied by PT PLN

(Persero) or generated by the company’s own power

plants. [EN4]

90



Konsumsi Energi Langsung Dari Sumber Primer Untuk Kebutuhan Produksi (Dipakai sendiri) [EN3]Direct Energy Consumption from Primary Sources for Production (Own Use)

Wilayah KerjaWorking Area


2010 2011 2012

Minyak (Bbls)Oil

Gas (MSCF)Gas

Minyak (Bbls)Oil

Gas (MSCF)Gas

Minyak (Bbls)Oil

Gas (MSCF)Gas

1. Sumatra Region 13,349 8,899,808.99 18,707 7,440,144.12 24,091 7,086,669.85

2. Java Region - 7,881,302.78 - 6,708,910.31 - 8,210,640.60

3. Eastern Indonesia Region - 1,426,510.91 - 840,226.00 - 1,183,896.74

Total Region 13,349 16,781,111.77 18,707 14,989,280.70 24,091 16,481,207.19

1. UBEP Jambi - 465,460.06 - 369,427.25 - 360,444.48

2. UBEP Lirik 43,911 - 35,246 - 2,139 -

3. UBEP Ramba - 803,647.28 - 3,713,489.73 - 2,737,782.62

4. UBEP Limau - 2,027,256.00 - 3,401,646.00 - 3,440,367.77

5. UBEP Adera - 416,290.00 - 292,520.00 - 370,470.00

6. UBEP Tanjung 3,304 790,777.29 5,414 810,612.88 4,915 788,167.81

7. UBEP Sanga2 Tarakan - 655,787.00 - 377,140.60 - 273,008.00

Total UBEP 47,216 5,159,217.63 40,660 8,964,836.46 7,054 7,970,240.68

Total Region + UBEP 60,564 23,366,840.30 59,367 23,954,117.16 31,145 24,451,447.87

1. TAC - 384,687.75 - 404,442.92 - 1,646,849.71

2. KSO - - - - - -

Total Mitra Total Partners - 384,687.75 - 404,442.92 - 1,646,849.71

Total Own + MitraTotal Own+Partners 60,564 23,751,528.05 59,367 24,358,560.08 31,145 26,098,297.58

91



Company Information


Konsumsi Energi Langsung dan Tidak Langsung Dari Sumber Primer [EN3]Direct and Indirect Energy Consumption from Primary Sources

Sebagai perusahaan yang bergerak di sektor hulu

migas, PT Pertamina EP memahami benar pentingnya

penghematan energi. Untuk itulah kami terus melakukan

upaya-upaya untuk menghemat pemakaian energi.

Upaya yang telah dilaksanakan selama tahun 2012,

di antaranya dengan rekayasa teknologi agar proses

produksi lebih efisien, penggantian bahan bakar minyak

dengan bahan bakar gas (own use). Selain itu kami juga

memulai pemanfaatan panel surya untuk menghasilkan

listrik yang kemudian digunakan sebagai penerangan.

[EN5] [EN6]

No LapanganField

Listrik PLN (KWH)Electricity from PLN

Listrik Surya (KWH)Solar Electricity (KWH)

1 Jambi 29,477,760

2 Prabumulih -

3 Tarakan 5,621,629 10,096

4 Pendopo 120,085 730

5 Sangasanga 11,562,252 15,330

6 Sangatta 7,040,982 4,818

7 KP PEP 468,226

8 PPDM

9 PPGJ

10 Tarakan 6,621,629 10,096

11 Bunyu 9,259,104

12 Cepu 19,402,750 1,458

13 JTB 16,708,956

14 Limau 18,835,667 9,125

15 Rantau 13,811,089 1,577

16 Tanjung 55,070,931

17 P Susu 5,404,564

18 Lirik 39,866,754 528,000

19 Papua 6,790,662 26,280

20 Subang 211,946 125,971

21 Tambun 10,796,101

22 PPGM

23 Adera 237,300

Jumlah Total 257,308,387 733,481

As a company engaged in the upstream oil and gas

sector, PT Pertamina EP is aware of the importance

of energy saving. Therefore we continue to make

efforts to save energy consumption. The efforts

that have been undertaken during 2012, include

technological engineering for more efficient

production process, oil fuel substitution with gas

(own use). We have also started to utilize solar

panel to generate electricity for lighting. [EN5]

[EN6]

Pemanfaatan panel surya untuk menghasilkan listrik mencapai 733,481 KWh

92



Perusahaan juga melakukan serangkaian upaya

tidak langsung yang ditujukan untuk penghematan

penggunaan energi, meliputi: [EN7]

1. Pengiriman minyak mentah menggunakan pipa

untuk menekan emisi dan loss yang sebelumnya

menggunakan road tank

2. Pembatasan perjalanan bisnis bagi seluruh pekerja

termasuk Dewan Komisaris dan Direksi, hanya untuk

yang bersifat mendesak atau khusus.

3. Pemanfaatan teknologi informasi untuk komunikasi

antara Kantor Pusat dengan area operasi, maupun

di antara area operasi, diantaranya dengan

teleconference townhall meeting, rapat produksi,

rapat komite HSE, dll.

Pengelolaan Air

Perusahaan berupaya mengelola penggunaan air

dengan memanfaatkan seefektif mungkin, serta

mengoptimalkan upaya untuk menjaga ketersediaan

sumber air. Pemanfaatan air terutama digunakan untuk

kebutuhan domestik dan proses produksi.

Kebutuhan air untuk keperluan domestik di area operasi

diperoleh dari air permukaan dengan pengelolaan

yang memenuhi baku mutu, sedangkan di Kantor

Pusat melalui pengelolaan yang dilakukan pemilik

gedung tempat Perusahaan berkantor. Untuk proses

injeksi sumur produksi, kebutuhan air dipenuhi dari

air terproduksi yang dimanfaatkan kembali dan

tidak ada yang dibuang ke badan air sehingga tidak

membahayakan keanekaragaman hayati di dalamnya.

[EN9] [EN10] [EN21] [EN25]

Pengambilan air dan pemanfaatannya dilakukan dengan

pengawasan dan pemantauan secara teratur. Kondisi ini

menjadikan PT Pertamina EP tidak pernah menghadapi

keluhan dari masyarakat maupun pihak berwenang,

terkait dengan terganggunya sumber air di sekitar lokasi

operasi. [EC9]

The company also conducted a series of indirect

efforts aimed at saving energy use,

including: [EN7]

1. Oil distribution by pipeline that previously use

road tanks to reduce emission and loss.

2. Business travels limit for all employees including

the Board of Commissioners and Directors, only

for urgent or special purposes.

3. Utilize information technology for

communications between Head Office and

operating areas, as well as among operating areas

including teleconference town hall meeting,

production meeting, HSE Committee meeting,

etc.

Water Management

The Company strives to manage the use of water by

utilizing it as effectively as possible, and to optimize

the efforts to maintain the availability of water

sources. Water is mainly used for domestic needs and

production process.

Water needed for domestic use in the area of

operations is taken from surface water with

management that meets the quality standard, while

water at the Head Office is provided by building

management where the Company’s office located.

Meanwhile, water needed for production well

injection, is supplied by reusing produced water

with no discharge into water body so that would not

endanger the biodiversity in it. [EN9] [EN10] [EN21]

[EN25]

Water is taken and used under supervision and regular

monitoring. Therefore PT Pertamina was never

faced with complaints from both the public and the

authorities, concerning disturbance of water resources

around the area of operations. [EC9]

93



Company Information


Diagram Alur Pengelolaan Air TerproduksiFlow Chart of Produced Water Management

Dalam kegiatan pemboran kami menggunakan air tanah

untuk proses operasionalnya, penggunaan air pemboran

dengan sirkulasi tertutup merupakan upaya efisiensi

penggunaan air sehingga tidak terus menerus mengambil

air permukaan. Berikut adalah diagram alir pengelolaan

limbah cair pemboran.

Secara keseluruhan total penggunaan air selama tahun

2012 adalah 6.678.534 meter kubik (m3). Adapun sumber

air yang digunakan 98% adalah air permukaan. Dari

seluruh air yang digunakan tersebut, 11% di daur ulang.

[EN8]

We use groundwater in our drilling operation, the

use of drilling water with closed circulation is an

efficiency effort for water use to prevent continuous

surface water taking. The following is a flow chart of

drilling liquid waste management.

Total water use during 2012 was 6.678.534 cubic

meter (m3). As much as 98% of water sources used was

surface water. Of all water used, 11% was recycled.

[EN8]

SPARATOR

KILANG

FLUIDA

LIQUID

GAS

KONDENSAT

FLUSHING WATER

MINYAK

KEGIATAN OPERASI

AIR FORMASI

MIN

YA

K

BAK SETTLING

SCRUBBER

TANGKI

TANGKI

TANGKI

TANGKI

GAS

FLUID

SEPARATOR

TANKS TANKS

TANKS

TANKS

OIL

REFINERY

FORMATION WATER

GAS

GASOPERATIONS

CONDENSATE

SETTLING TANKS

Landong T. Silalahi

Manajer Senior Technical Support

[email protected]

94



Total Penggunaan Air Berdasarkan Sumber (satuan dalam meter kubik) [EN8]Total Water Use by Sources (unit in cubic meter)

NoLokasi

LocationPermukaan (m3)

SurfaceTanah (m3)

GroundPDAM (m3)

Hujan (m3)Rain

Lain-lain (m3) Other

Daur Ulang (m3)Recycled

1 Jambi 122 - - - - -

2 Prabumulih 275 42 - - - -

3 Tarakan 860,197 - - - - 537,042

4 Pendopo 33 - - - - -

5 Sangasanga 354,494 - 21,142 - - 685

6 Sangatta 269 - - - - -

7 KP PEP - - - - - -

8 PPDM - - - - - -

9 PPGJ - 2,806 53 - - -

10 Tarakan 860,197 - - - - -

11 Bunyu 11 - - - - -

12 Cepu 282,696 - - - 71,673 141,348

13 JTB 648 - - - - -

14 Limau 2,847 300 - - - -

15 Rantau 943 - - - - -

16 Tanjung 3,853,608 - - - - 770

17 P Susu - 512 - - - -

18 Lirik 139 - - - - -

19 Papua 75,510 - - - - -

20 Subang - 23,419 - - - -

21 Tambun - - - 2,931 - -

22 PPMatindok - - - - - -

JumlahTotal

6,291,990 27,079 1,194 2,931 71,673 679,846

PersentasePercentage

98% 0% 0% 0% 1% 11%

Dari seluruh air yang digunakan,

11% di daur ulang.

95



Company Information


Penguasaan Lahan dan Biodiversitas

Hingga akhir tahun 2012, luas wilayah kerja

pertambangan (WKP) yang sudah dimanfaatkan

mencapai 518.023,9 hektar. Dari seluruh luasan area

yang sudah operasional, ada yang berlokasi di kawasan

yang dilindungi Undang-Undang (UU) No.5 Tahun

1990 tentang Konservasi Sumber Daya Alam Hayati

dan Ekosistemnya. Sebagian lagi ada yang terletak

berdekatan dengan kawasan terlindung. [EN11]

Lahan dalam pertambangan migas berbeda dengan

pertambangan lainnya. Lahan yang digunakan untuk satu

sumur tidak lebih dari 2 Ha sehingga keragaman hutan

tetap terjaga secara baik.

Sebagai kawasan terlindung, maka lahan tersebut

memiliki keanekaragaman hayati tinggi. Kegiatan

eksplorasi maupun eksploitasi yang dilakukan berpotensi

menimbulkan dampak signifikan terhadap penurunan

kualitas udara, air dan tanah, serta perubahan habitat

tempat tinggal fauna maupun flora tertentu. [EN12]

Kondisi ini disadari sepenuhnya sehingga PT Pertamina

EP mengedepankan kepatuhan pada proses perizinan

dan persyaratan lain yang menyertainya. Syarat ini

Land tenure and Biodiversity

By the end of 2012, the Company’s mining working

areas (WKP) that have been utilized reached 518,023.9

hectares. Of the areas that have been operating, some

of them are in the protected area according to Law

No. 5 Year 1990 on Conservation of Biological Natural

Resources and Ecosystem. Some other parts are located

adjacent to protected area. [EN11]

Land for oil and gas mining is different from other

mining. The land used for a well no takes no more

than 2 hectares so that forest biodiversity is well

maintained.

Lokasi Lahan Di Area Operasional Berdasarkan Peruntukan [EN11]Site Location in Operational Area by Land Use

AREA OPERASIOPERATION AREA

LUAS LAHAN BERDASAR PERUNTUKKANSITE AREA BY LAND USE

TOTAL LUAS LAHANTOTAL AREA OF LAND

Kawasan Jawa Java Region 276.67

Kawasan Sumatera Sumatra Region 515,470

Kawasan KTI Eastern Indonesia Region 321.14

Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit 1,406.47

Pengembangan Proyek Development Project 26.84

Kemitraan TAC TAC Partnership 50,56

Kemitraan KSO KSO Partnership 472.22

Jumlah Total 518,023.9

Satuan dalam Ha Unit in Ha

As a protected area, the land has high biodiversity.

Operational activities, both exploration and

exploitation, potentially cause significant impact on

declining quality of air, water and soil, as well as

changes in habitat of particular fauna and flora. [EN12]

The company is fully aware of such conditions so that

PT Pertamina EP upholds compliance with licensing

and other requirements attached to them. These

96



di antaranya adalah melengkapi keberadaan izin dari

Kementerian Kehutanan, terutama pada lokasi lahan

yang telah dimiliki sebelum pemberlakuan Undang-

Undang (UU) No.5 Tahun 1990 tentang Konservasi Sumber

Daya Alam Hayati dan Ekosistemnya.

Selain itu, Perusahaan juga memenuhi ketentuan

penyediaan lahan pengganti berupa dua kali luas lahan

yang dimanfaatkan untuk kegiatan operasional. Selama

tahun 2012 kami telah menyiapkan lahan pengganti

dengan cakupan luas mencapai 63.020 Ha. [EN14]

Secara keseluruhan luas lahan pengganti yang saat

ini telah disediakan mencapai 202.991 Ha, dari yang

seharusnya 564.481 Ha. Lahan pengganti tersebut

berada di Pulau Jawa, sementara untuk penggantian

lahan di luar Pulau Jawa dilaksanakan melalui

mekanisme pembayaran kompensasi yang besarannya

diatur oleh Kementerian Kehutanan.

Sesuai Peraturan Menteri Kehutanan No.P.38/Menhut-

II/2012, pemilihan lahan pengganti harus memenuhi

kriteria tertentu, di antaranya:

1. Terletak berbatasan langsung dengan kawasan

hutan, kecuali lahan kompensasi tersebut dapat

dikelola dan dijadikan satu unit pengolahan hutan;

2. Terletak dalam daerah aliran sungai, pulau, dan/

atau provinsi yang sama;

3. Dapat dihutankan kembali dengan cara

konvensional;

4. Tidak dalam sengketa dan bebas dari segala jenis

pembebanan dan hak tanggungan;

5. Mendapat rekomendasi Gubernur atau Bupati.

Adapun pemanfaatan lahan pengganti antara lain untuk:

• Dijadikan kawasan hutan sebagai pengganti kawasan

hutan yang digunakan untuk area operasi.

• Seluruh lahan kompensasi setelah dikukuhkan

sebagai kawasan hutan diserahkan kepada Perum

Perhutani, sebagai pengelola kawasan hutan di

Pulau Jawa.

Selain menyediakan lahan pengganti, secara

berkesinambungan Perusahaan juga melakukan upaya

requirements include obtaining permit from the

Forestry Ministry, especially at the sites that have been

acquired before the enactment of Law No. 5 Year 1990

on the Conservation of Biological Natural Resources and

its Ecosystem.

In addition, the Company also complies with the

requirement to provide replacement land twice the

area used for operational activities. During 2012 we

have provided replacement land of 63,020 Ha. [EN14]

Thus total area of replacement land that has been

provided reached 202,991 Ha, of the 564,481 Ha

required. The replacement land is located on Java

Island, while for the replacement for land outside Java

is conducted through compensation payment, which

amount is set by the Forestry Ministry.

Pursuant to Forestry Minister Regulation No.P.38/

Menhut-II/2012, the selection of replacement land must

meet certain criteria, including:

1. Located directly adjacent to the forest, unless the

compensation land can be managed and merged

into a forest management unit;

2. Located in the same watershed, island, and/or

province;

3. Can be reforested by conventional methods;

4. Not in dispute and free from any kind of charges

and the right of land mortgage;

5. Recommended by Governor or Regent.

Replacement land is utilized for the following purposes:

• To be made as forestry area to replace the forest

used as operating area.

• All compensation land after being confirmed as

forest area are handed over to Perum Perhutani, as

the forest management on Java Island.

In addition to providing replacement land, the Company

continuously makes habitat restoration efforts in the

97



Company Information


Area OperasiOperation Area

Jumlah Pohon Number of Trees Jenis PohonTree SpeciesRealisasi

RealizationPersentasePercentage

Lapangan TarakanField Tarakan 455 0.23% Mangga, Mahoni, Rambutan

Mango, Mahogany, Rambutan

Unit Bisnis EP (UBEP) LirikLirik EP Business Unit 5,000 2.52% Trembesi

Samanea Saman

Lapangan Pangkalan SusuField Pangkalan Susu 7,410 3.73% Bakau

Mangrove

Lapangan RantauField Rantau 9,000 4.53% Bambu

Bamboo

Proyek Pengembangan Pondok Makmur Pondok Makmur Development Project 2,980 1.50% Cerbera Manghas

Tree Species

Lapangan CepuField Cepu 15,085 7.60% Mahoni, Sawo, Belimbing

Mahogany, Sapodilla, Star fruit

Lapangan JatibarangField Jatibarang 12,009 6.05% Mangga, Jabon, Mangrove

Mango, Anthocephalus cadamba, Mangrove

Lapangan SubangField Subang 55,297 27.84% Sengon, Akasia, Mahoni

Sengon, Acacia, Mahogany

Lapangan TambunField Tambun 8,085 4,06% Mahoni

Mahogany

Lapangan SangasangaField Sangasanga 29,000 14.60% Mangrove, Trembesi

Mangrove, Samanea Saman

Lapangan PrabumulihField Prabumulih 27,000 13.60% Trembesi, Mangga

Samanea Saman, Mango

Lapangan PendopoField Pendopo 8,900 4.48% Mahoni, Durian

Mahogany, Durian

Lapangan Bunyu Field Bunyu 950 0.48% Tanjung, Mahoni

Mimusops Elengi, Mahogany

Pertamina EP Kantor PusatPertamina EP Head Office 3,600 1.81% Puspa, Jambu, Duku

Puspa, Rose Apple, lansium domesticum

Proyek Pengembangan Gas MatindokMatindok Gas Development Project 9,000 4.53% Mangrove, Mahoni

Mangrove, Mahogany

Lapangan JambiField Jambi 932 0.47% Manggis, Trembesi

Mangosteen, Samanea Saman

Lapangan PapuaField Papua 1,500 0.76% Akasia, Mangga

Acacia, Mango

UBEP RambaRamba EP Business Unit 137 0.07% Durian, Mangga

Durian, Mango

UBEP LimauRamba EP Business Unit 1,550 0.78% Glondokan, Jati, Mahoni

Polyalthia longifolia, Teak, Mahogany

Proyek Pengembangan Gas JawaJava Gas Development Project 1,238 0.62% Palem Tupai, Mahoni

Foxtail Palm, Mahogany

Total 199,128

pemulihan habitat pada area yang menjadi lokasi

kegiatan operasi. Upaya pemulihan habitat yang

dilaksanakan adalah penanaman pohon atau revegetasi.

Kegiatan serupa menjadi bagian dari program induk

perusahaan, PT Pertamina (Persero). Hingga akhir

periode pelaporan telah ditanam sebanyak 199.128

pohon yang di dalam maupun di luar wilayah operasi

Perusahaan. Selanjutnya kini dalam proses pemantauan

dan pemeliharaan untuk memastikan tumbuh dalam

keadaan baik [EN13]

operating areas. Habitat restoration efforts are

undertaken by tree planting or revegetation. This

activity also includes similar activities that are part

of the program of parent company, PT Pertamina

(Persero). Until the end of the reporting period a

total of 199,128 trees have been planted, spread

both inside and outside of the Company's operational

areas. They are currently in the process of

monitoring and maintenance to ensure their proper

growth. [EN13]

Keterangan : Kegiatan dilaksanakan oleh area operasi yang bersangkutan bekerjasama dengan institusi lain (Pemda, Universitas, dll)Note: The activities are conducted by each area of operations in collaboration with other agencies (Regional Government, Universities, others)

98



Pada area tertentu di kawasan atau berbatasan dengan

daerah terlindung, kami melakukan studi keberadaan

keanekaragaman hayati. Dari hasil studi, diketahui

adanya spesies fauna maupun flora yang dilindungi, baik

berdasarkan Daftar Merah International Union for the

Conservation of Nature and Natural Resources (IUCN),

Convention on International Trade in Endangered Spesies

of Wild Fauna and Flora (CITES), maupun Undang Undang

No.5 Tahun 1990. [EN15]

Menyadari keberadaan spesies langka di beberapa area

operasi, disikapi Perusahaan dengan melakukan upaya

membantu pelestarian dan penangkaran beberapa

satwa langka. Ada dua jenis satwa langka yang menjadi

perhatian PT Pertamina EP. Masing-masing adalah (1)

Burung Maleo (Macrochepalon maleo) yang merupakan

burung khas Sulawesi di sekitar wilayah operasi Proyek

Pengembangan Gas Matindok. (2) Orang Utan di wilayah

area operasi lapangan Sangatta, Kalimantan Timur. (3)

Monyet Bekantan (Nasalis larvatus) yang ditemukan di

wilayah area operasi Unit Bisnis EP Sangasanga&Tarakan

– Tarakan Field di Kalimantan Timur, dan (4) tanaman

endemik di Taman Nasional Gunung Ceremai, Jawa Barat

[EN14] [EN15][OG4]

Pelestarian burung Maleo dilaksanakan PT Pertamina

EP bekerjasama dengan Balai Konservasi Sumber Daya

Alam (BKSDA) Sulawesi Tengah. Kerjasama ditandai

penyerahan empat ekor anak burung Maleo dari

Presiden Direktur PT Pertamina EP, Syamsu Alam kepada

Kementerian Kehutanan yang diwakili Direktur Jenderal

Bina Pengelolaan Daerah Aliran Sungai dan Perhutanan

Sosial, Harry Santoso. Penyerahan dilakukan di Jakarta

pada 15 Januari 2012.

Burung Maleo merupakan satwa endemik Sulawesi yang

dilindungi Undang-Undang sebagai satwa langka dan

kondisinya kini kritis serta terancam punah. Kerjasama

perlindungan terhadap burung Maleo menjadi bagian

dari kolaborasi PT Pertamina EP dengan BKSDA Sulawesi

Tengah dalam mengelola Suaka Margasatwa Bakiriang.

Kerjasama pengelolaan kawasana tersebut selanjutnya

dijabarkan dalam bentuk Rencana Kerja Tahunan yang

mencakup lima program kerja yang meliputi konservasi

In certain areas located in protected areas or adjacent

to protected areas, we conducted a study on the

existence of biodiversity. The results of the study found

the existence of protected species of fauna and flora,

both according to the Red List of the International

Union for the Conservation of Nature and Natural

Resources (IUCN), Convention on International Trade in

Endangered Species of Wild Fauna and Flora (CITES),

and Law No. 5 Year 1990. [EN15]

Acknowledging the existence of rare species in some

areas of operations, the Company made the effort

to help preserve and captive breeding some of the

endangered animal species. There are two rare species

that come to PT Pertamina EP’s attention. They are

(1) Maleo bird (Macrochepalon maleo) which is an

indigenous bird of Sulawesi around the operational

area of Matindok Gas Development Project. (2) Orang

Utan in (Pongo pygmaeus) operational area of Sangatta

field, East Kalimantan. (3) Bekantan monkey (proboscis

monkey or Nasalis larvatus), found in the operational

area of EP Business Unit Sangasanga & Tarakan, Tarakan

Field in East Kalimantan, and (4) endemic plant in Mount

Ceremai National Park, West Java [EN14] [EN15][OG4]

Maleo bird conservation by PT Pertamina EP is

implemented in collaboration with Central Sulawesi

Natural Resources Conservation Center (BKSDA). The

collaboration was marked by the handover of four Maleo

birds presented by PT Pertamina EP’s President Director

Syamsu Alam to the Forestry Ministry, represented by

Director General of Watershed Management and Social

Forestry, Harry Santoso. The handover was conducted in

Jakarta on January 15, 2012.

Maleo bird is an animal species endemic to Sulawesi,

which is protected by the laws as a rare species and

currently in critical and endangered condition. The

Maleo bird conservation is part of PT Pertamina EP and

Central Sulawesi BKSDA’s collaboration in managing

Bakiriang Animal Conservation. The area management

cooperation is further elaborated in Annual Work

Plan covering five work programs that include Maleo

conservation, handling of animal conservation area

99



Company Information


Maleo, penanganan perambah suaka margasatwa,

pemantapan kawasan suaka margasatwa dan program

pendukung lainnya.

Atas kepedulian ini, pada 25 Januari 2012 PT Pertamina

EP dinobatkan sebagai “Bapak Angkat Pelestarian Satwa

Maleo”. Penetapan ini dilakukan oleh Gubernur Sulawesi

Tengah, Drs. H. Longky Djanggola, Msi.

Orang Utan Borneo (Pongo pygmaeus) adalah satwa

primata yang populasinya semakin menurun dan

terancam punah. Kepunahannya dikhawatirkan akan

terjadi sekitar tahun 2020 jika tidak ada tindakan

pencegahan yang efektif (meijard dan Rijksen, 2001).

Untuk itu, Pertamina EP, bekerjasama dengan Taman

Nasional Kutai dan Mitra TNK, melakukan upaya

Penanganan Satwa Orangutan Temuan/Sitaan dan

penyerahan masyarakat, melakukan survey populasi

orangutan di Taman Nasional Kutai (Menamang,

Mentoko, dan Sangkima), dengan total jalur yang

diamati sepanjang 34,5 km.

Selanjutnya, Monyet Bekantan berdasarkan Daftar

Merah IUCN termasuk spesies langka dengan kategori

genting karena berada diambang kepunahan. Komitmen

Perusahaan untuk ikut melestarikan satwa langka

ini adalah dengan membantu keberadaan Kawasan

Konservasi Mangrove dan Bekantan (KKMB) di Kota

Tarakan, bekerjasama dengan Dinas Kebudayaan,

Pariwisata, Pemuda dan Olahraga setempat.

Upaya yang sudah dilakukan hingga akhir tahun 2012

adalah pembuatan tempat pembibitan mangrove dan

pembuatan tempat makan di area KKMB yang kini

memasuki tahapan pengerjaan di lokasi. Saat ini di

area KKMB sudah ada 32 ekor Bekantan, dan diharapkan

jumlahnya dapat terus bertambah seiring berfungsinya

area KKMB.

Kawasan taman Nasional Gunung Ciremai (TNGC) saat ini

terdapat areal kritis sekitar 3.000 Ha akibat kebakaran

hutan dan areal bekas perambahan. Perusahaan

menyambut baik tawaran program dari TNGC untuk

mempercepat proses reboisasi di Kawasan TNGC.

encroachers, stabilization of animal conservation and

other support programs.

With this awareness, PT Pertamina EP has been named

"Foster Parent of Maleo Conservation" on January 25,

2012. This recognition was awarded by Central Sulawesi

Governor Drs. H. Longky Djanggola, Msi. by Central

Sulawesi Governor Drs. H. Longky Djanggola, Msi.

Borneo Orangutan (Pongo pygmaeus) is a primate

species whose population is declining and endangered.

Their extinction is feared to occur around 2020 if

there is no effective preventive measures (meijard

and Rijksen, 2001). Therefore, Pertamina EP, in

collaboration with the Kutai National Park (TNK) and

Partners, carry out Found/Confiscated Orangutan

Handling and handover from community, conduct

orangutan population survey in Kutai National Park

(Menamang, Mentoko, and Sangkima), with the observed

total tracks along 34.5 km.

Bekantan monkey based on the IUCN Red List of

endangered species is in critical categories for being on

the verge of extinction. The Company’s commitment to

help preserve this endangered species is by supporting

the Mangrove and Bekantan Conservation (KKMB) in

Tarakan City, in cooperation with the local Culture,

Tourism, Youth and Sports Agency.

Efforts that have been made until the end of 2012

include building mangrove seedling nurseries and eating

area in KKMB area which was entering construction

phase on the site. Currently, there have been 32

bekantan living in the area KKMB, and the number is

expected to grow in line with the functioning of KKMB

area.

Mount Ciremai National Park (TNGC) area currently has

about 3,000 Ha of critical area due to forest fires and

former encroachment areas. The Company welcomes

the program offer from TNGC to accelerate the process

of reforestation in TNGC area.

100



Untuk itu, Pertamina EP bersama dengan Taman Nasional

Gunung Ciremai melakukan upaya pelestarian Taman

Nasional Gunung Ciremai dengan melakukan penanaman

tanaman endemik. Bibit yang ditanam terdiri dari Ambit

(Alaeocarpus sp), Caruy (Javanicum Pterospermum),

Huni (Antiseda Spp), Huru (Litsea Spp), Peutag (Szzygum

densiflorum), Puspa (Scima Wallichii) dan Salam (Eugenia

Polyantha). Penanaman 400 bibit pohon untuk luas lahan

1 HA di Area TNGC.

Pengendalian Emisi

Seiring visi PT Pertamina EP untuk menjadi Perusahaan

berstandar kelas dunia, kami terlibat aktif dalam

prakarsa/inisiatif internasional untuk melestarikan

lingkungan. Inisiatif ini diantaranya adalah pengurangan

emisi gas rumah kaca (GRK) yang memicu terjadinya

pemanasan global. Melalui langkah ini, Perusahaan juga

secara langsung mendukung kebijakan Pemerintah yang

menargetkan penurunan emisi GRK secara nasional.

Kami juga melakukan studi penggunaan kembali

CO2 yang dihasilkan dari sumur produksi. Sebagian

CO2 digunakan kembali menjadi materi injeksi dan

dimanfaatkan untuk dijual. Melalui kebijakan yang masih

dalam tahapan studi ini, diharapkan nantinya CO2 yang

dilepaskan ke udara sebagai emisi GRK dapat dikurangi.

Informasi mengenai studi ini dibahas lebih lanjut dalam

laporan ini terkait metode pengurasan minyak. [EN18]

Langkah lain adalah melakukan penanaman pohon

sebagai bagian dari program bersama Pemerintah untuk

menanam satu miliar pohon. Penanaman pohon secara

tidak langsung akan mengurangi emisi gas karbon.

Terlebih beberapa jenis tumbuhan yang ditanam adalah

pohon trembesi (Samanea saman) yang memiliki tingkat

kemampuan penyerapan emisi gas karbon tertinggi.

[EN18]

Upaya lainnya adalah melakukan pengukuran emisi

GRK, baik dari sumber-sumber langsung maupun tidak

langsung. Hasil pengukuran tersebut akan menjadi

dasar pertimbangan kebijakan Perusahaan untuk

meminimalkan emisi GRK yang dihasilkan. [EN16] [EN17]

Therefore, Pertamina EP along with Mount Ciremai

National Park carry out preservation efforts of

the national park by planting endemic plants. The

seedlings that were planted consisting of Ambit

(Alaeocarpus sp), Caruy (Javanicum Pterospermum),

Huni (Antiseda Spp), Huru (Litsea Spp), Peutag

(Szzygum densiflorum), Puspa (Scima wallichii) and

Salam (Eugenia Polyantha). Planting of 400 tree

seedlings on 1 Ha of land in the TNGC area.

Emission Control

In line with the vision of PT Pertamina EP to be a

world class company, we are also actively involved in

the international initiatives, which aimed to preserve

the environment. One of them is the reduction of

greenhouse gas emissions (GHG), which triggered

global warming. Through this measure, the Company

also directly supports the Government's policy that

targets the reduction of GHG emissions nationally.

We realized the efforts by conducting a study on reuse

of CO2 generated from the production wells. Some

CO2 is reused as injection material, and some are

for sale. Through this policy that is still in the study

phase, it is expected there will be no CO2 released

into the atmosphere as greenhouse gas emissions.

[EN18]

Another action is by tree planting as part of the

Government program to plant one billion trees. Tree

planting will indirectly be able to reduce carbon

gas emissions. Some species of the tree planted is

samanea saman tree that has the highest carbon

emission absorption capability. [EN18]

Other effort to control GHG emissions is by measuring

GHG emissions, both from direct and indirect sources.

The results of these measurements will be used as

considerations for the Company's policy to minimize

GHG emissions. [EN16] [EN17]

CO2 Kami gunakan kembali menjadi materi injeksi dan dimanfaatkan untuk dijual

101



Company Information


Hasil Pengukuran Emisi GRK di Area Operasi Pertamina EPGHG Emission Measurement Result in Operating Area of Pertamina EP

Selain emisi GRK, Perusahaan senantiasa mengendalikan

emisi gas lain, meliputi emisi gas penipis lapisan ozon

dan juga emisi NO2, SO2 maupun partikulat lainnya.

Langkah yang sudah dilakukan untuk mengendalikan

emisi gas penipis lapisan ozon, adalah freon Musicool

Hydrocarbon Refrigerant yang ramah lingkungan

karena bebas chlorofluorocarbon (CFC). Sementara

pengendalian emisi NO2, SO2 serta partikulat lain

dijalankan guna mengendalikan kualitas udara ambien

dengan memastikan kualitas emisi yang dikeluarkan

telah memenuhi baku mutu yang ditetapkan

Pemerintah. [EN19] [EN20]

Other than GHG emissions, the Company also continues

to control emissions of other gases, including emission

of ozone depleting gas and emission of NO2, SO2 as

well as other particulates. The measures that have

been carried out to control ozone depleting gas

are the use of Musicool Hydrocarbon Refrigerant

which is more environmentally friendly because it is

chlorofluorocarbon (CFC) free. Meanwhile NO2, SO2 and

other particulates emissions are controlled to maintain

quality of ambient air by ensuring the emission quality

meets the standard set by the Government. [EN19]

[EN20]

Gas Rumah KacaGreenhouse Gas 2010 2011 2012

CO2 1,640,803 2,154,877 1,255,144

N2O 10,623 29,812 25,775

CH4 45,857 141,558 90,809

NOx 5,626 16,962 5,354

SOx 20 8,969 40

VOC 352,634 392,863 351,072

TOC 5,871 101,455 11,626

Total Emisi Ekuivalen (ton)Total Emission Equivalent 4,016,398 4,206,982 6,423,705

102



Pengelolaan Limbah

Upaya menjaga kelestarian lingkungan tak bisa

dilepaskan dari usaha bersama untuk meminimalkan

ancaman kerusakan yang bisa ditimbulkan dari

keberadaan limbah. Karenanya PT Pertamina EP memiliki

kebijakan terkait pengelolaan limbah. Ada beberapa

bentuk limbah yang dihasilkan Perusahaan dari kegiatan

operasional yang dilakukan, dan pengelolaannya

dilakukan dengan memperhatikan karakteristik limbah

yang dihasilkan. [EN22]

Berdasarkan bentuknya, limbah yang dihasilkan

dibedakan atas limbah cair dan limbah padat. Sedangkan

jika dibedakan sesuai karakteristik kandungan zat di

dalamnya, limbah yang dihasilkan terdiri atas limbah

organik, anorganik, dan limbah B3. Khusus untuk limbah

B3, Perusahaan memberlakukan prosedur pengamanan

ketat dalam proses penyimpanan, pengangkutan dan

pengolahannya.

Limbah Bukan B3 Dihasilkan dan Pengelolaannya [EN22]Non-Hazardous Waste Generated and Management

Limbah Non B3Non B3 Waste

JumlahTotal

DikelolaManaged

SisaRemainder Cara Pengelolaan

Management MethodTon Ton Ton

Pipa BekasUsed Pipes

1,420 373 1,047 Sebagai bahan konstruksi bagunanAs construction material

Limbah OrganikOrganic Waste 19,696 9,099 10,598

Dimanfaatkan sebagai kompos granule, pakan ikan, dan dibakar di incineratorUsed as granule compost, fish feed, and burned in incinerator

Limbah AnorganikInorganic Waste 649 216 433

Dikirim ke TPA (dikelola oleh Pemda)Sent to Sanitary Landfill (managed by Regional Government)

Kemasan Produk Non B3Packaging of Non-B3 Waste 48,670 10,966 37,704

Dikirim ke TPA (dikelola oleh Pemda)Sent to Sanitary Landfill (managed by Regional Government)

JumlahTotal 70,435 20,653 49,782

Waste Management

Efforts to preserve the environment can not be

separated from a concerted effort to minimize threat

of damage that may be caused by the presence of

waste. Therefore PT Pertamina EP has a policy on

waste management. There are several forms of waste

generated by the Company’s operations, and they are

managed according to each of their characteristics.

[EN22]

Based on its form, the waste generated is divided into

liquid waste and solid waste. Meanwhile, according

to the characteristics of substance contained in it,

the waste consists of hazardous and toxic waste (B3)

and non-B3. The Company applies security procedures

particularly for B3 waste in its storage, transport and

treatment.

13% Limbah bukan B3

dimanfaatkan kembali

103



Company Information


Tumpahan Minyak dan Cairan Lain [EN23]

Pertamina EP memiliki TKI (Tata Kerja Individu) inspeksi

peralatan dan Fasilitas Produksi. TKI tersebut digunakan

untuk memastikan kehandalan fasilitas produksi

Pertamina EP. Kehandalan peralatan yang semakin

meningkat berkorelasi dengan penurunan kegagalan

operasi, menekan kecelakaan kerja dan pencemaran

lingkungan termasuk tumpahan minyak.

Limbah B3 Dihasilkan/Didatangkan dan Pengelolaannya [EN22] [EN24]Hazardous Waste Generated and Management

Limbah B3 PT Pertamina EP Hazardous Waste of PT Pertamina EP

Limbah B3Hazardous Waste

Jumlah Total

DikelolaManaged

Sisa Remainder Cara Pengelolaan

Management MethodTon Ton Ton

Tanah terkontaminasi & Sludge OilContaminated Soil & Sludge Oil

42,322 11,872 30,450

Diangkut ke pihak pengumpul dan pengelola yang telah memiliki izin dari KLH

Sent to waste collector and management agencies with permit from Forestry Ministry

Oli Bekas (m3)Used Oil (m3) 388 354.23 34

Majun (ton)Cotton waste (ton) 6 5.58 0

Kemasan Produk B3 (ton)Hazardous Product Packaging (ton) 241 235.29 6

Filter & Aki BekasFilter & Battery Waste 2 2.04 0

Lain-lain Other 98 94.61 4

Jumlah Total 43,058 12,564 30,495

Oil and Other Fluid Spills [EN23]

Pertamina EP has TKI (Individual Working Procedures)

for equipment and production facilities inspection.

TKI is used to ensure the reliability of Pertamina EP’s

production facilities. Improving equipment reliability

correlates with a decrease in the operational failure,

curbing work accidents, and environmental pollution

including oil spills.

104



Beberapa STK yang digunakan untuk memastikan

kehandalan peralatan adalah sebagai berikut :

1 Pemeriksaan Ketel UapBoiler inspection C-006/EP5000/2006-S0

2 Pemeriksaan TankTank inspection C-007/EP5000/2006-S0

3 Pemeriksaan Pipa Penyalur di DaratLand Transmission Pipe inspection C-008/EP5000/2006-S0

4 Pemeriksaan Katup PengamanSafety Valve Inspection C-009/EP5000/2006-S0

5 Pemeriksaan HoistHoist inspection C-010/EP5000/2006-S0

6 Pemeriksaan Heat ExchangerHeat Exchanger inspection C-011/EP5000/2006-S0

7 Pemeriksaan Rotary EquipmentRotary Equipment inspection C-013/EP5000/2006-S0

8 Pemeriksaan Existing PlatFormExisting Platform Inspection C-014/EP5000/2006-S0

9 Pemeriksaan Casing & TubingExisting Platform Inspection C-015/EP5000/2006-S0

10 Pemeriksaan Wire Rope & AcessoriesWipe Rope & Accessories Inspection C-016/EP5000/2006-S0

11 Pemeriksaan PengelasanWelding Inspection C-017/EP5000/2006-S0

12 Pemeriksaan Breather ValveBreather Valve Inspection C-018/EP5000/2006-S0

13 Pemeriksaan Pesawat AngkatCrane Inspection C-019/EP5000/2006-S0

14 Pemeriksaan Drill PipeDrill Pipe Inspection C-020/EP5000/2006-S0

15 Pemeriksaan Coating dan PaintingCoating and Painting inspection C-021/EP5000/2008-S0

16 Pemeriksaan Proteksi Katodik Anoda Korban di DaratInspection of onshore sacrificial anode cathodic protection system C-022/EP5000/2008-S0

17 Pemeriksaan On-Shore Flow LineOnshore Flow Line inspection C-023/EP5000/2008-S0

Aside from TKI on inspection, in order to mitigate

oil spill, the Company also has TKI on Onshore and

Offshore Oil Spill Mitigation. In its implementation, the

Company cooperated with all BPMIGAS PSC Contractors

coordinated by SKK MIGAS.

Several Work System applied to ensure the reliability of

equipment are as follows:

Selain TKI tentang inspeksi, dalam rangka

penanggulangan tumpahan minyak, Perusahaan juga

memiliki TKI Penanggulangan Tumpahan Minyak Darat

dan Lepas Pantai. Dalam implemetasi penanggulangan

tumpahan minyak Perusahaan telah bekerja sama

dengan seluruh KKKS BPMIGAS yang dikoordinir oleh SKK

MIGAS.

105



Company Information


Data tumpahan minyak pada tabel berikut menunjukkan

peningkatan tumpahan minyak dari tahun ke tahun yang

menunjukkan peningkatan kesadaran dalam melaporkan

kejadian tumpahan minyak.

Peningkatan diakibatkan peningkatan kesadaran dalam

melaporkan tumpahan, dan pemenuhan sertifikasi

Peralatan & Instalasi Produksi semakin tahun mengalami

peningkatan, pada tahun 2012 telah mencapai 90 %.

Kegiatan utama Perusahaan di sektor hulu migas, juga

berpotensi menimbulkan peristiwa terjadinya tumpahan

minyak maupun cairan lain. Bila tidak ditangani dengan

baik, keadaan ini tentu saja dapat menjadi ancaman

serius bagi lingkungan.

Tumpahan minyak ke permukaan tanah, secara langsung

dapat menjadi bahan pencemar bila meresap ke lapisan

permukaan atas tanah (top soil). Demikian pula bila

tumpahan minyak terjadi di sumber air permukaan

termasuk laut, akan menutupi permukaan air atas

sehingga menghalangi masuknya sinar matahari dan

terganggunya habitat maupun kehidupan biota laut.

Menyadari hal ini, PT Pertamina EP menetapkan standar

prosedur operasi untuk menangani setiap kejadian

tumpahan minyak mengacu pada praktik-praktik terbaik

sesuai standar internasional.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0 0 0 0 0 0 06

114135

110

226

353

504

TUMPAHAN MINYAK

> 15 BBLS < 15 BBLS

100

200

300

400

500

Oil spill data in the following table shows an increase of

oil spills year after year that shows raised awareness in

reporting oil spill incidents.

The increase due to raised awareness in reporting

spills and compliance with certification of Production

Equipment & Installation, in 2012 reached 90%.

The Company’s main activities in oil and gas sector,

also potentially cause oil spill and other fluids. If they

are not handled properly, the condition can be a serius

threat to the environment.

Oil spill to the ground surface can directly become

contaminant when it seeps into the top soil. Similarly,

if an oil spill occurs in the surface water sources,

including the sea, it would cover the water surface thus

blocking sunlight and disturbing habitat and the life of

sea biota.

Recognizing this, PT Pertamina EP has established a

standard operating procedures (SOP) to handle every

oil spill incident with reference to best practices of

international standards.

TUMPAHAN MINYAKOIL SPILL

106



Berdasarkan latar belakang kejadian, peristiwa

tumpahan minyak yang terjadi dalam kurun waktu

periode pelaporan dibedakan atas tumpahan minyak

dalam proses produksi, dan tumpahan minyak

karena kasus pencurian oleh pihak-pihak yang tidak

bertanggung jawab.

Sepanjang tahun 2012, tercatat tidak ada peristiwa

tumpahan minyak >15 barel. Sedangkan tumpahan

minyak <15 barel terjadi sebanyak 504 kali. Seluruhnya

ditindaklanjuti Perusahaan sehingga bisa mencegah

ancaman kerusakan lingkungan. Karenanya selama kurun

waktu periode pelaporan, PT Pertamina EP tidak pernah

dihadapkan pada adanya sanksi denda finansial maupun

sanksi hukum lain terkait kasus dugaan pencemaran

akibat tumpahan minyak mentah yang terjadi dalam

proses produksi. [EN28]

Sementara dalam kasus tumpahan minyak mentah

yang terjadi akibat kasus pencurian, sejatinya tidak

menjadi tanggung jawab langsung PT Pertamina EP.

Namun demikian kami tetap melakukan tindakan

yang dipandang perlu, terutama penggantian pipa

yang dirusak para pelaku pencurian guna mencegah

berlarutnya tumpahan minyak mentah dan menjamin

kelancaran pasokan ke kilang minyak PT Pertamina

(Persero).

Adapun terkait ancaman kerusakan lingkungan

yang terjadi akibat tumpahan minyak mentah yang

dicuri, sepatutnya menjadi tanggung jawab bersama

seluruh pemangku kepentingan. Untuk itulah secara

berkesinambungan kami terus menggalang dialog dengan

para pemangku kepentingan terkait, agar melakukan

tindakan nyata untuk meminimalkan dampak kerusakan

lingkungan. Secara ringkas upaya yang sudah dilakukan:

1. Upaya pengamanan

• Hasil rapat pada tanggal 22 Juni 2012, PT.

Pertagas dan para shipper (JOB dan PT Pertamina

EP termasuk mitra TAC/KSO) sepakat untuk

dibentuk Pengamanan Tempino-Plaju guna

meminimalisir kerugian akibat pencurian

minyak dan menunjuk PT Pertamina EP sebagai

koordinator berkerja sama dengan POLRI dan TNI.

Based on the cause of incidence, oil spills that occurred

during the reporting period are categorized as oil spill

during production process, and oil spill due to theft.

Throughout 2012, there were no oil spills of >15 barrels.

While oil spill of <15 barrels occurred 504 times. The

company has followed up all incidents and managed

to prevent environmental damage. Therefore during

the reporting period, PT Pertamina EP never faced any

financial penalties and other legal sanctions related to

alleged pollution caused by oil spills that occur during

production process. [EN28]

Meanwhile crude oil spill cases caused by theft PT

Pertamina EP should not be directly held responsible.

However, we still took necessary action, particularly

replacement of pipes that were damaged by

perpetrators to prevent prolonged oil spill and ensure

stability of supply to the refineries owned by PT

Pertamina (Persero).

As for the threat of environmental damage caused

by the spill of stolen oil, it should become a shared

responsibility of all stakeholders. Therefore we promote

continuous dialogue with relevant stakeholders, to

jointly undertake concrete actions to minimize such

environmental damage. In brief, the efforts that have

been conducted are as follows:

1. Security Measures

• The meeting on June 22, 2012, PT Pertagas

and shippers (JOB and PT Pertamina EP

including TAC/KSO partners) agreed to form

Tempino-Plaju Security to minimize losses due

to oil theft and appointed PT Pertamina EP as

a coordinator and cooperate with Police and

Armed Forces.

107



Company Information


• Penjajakan Perjanjian Kerja Sama dengan

POLRI dan TNI selama 6 Bulan sampai

Desember 2012 dan setiap bulan dievaluasi

hasilnya.

2. Upaya Perbaikan

• Pelaporan terus menerus dari PT Pertamina EP oleh pengawas sekuriti tentang hilangnya minyak (harian) kepada Kepolisian Setempat

• PT Pertamina EP melakukan kerjasama pengamanan dengan KODAM II/SWJ dimulai Juli 2012 – sekarang

• Keberlanjutan operasi akan dibicarakan dengan SKKMigas untuk cost recovery

• Sesuai arahan Wamen ESDM sumur-sumur tua dikelola sesesuai ketentuan Permen ESDM No. 1 tahun 2008

• Partisipasi aktif seluruh stakeholders instansi pemerintah pusat dan daerah

Peristiwa Tumpahan Minyak [EN23]Oil Spill Occurrence

AREA OPERASIAREA OF OPERATIONS

< 15.000 BBLS > 15.000 BBLS

2011 2012 2011 2012

Region Jawa Java Region 80 247 0 0

Region Sumatera Sumatera Region 188 235 0 0

Region KTI Eastern Indonesia Region 9 6 0 0

UBEP 35 14 0 0

Proyek Pengembangan Development Project 2 0 0

Mitra TAC TAC Partner NA NA NA NA

Mitra KSO KSO Partner NA NA NA NA

Jumlah Total 312 504

Pengendalian Dampak Lainnya

Di luar uraian di atas, kami menyadari masih ada potensi

ancaman dampak lain yang bisa mempengaruhi kualitas

lingkungan. Tentu saja Perusahaan juga memberikan

perhatian serius demi mengendalikan dan meminimalkan

ancaman tersebut.

• Cooperation Agreement with Police and Armed

Forces for 6 Months to December 2012 with

monthly evaluation on the results.

2. Rectification Measures

• PT Pertamina EP’s continuous reporting by security supervisor about oil losses (daily) to the local police

• PT Pertamina EP has conducted security cooperation with Regional Military Command KODAM II/SWJ since July 2012 to present

• The continuation of operation will be discussed with SKKMigas for cost recovery

• Under the direction of Energy and Mineral Resources Deputy Minister, old wells are managed in accordance with Energy and Mineral Resources Ministerial Regulation No. 1 Year 2008

• Active participation of institutional stakeholders, central and local governments

Other Impact Control

We are aware of other impacts that may threaten the

quality of environment. The company also pays serious

attention to control and minimize the threats.

108



Mitigasi Potensi Dampak Lingkungan dan Pengendaliannya [EN26] [EN27] [EN29]Environmental Impact Potential Mitigation and Control

No POTENSI DAMPAKIMPACT POTENTIAL

SUMBER DAMPAKSOURCE OF IMPACT

PENGENDALIANCONTROL MEASURE

1 Penurunan kualitas udara ambien

Kegiatan transportasi kendaraan. Pengangkutan material produksi.Pengangkutan produk ke terminal

pengumpul.Antarjemput pekerja.

Upaya yang dilakukan:Pengujian kendaraan bermotor secara

berkala di Dinas Perhubungan.Pemantauan kualitas udara ambien.

Ambient air quality decline

Vehicle transportation activities Transport of production material.Transport of product to gathering

terminal.

Shuttle transportation for employees.

Controlling efforts:

• Regular tests of motor vehicles at Transport Agency.

• Monitoring of ambient air quality.

2 Kemasan Proses pengiriman produk minyak mentah dari lokasi produksi ke terminal pengumpulan dan dari terminal pengumpulan ke kilang pengolahan, tidak memerlukan kemasan khusus. Dengan demikian Perusahaan tidak perlu mengeluarkan kebijakan khusus mengenai hal tersebut.

Proses pengiriman produk gas alam dari lokasi produksi ke konsumen, dilakukan melalui jaringan pipa milik PT Pertagas sehingga tidak memerlukan kemasan khusus.Dengan demikian Perusahaan tidak perlu mengeluarkan kebijakan khusus mengenai hal tersebut.

Packaging The delivery of crude oil from the production site to the oil terminal and from the oil terminal to the refineries, does not require specific packaging. Thus, the company does not need to issue a special policy on the matter.

Natural gas is distributed from the production site to the consumers through pipelines owned by PT Pertagas, so it does not require special packaging.Therefore, the company does not need to issue a special policy on the matter.

109



Company Information


GROWING TOGETHER WITH RELIABLE PEOPLE

PT Pertamina EP understands that employees have a

strategic role and position in the efforts to meet the

vision of becoming a world class oil and gas company.

As one of the key stakeholders, employees directly

affect the company’s performance.

For us, employees are the company’s asset. Their

existence is an important factor in establishing a

sustainable business for PT Pertamina EP. Therefore,

the company continues to develop the human

resources, as well as creating good labor relations with

the employees.

BERTUMBUH BERSAMA SDM ANDAL

PT Pertamina EP memahami, keberadaan pekerja

memiliki peran dan posisi strategis dalam upaya

pencapaian visi menjadi perusahaan minyak dan gas

bumi (migas) berstandar dunia. Sebagai salah satu

pemangku kepentingan yang utama, keberadaan pekerja

secara langsung berpengaruh pada kinerja Perusahaan.

Bagi kami, keberadaan pekerja merupakan aset

perusahaan. Keberadaannya menjadi faktor penting

dalam upaya menciptakan bisnis PT Pertamina EP

yang berkelanjutan. Untuk itulah Perusahaan terus

mengembangkan sumber daya manusia (SDM) yang ada,

sekaligus membangun hubungan ketenagakerjaan yang

baik dengan para pekerja.

Beni S Hidayat

VP HRD

[email protected]

110



Keberagaman Pekerja

Optimalisasi kinerja Perusahaan hingga mampu

memberikan kontribusi maksimal bagi induk perusahaan,

juga didukung keberadaan sumber daya manusia yang

andal. Selama tahun 2012 jumlah tenaga kerja di

lingkungan Pertamina EP mencapai 3286 orang, terdiri

dari: [LA1]

• 98 pekerja waktu tertentu (PWT).

• 2.132 pekerja waktu tidak tertentu (PWTT)

rekrutmen Pertamina EP.

• 1.052 pekerja waktu tidak tertentu (PWTT)

rekrutmen PT Pertamina (Persero).

Khusus untuk pekerja yang termasuk PWTT, sebanyak

1.052 orang merupakan perbantuan dari induk

perusahaan, PT Pertamina (Persero). Sementara 2.132

orang merupakan rekrutmen mandiri PT Pertamina EP.

Jumlah pekerja laki-laki lebih besar dari pekerja

perempuan. Hal ini bukan disebabkan perusahaan

memiliki kebijakan terkait diskriminasi gender.

Kenyataan tersebut karena terkait dengan bidang

pekerjaan PT Pertamina EP di sektor hulu migas yang

menuntut pekerja dengan spesialisasi khusus dengan jam

kerja yang relative panjang dan tidak tetap. [HR4]

Jumlah Pekerja Berdasarkan Status Pekerja [LA1]Number of Employees by Status

STATUS PEKERJA EMPLOYEE STATUS


2010 2011 2012

Pekerja Waktu Tidak Tertentu (PWTT)* Permanent Employees 2,913 3,272 3,184

Pekerja Waktu Tertentu Direct Contract Employees 222 107 98

Total 3,135 3,379 3,286

* PWTT mencakup rekrutmen Pertamina EP dan PT Pertamina (PERSERO)* Permanent employees include recruitment by Pertamina EP and PT Pertamina (Persero)

Employee Diversity

The company’s performance optimization effort

to be able to provide maximum contribution for

holding company is also supported by reliable human

resources. During 2012 the number of employees at PT

Pertamina EP reached 3,286 people, consist of: [LA1]

• 98 direct contract employees.

• 2,132 permanent employees recruited by

Pertamina EP.

• 1,052 permanent employees recruited by PT


As many as 1,052 permanent employees were of

assistance from the holding company, PT Pertamina

(Persero). While 2,132 employees were independently

recruited by PT Pertamina EP.

The number of male employees is larger than female

employees. This is not caused of the company has a

policy regarding gender discrimination. This is due

to the fact that PT Pertamina EP’s jobs in upstream

oil and gas sector require employees with specialized

skills and relatively long and non-fixed working hours.

[HR4]

111



Company Information


Jumlah Pekerja Berdasarkan Lokasi Penempatan [LA1]Number of Employees by Placement Location

LOKASI PENEMPATANPLACEMENT LOCATION


2010 2011 2012

Kantor Pusat 601 648 655

Region Jawa 569 578 548

Region Sumatera 711 753 723

Region KTI 317 327 325

UBEP Tanjung 150 162 157

UBEP Adera 76 87 87

UBEP Sangasanga & Tarakan 199 231 209

UBEP Limau 161 173 168

UBEP Jambi 154 163 152

UBEP Lirik 83 97 95

UBEP Ramba 114 160 167

Jumlah 3,135 3,379 3,286

While providing equal opportunities to everyone to

become employees at PT Pertamina EP, we are firmly

against the practice of child labor. According to Law

No. 13 Year 2003 on Employment, the Company limits

minimum age of employee to 18 years old. [HR6]

Meski memberikan kesempatan yang sama dan setara

kepada semua orang untuk menjadi pekerja di PT

Pertamina EP, kami tetap tegas menolak keberadaan

pekerja di bawah umur atau pekerja anak. Sesuai

Undang-Undang (UU) No.13 Tahun 2003 tentang

Ketenagakerjaan, Perusahaan membatasi usia minimal

pekerja adalah 18 tahun. [HR6]

Jumlah Pekerja Berdasarkan Jenis Kelamin [LA1]Number of Employees by Gender

2010

2,843

3,135 3,379 3,286

3,022 2,927

292 357 359

2011 2012

Laki-laki Male

Perempuan Famale

112



Jumlah Pekerja Berdasarkan Usia [LA1]Number of Employees by Age

USIA PEKERJA AGE OF EMPLOYEE


2010 2011 2012

< 30 Tahun 793 987 926

31 – 40 Tahun 798 944 1,006

41 – 50 Tahun 815 765 728

> 51 Tahun 729 683 626

Jumlah 3,135 3,379 3,286

Local Employees [EC7]

In an effort of empowerment and providing

opportunities for the local manpower, the Company

has a policy for systematic and sustainable recruitment

of local manpower at certain levels, according to its

conditions and needs. This is in line with strategy of SKK

Migas to develop the competencies of local manpower,

while giving direct benefits of the Company's presence

to local community through job provision.

The company provides vast opportunities to employees

who are originated from local manpower to fill strategic

positions in the company at the levels of managers,

senior managers and general manager.

Employee Compensation and Benefit

PT Pertamina EP has a remuneration mechanism

and system to determine employees compensation.

The components in determining compensation are

formulated with regard to the collective labor

agreement (CLA), cost of living rate in each operating

area and local minimum wage.

Pekerja Lokal [EC7]

Dalam upaya pemberdayaan dan pemberian kesempa-

tan kepada tenaga kerja lokal, Perusahaan memiliki

kebijakan untuk secara sistematis dan berkelanjutan

menerima tenaga kerja lokal pada tingkatan tertentu,

sesuai dengan kondisi maupun kebutuhan. Hal ini sejalan

dengan strategi SKK Migas dalam rangka pengembangan

kemampuan tenaga kerja lokal, sekaligus memberi-

kan manfaat langsung keberadaan Perusahaan kepada

masyarakat setempat melalui penyediaan lapangan

pekerjaan.

Perusahaan memberikan kesempatan pengembangan

karir yang sama bagi seluruh pekerja. Perusahaan mem-

berikan peluang seluasnya kepada para pekerja yang

berasal dari tenaga kerja lokal untuk mengisi jabatan

strategis di dalam Perusahaan setingkat manajer, mana-

jer senior dan general manager.

Imbal Jasa Pekerjaan

PT Pertamina EP memiliki mekanisme dan sistem

remunerasi dalam menentukan imbal jasa pekerjaan

pekerja. Komponen-komponen dalam penetapan imbal

jasa pekerjaan disusun dengan mempertimbangkan

perjanjian kerja bersama (PKB), tingkat kebutuhan

hidup di tempat setiap area operasi dan upah minimum

setempat.

113



Company Information


Dengan berbagai komponen yang sudah ditetapkan

dalam imbal jasa pekerjaan, maka secara umum

besaran pendapatan yang diperoleh pekerja tetap

pada tingkatan jabatan terendah, masih melebihi upah

minimum setempat. [EC5]

Perbandingan besaran imbal jasa pekerjaan yang

diterima pekerja tetap pada tingkatan jabatan

terendah, tersaji dalam tabulasi. Namun kami

membatasi informasi yang disampaikan hanya pada area

operasi yang dioperasikan sendiri. Sementara untuk area

operasi yang dioperasikan bekerjasama dengan mitra,

tidak ditampilkan mengingat besaran penetapan imbal

jasa pekerjaan merupakan hasil kesepakatan Pertamina

EP dengan mitra usaha/mitra kerja. [3.7]

Setiap tahun Perusahaan berpartisipasi dalam Indonesia

(Oil & Gas) Industry Compensation Survey (IICS). Hal

ini dilakukan guna menciptakan paket remunerasi

yang kompetitif, atraktif dan retainable di lingkungan

Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) BP Migas (sekarang

SKK Migas). Hasil survei dievaluasi untuk mengetahui

posisi remunerasi (Total Guaranted Cash/TGC, Total

Cash/TC dan Total Remunerasi/TRem) PT Pertamina EP,

baik di all market meliputi 37 perusahaan minyak dan

gas yang menjadi peserta survei, maupun di selected

market.

Perbandingan Imbal Jasa Pekerjaan dengan Upah Minimum 2012 [EC5]Comparison of Employee Compensation and Benefit with Minimum Wage 2012

LOKASI PENEMPATANPLACEMENT LOCATION

URAIANDESCRIPTION

UPAH MINIMUMMINIMUM WAGE

UPAH TERENDAH PEKERJA PEPPEP EMPLOYEE LOWEST WAGE

PERSENTASEPERCENTAGE

Kantor Pusat (DKI Jakarta) Head Office (Jakarta Capital Region) 1,529,150 2,385,000 156%

Region Jawa* Java Region 1,236,991 2,385,000 193%

Region Sumatera* Sumatera Region 1,197,610 2,385,000 199%

Region KTI* KTI Region 1,290,650 2,385,000 185%

UBEP* 1,163,260 2,385,000 205%

Proyek Pengembangan* Development Project 1,529,150 2,385,000 156%

Keterangan : * Merupakan rata-rata upah minimum di masing-masing Region, UBEP dan Proyek Pengembangan. Dalam IDRNote : *Average minimum wage in each region, UBEP and development project in IDR

With a variety of components that have been set in

the employee compensation and benefit, the average

amount of income earned by the employees of the

lowest rank of position is still higher than the local

minimum wage. [EC5]

Comparison between the amount of remuneration received by permanent employees of the lowest rank of position and regional minimum wage, is presented in a tabulation. However, we present the information limited only in the areas of the Company’s own operation, EP Business Unit (UBEP) and development projects. The information of the operating areas under cooperation with partners, is not presented considering the amount of compensation is determined according to agreement between Pertamina EP and its partners. [3.7]

Each year the Company participates in Indonesia (Oil

& Gas) Industry Compensation Survey (IICS). This is

done in order to create a competitive, attractive and

retainable remuneration package, in the Production

Sharing Contract Contractor of BP Migas (now SKK

Migas). The survey results are evaluated to determine

the position of PT Pertamina EP’s remuneration

(Guaranted Total Cash/TGC, Total Cash/TC and Total

Remuneration/TRem), both in all markets with 37 oil

and gas companies who participate in the survey, as well

as in selected market.

114



Kami tidak memberlakukan pembedaan gender dalam

menetapkan besaran imbal jasa pekerjaan. Meski

demikian dalam praktiknya, pekerja laki-laki dan

pekerja perempuan dalam tingkatan yang sama, dapat

saja memperoleh besaran imbal jasa yang berbeda.

Hal itu disebabkan beberapa faktor seperti jabatan,

tunjangan/insentif yang didapat, dan lama bekerja.

[LA14]

Manfaat untuk Pekerja [LA3]Employee Benefits

JENIS FASILITASTYPE OF BENEFIT

STATUS PEKERJA EMPLOYEE STATUS

PWTT PERMANENT EMPLOYEE

PWTCONTRACT EMPLOYEE

Gaji Pokok Base Salary

Ada Provided

Ada Provided

Upah Kerja Lembur Overtime Fee

Ada Provided

Ada Provided

Tunjangan Kesehatan Health Allowance

Ada Provided

Ada Provided

Asuransi Jiwa Life Insurance

Ada Provided

Ada Provided

Tunjangan Kehamilan Maternity Allowance

Tidak Not Provided

Tidak Not Provided

Tunjangan Pensiun Pension Benefit

Ada Provided

Tidak Not Provided

Tunjangan Hari Raya Religious Holiday Allowance

Ada Provided

Ada Provided

Istirahat Tahunan Annual Leave

Ada Provided

Tidak Not Provided

Insentif Tahunan Annual Incentive

Ada Provided

Ada Provided

Opsi Kepemilikan Saham Stock Option

Tidak Not Provided

Tidak Not Provided

We do not impose gender discrimination in determining

employee compensation and benefit amount. However

in practice, male and female employees of the same

rank may receive different amount of compensation.

It is due to several factors, such as position, benefits/

incentives, and working period. [LA14]

Selain dalam bentuk imbal jasa pekerjaan, Perusahaan

juga menyelenggarakan beberapa program yang

ditujukan untuk meningkatkan kesejahteraan pekerja,

yaitu :

1. Program Bantuan Pemilikan Rumah.

Program manfaat ini bertujuan menarik dan

mempertahankan pekerja berprestasi, serta

memelihara dan memotivasi pekerja untuk lebih

berprestasi. Program ini sudah dimulai sejak tahun

2010 dan pada tahun 2012 terpilih 109 pekerja

yang berhak mendapatkan fasilitas Program Bantuan

In addition to compensation, the company also carries

out a number of programs aimed at improving the

employees' welfare, namely:

1. House Ownership Assistance Program.

This program is a benefit program that aims to

attract and retain outstanding workers, and

to maintain and motivate employees for more

achievements. The program started in 2010 and

109 workers were entitled be included in the House

Owner Assistance Program (HOAP) in 2012.

115



Company Information


Pemilikan Rumah (House Owned Assitance Program

atau HOAP).

2. Reward Program (Program Penghargaan Pekerja)

a. Employee of The Year, merupakan recognition

kepada pekerja PT Pertamina EP yang

telah menunjukkan kinerja terbaik dalam

melaksanakan tugas, tanggung jawab

pekerjaan, perilaku dan etika kerja, serta

memberi pengaruh positif bagi lingkungan

kerja.

b. Improvement & Inovation Award Tahunan,

dalam rangka menjaga dan meningkatkan

budaya peningkatan berkelanjutan (continuous

improvement) yang memberikan nilai tambah

untuk Perusahaan guna mendukung program

peningkatan produksi dan process excellence.

Cuti Melahirkan

Perusahaan memberikan fasilitas cuti melahirkan bagi

pekerja perempuan, yang berlaku untuk jangka waktu

90 hari kalender. Perusahaan menjamin penempatan

kembali pada jabatan semula dan pemberian seluruh

hak pada pekerja perempuan yang kembali bekerja

setelah menyelesaikan cuti melahirkan. [LA15]

Penilaian Kinerja dan Pengembangan Karir

PT Pertamina EP memberikan kesempatan kepada setiap

pekerja untuk mengembangkan karir masing-masing. Kami

tidak menjadikan latar belakang jenis kelamin, suku, agama,

ras dan antargolongan (SARA) maupun hal lain yang mengarah

pada praktik diskriminasi, dalam memberikan kesempatan

berkarir bagi para pekerja. Hal ini menjadikan PT Pertamina

EP tidak menerima pengaduan maupun laporan dari pekerja

yang merasa mendapatkan perlakuan diskriminatif dalam

bekerja. [HR4]

Mekanisme yang ada melibatkan semua pekerja dalam

proses evaluasi dan penilaian kinerja secara berkala.

Evaluasi dan penilaian kinerja yang dilakukan meliputi

penilaian rutin kinerja, persyaratan dan uraian jabatan,

kompetensi dan kualifikasi pekerja, serta kebutuhan

Perusahaan.

2. Reward Program Consists of:

a. Employee of the Year, a recognition to PT

Pertamina EP's employees who have shown

best performance in conducting their duties,

job responsibilities, behavior and work

ethic, as well as positively impact their work

environment

b. Improvement & Innovation Annual Award, an

event held in order to maintain and enhance

the culture of continuous improvement that

adds value to the Company in order to support

production growth and process excellence.

Maternity Leave

The Company provides maternity leave for female

employees, which lasts 90 calendar days. The company

guarantees placement in their original position and

all of their rights when they return to work after

completing their maternity leave. [LA15]

Performance Appraisal and Career Development

PT Pertamina EP provides the opportunity for all employees

to develop their careers. We do not use background of

gender, religion, race and intergroup (SARA) or other

backgound that lead to discriminatory practices, in providing

career opportunities for the employees. Therefore PT

Pertamina EP did not receive any complaints or reports from

workers over discriminative treatment at work. [HR4]

Existing mechanisms involve all employees in the

periodic evaluation and performance appraisal process.

The evaluation and performance appraisal include

regular performance appraisal, job requirements and

description, employee competencies and qualifications,

as well as the company’s needs.

116



Pelaksanaan penilaian kinerja dilakukan secara objektif, berdasarkan pertimbangan kolektif para pimpinan Fungsi dan Perusahaan. Penilaian kinerja dilakukan dalam kurun waktu satu tahun dan dijalankan berdasarkan pencapaian target individu atas turunan sasaran kerja Perusahaan, dan penilaian kompetensi perilaku yang mengacu pada Pertamina Leader Model.

Pada akhir evaluasi dan penilaian kinerja, Perusahaan memberikan promosi jabatan, mutasi/rotasi bahkan demosi bagi pekerja sesuai hasil penilaian. Selama tahun 2012, ada 3.286 pekerja yang menerima hasil akhir evaluasi dan penilaian kinerja. Sebanyak 1.089 pekerja atau 33,14% di antaranya dinyatakan berhak mendapatkan promosi jabatan. [LA12]

Secara lengkap uraian tentang jumlah pekerja yang menerima hasil akhir penilaian kerja tersaji dalam tabulasi. Namun kami membatasi informasi yang disampaikan hanya pada area operasi yang dioperasikan sendiri (own operates), Unit Bisnis EP (UBEP) dan pada proyek pengembangan. Sementara untuk area operasi

yang bekerjasama dengan mitra, tidak ditampilkan. [3.7]

The performance appraisal is carried out to recognizeemployees’ performance objectively based on thecollective judgment of the company and functionleaders. The performance appraisal is conductedwithin one year and is based on individual target achievement on the company’s derivative work objectives and behavioral competency assessment that refers to the Pertamina Leader Model.

At the end of the evaluation and performance appraisal, the Company grants promotion, transfer/rotation even demotion for employees according to their appraisal results. During 2012, there were 3,286 employees who received the final results of evaluation and performance appraisal. A total of 1,089 employees or 33.14% of them were declared qualified for promotion. [LA12]

A complete description of total workers receiving the final result of performance appraisal, is presented in a tabulation. However, we limit the information only in the areas of the Company’s own operation, EP Business Unit (UBEP) and development projects. Information in the partnerships’ operating areas is not displayed. [3.7]

Jumlah Pekerja Penerima Akhir Penilaian Kinerja [LA12]Number of Employees Receiving Final Performance Appraisal Results

BENTUK AKHIR PENILAIANFINAL FORM OF APPRAISAL


2010 2011 2012

Promosi Promotion 786 773 1,089

Mutasi dan Rotasi Transfer and Rotation 597 572 730

Demosi Demotion - 2 3

Komposisi Manajemen Berdasarkan Gender dan Kelompok Usia [HR4] [LA13] [4.1] Management Composition by Gender and Age Group

KOMPOSISI MANAJEMENMANAGEMENT COMPOSITION TOTAL

GENDER USIA AGE

Laki-LakiMale

PerempuanFemale < 30 31 - 50 > 51

Direksi Board of Directors 4 3 1 - 1 3

VP / GM 28 26 2 - 15 12

Manajer / Manajer Senior Manager/Senior Manager 152 147 5 - 88 64

Total 184 176 8 - 104 79

117



Company Information


Pelaksanaan Pelatihan dan Pendidikan Bagi Pekerja [LA10]Training and Education for Employee

JENIS DAN JUMLAH HARI PELATIHANTYPE AND TOTAL DAYS OF TRAINING


2010 2011 2012

Domestik Domestic 3,875 6,443 5,249

Luar Negeri Overseas 270 362 1,874

Inhouse 8,163 9,230 10,096

Sertifikasi Certification 924 6,332 5,291

Jumlah Total 13,232 22,367 22,510

Pengembangan SDM

Secara berkesinambungan PT Pertamina EP senantiasa meningkatkan kompetensi dan kapabilitas masing-masing pekerja. Perusahaan mewujudkannya dengan menyelenggarakan pelatihan bagi para pekerja.

Sepanjang tahun 2012, Pertamina EP telah menyelenggarakan sebanyak 22.510 hari pelatihan dengan jumlah peserta pelatihan 3.296 orang pekerja. Sehingga rata-rata jumlah hari pelatihan per pekerja

per tahun adalah 6,83 hari pelatihan. [LA10]

Jumlah tersebut mengalami peningkatan dibandingkan tahun 2011 dengan penyelenggaraan total 22.367 hari pelatihan, dan jumlah peserta pelatihan 3.388 pekerja. Adapun rata-rata jumlah hari pelatihan per pekerja per

tahun adalah 6,6 hari pelatihan.

Human Resource Development

PT Pertamina EP continuously develops competencies and capabilities of every employee. The Company realizes this by conducting training for employees.

During 2012, Pertamina EP has held 22,510 training days with 3,296 participants. Thus the average number of training days per employee per year was 6.83 training

days. [LA10]

The number increased compared to 2011 with a total of 22,367 training days, and 3,388 participants. The average number of training days per employee per year

was 6.6 training days.

Frekuensi Pelatihan dan Pendidikan Bagi Pekerja [LA10]Frequency of Training and Education for Employee



2010 2011 2012

Domestik Domestic 1,425 1,974 1,471

Luar Negeri Overseas 128 56 237

Inhouse 2,971 3,145 3,315

Sertifikasi Certification 132 1,460 1,240

Jumlah Total 4,656 6,635 6,263

118



Peserta Kegiatan Pelatihan Sertifikasi [LA10]Certification Training Participants



2011 2012

Operasi Produksi Production Operations 359 110

Perawatan Sumur Well Maintenance 159 15

IADC Wellcap 54 8

H2S 44 -

Pemboran (JB III) Drilling (JB III) 29 36

Pesawat Angkat Crane 10 -

Juru Las Welder - 6

Sea Survival - 87

T-BOSIET - 13

Fireman (BNSP) - 33

Panitia Pengadaan Barang & Jasa (PTK 007)Goods & Service Procurement Committee (PTK 007) - 38

POD, WP&B dan AFE POD, WP&B and AFE - 10

Total 1,236 873

Lingkungan Kerja dan Perputaran Pekerja

Salah satu indikator keberhasilan Perusahaan dalam

membangun relasi dengan para pekerja adalah

terciptanya lingkungan kerja yang mendukung setiap

pekerja melaksanakan fungsi maupun tugas masing-

masing. Lingkungan kerja yang mendukung dan

terjaminnya pemenuhan hak serta kewajiban, baik oleh

Perusahaan maupun juga pekerja, akan bermuara pada

kepuasan kerja.

Pada akhirnya hal tersebut dapat mengurangi tingkat

kepergian pekerja tetap yang meninggalkan Perusahaan.

Kondisi ini akan menjadi jaminan kesinambungan

kegiatan bisnis maupun operasional PT Pertamina EP.

Hingga akhir periode pelaporan, Perusahaan telah

melakukan survei untuk mengetahui opini pekerja atas

kondisi kerja yang ada. Hasil survei memperlihatkan

Work Environment and Employee Turnover

One of the Company's success indicators in building

relationship with employees is the creation of a work

environment that supports every employees carrying

out their respective functions and duties. A supportive

working environment and the assurance of rights and

obligations fulfillment of both by the Company and

workers, will lead to job satisfaction.

In the end it can lower the turnover rate of permanent

employees who leave the Company. This condition will

guarantee the continuity of PT Pertamina EP’s business

activities and operations.

By the end of the reporting period the Company has

conducted a survey to find out the employees opinions

over working conditions. The survey showed an increase

119



Company Information


adanya peningkatan opini kepuasan dari para pekerja,

dari 2,97 pada tahun 2011 menjadi 3,01 pada tahun 2012.

Meningkatkan kepuasan pekerja atas kondisi kerja

yang ada, berimbas pada rendahnya tingkat kepergian

pekerja dari Perusahaan. Tercatat ada 235 pekerja yang

meninggalkan Perusahaan selama tahun 2012 dan 17

orang diantaranya atau 0,51% dari total pekerja karena

mengundurkan diri. Adapun jumlah pekerja baru yang

diterima bekerja pada tahun 2012 ada 628 orang. [LA2]

Survey Opini PekerjaEmployee Opinion Survey (EOS)

TahunYear

Skor Rata-Rata Kondisi yang dirasakan Pekerja

Average Score of Employee’s opinion on Condition

Skor Rata-Rata Ekspektasi PekerjaAverage Score of Employee’s Expectation


2011 3,71 3,48 Skala 5

2012 3,76 3,48 Skala 5

in the workers’ satisfaction rate, from 2.97 in 2011 to

3.01 in 2012.

Increase in employees satisfaction over working

conditions, has an impact on the low rate of workers

leaving the Company. There were 235 employees who

left the Company during 2012 and 17 of them, or 0.51%

of the total employees, were due to resignations. The

number of new employees hired in 2012 was 628 people.

[LA2]

Aside from satisfaction surveys, there is also an

employee opinion survey that measures the conditions

and expectations of employees. The score illustrates

employees’ condition and expectations HR management

in PEP.

Compared to the previous year, the EOS score above

shows that condition improvement felt by the

employees of HR management at the same level of

expectations.

Another indication of the established comfortable

work environment can also be seen from the absence

of demonstrations and strikes by employee in the long

time.

Selain survey kepuasan, juga ada employee opinion

survey yang mengukur kondisi dan ekspektasi pekerja.

Skor tersebut menggambarkan skor kondisi dan

ekspektasi pekerja terhadap pengelolaan HR di PEP.

Jika dibandingkan dengan tahun sebelumnya, hasil EOS

tersebut di atas menunjukan perbaikan kondisi yang

dirasakan Pekerja terhadap pengelolaan HR pada tingkat

ekspektasi yang sama.

Indikasi lain dari telah terciptanya kenyamanan

lingkungan kerja juga dapat dilihat dari tidak adanya

aksi unjuk rasa para pekerja maupun pemogokan kerja

dalam jangka waktu lama.

120



Respect for Human Rights

Labor relations between PT Pertamina EP and the

workers, are also based on respect for universal

values of human rights, although its application and

implementation are not easy.These challenges are felt

by all parties in the company and also all stakeholders,

Jumlah Pekerja Baru [LA2]Number of New Employees

URAIANDESCRIPTION

PERIODE PELAPORAN REPORT PERIOD

2010 2011 2012

<30 Tahun Years 202 78 258

31 – 40 Tahun Years 228 87 337

41 – 50 Tahun Years 63 20 7

> 51 Tahun Years 33 37 26

Total 526 222 628

Tingkat Kepergian Pekerja [LA2]Employee Turnover Rate

LATAR BELAKANG REASON


2010 2011 2012

Pensiun Dini Early Retirement - - -

Kontrak Selesai End of Contract 166 193 116

Kasus Industri Industrial Cases - - 7

Berhenti karena alasan kesehatan Resignation due to health reasons - - -

Pensiun Retirement 47 101 84

Pengunduran Diri Resignation - - 17

Permintaan Manajemen Management Request - - -

Meninggal Dunia Passed Away 9 9 11

Total 222 303 235

Penghormatan Terhadap HAM

Relasi ketenagakerjaan yang terbangun antara PT

Pertamina EP dengan pekerja, juga didasarkan pada

penghormatan terhadap nilai-nilai universal hak asasi

manusia (HAM) meski tidak mudah untuk menerapkan

dan melaksanakannya. Tantangan ini dirasakan oleh

semua semua pihak di lingkungan Perusahaan dan juga

121



Company Information


segenap pemangku kepentingan, untuk bersama-sama

menghormati nilai-nilai universal HAM.

Di antaranya adalah pencantuman klausul penghormatan

terhadap nilai-nilai universal HAM pada setiap

perjanjian investasi yang dilakukan Perusahaan. Klausul

ini tidak dapat begitu saja dicantumkan sebab belum

ada regulasi yang mengatur secara khusus mengenai

masalah ini.

Namun demikian dalam setiap perjanjian investasi,

Perusahaan selalu menekankan pentingnya

penghormatan terhadap nilai-nilai universal HAM.

PT Pertamina EP secara berkala melakukan evaluasi

pelaksanaan perjanjian investasi, untuk memastikan

tidak adanya kebijakan maupun tindakan yang dinilai

dapat memicu terjadinya pelanggaran HAM. Beberapa

hal yang menjadi perhatian dalam proses evaluasi

tersebut adalah: [HR1]

• Ketiadaan diskriminasi gender.

• Larangan mempekerjakan anak-anak di bawah

umur.

• Pemberian imbal jasa pekerjaan sesuai upah

minimum setempat.

• Memberlakukan waktu kerja dan waktu istirahat

sesuai UU Ketenagakerjaan.

• Kebebasan pekerja untuk berserikat dan

menyatakan pendapat.

Kendala lain adalah pelaksanaan pelatihan dengan

materi HAM bagi para pekerja, yang belum dapat

dilaksanakan hingga akhir periode pelaporan.

Sementara untuk personel satuan pengamanan

(satpam), pembekalan tentang nilai-nilai universal

HAM dilaksanakan dengan menyertakan mereka

untuk mengikuti pendidikan khusus kesamaptaan dan

sertifikasi satpam dari Polri. [HR3] [HR8]

Demikian pula dengan kebijakan dan praktek Perusa-

haan terhadap masyarakat di sekitar lokasi operasi.

Selama ini, kami tidak pernah dihadapkan pada situasi

yang menyebabkan perselisihan dengan penduduk se-

tempat, walaupun kami belum mendapatkan penilaian

atas penegakan HAM oleh institusi berwenang. [HR9]

[HR10] [HR11]

to mutually respect the universal values of human

rights.

Among these are the inclusion of clause on respect

for universal values of human rights in each of the

Company's investment agreement. The clause can not

be simply included due to the absence of regulation

on the particular issue.

However, in each of the investment agreement, the

Company has always emphasized the importance

of respect for the universal values of human

rights. PT Pertamina EP periodically evaluates the

implementation of the investment agreement, to

ensure the absence of policies and actions that may

lead to human rights violations. Some of the concerns

in the evaluation process are: [HR1]

• The absence of gender discrimination.

• Prohibition of underag children employment.

• The provision of compensation according to local

minimum wage.

• Apply working time and rest periods in

accordance with Manpower Law.

• Workers’ freedom of association and expression.

Another obstacle is the training on human rights

material for employees, which could not be

implemented until the end of the reporting period. As

for security unit personnel (satpam), on the universal

values of human rights carried out by registering

them to attend special basic training and security

guard certification from National Police. [HR3] [HR8]

It is similar with the company’s policies and practices

the communities around operations. We have so far

never faced a situation which led to a dispute with

local residents, although we have not received an

evaluation on the enforcement of human rights by the

competent institution. [HR9] [HR10] [HR11]

122



Kebebasan Berserikat

Salah satu bentuk penghormatan terhadap nilai

universal HAM dalam hubungan ketenagakerjaan

adalah pengakuan Perusahaan atas hak berserikat dan

kebebasan menyatakan pendapat. Hal ini diwujudkan

melalui dukungan terhadap keberadaan serikat pekerja,

yakni Serikat pekerja Pertamina EP (SP-PEP). [HR5]

Adapun bentuk dukungan Perusahaan terhadap SP-PEP

antara lain:

• Menyediakan ruangan sekretariat, perlengkapan

kantor termasuk peralatannya sesuai ketentuan

yang berlaku dan kemampuan Perusahaan.

• Menyediakan keperluan rapat pengurus dan rapat

anggotanya dan membantu pembiayaan yang

timbul dalam rangka melakukan kegiatannya

termasuk seminar dan konferensi/kongres yang

dilaksanakan oleh Pemerintah atau lembaga lain

yang berhubungan dengan ketenagakerjaan.

Freedom of Association

One form of respect for the universal values of human

rights in the Company's employment relationship is the

recognition of the right of association and freedom

of expression. This is realized through support to the

establishment of a worker union, Pertamina EP Workers

Union (SP-PEP). [HR5]

The forms of the Company’s support to the SP-PEP include:

• Provide secretarial room, office supplies and equipment according to regulations and the Company's capacity.

• Provide the necessities for board and members’ meetings and help financing incurred in order to carry out its activities,

including seminars and conferences/congresses

conducted by the government or other related

labor institutions.

123



Company Information


• Memberikan dispensasi bagi pengurus untuk

melaksanakan tugas organisasi termasuk

meninggalkan pekerjaan sebanyak-banyaknya

60 hari kerja per tahun yang waktunya

disesuaikan dengan penugasan/undangan,

dengan memberitahukan dahulu kepada

Pimpinan Perusahaan/pimpinan kerjanya, tanpa

mengurangi hak-hak yang bersangkutan dan tidak

mempengaruhi konditenya sebagai Pekerja.

Serikat pekerja menjadi perwakilan para pekerja dalam penyusunan dan penetapan perjanjian kerja bersama (PKB) dengan Perusahaan. PKB periode 2012-2014 telah ditandatangani pada 21 Desember 2012, dan diharapkan dapat memperbaiki kesejahteraan pekerja serta lebih mempererat hubungan harmonis antara Perusahaan dengan Serikat Pekerja.

Keberadaan PKB memberikan perlindungan hukum kepada para pekerja, terkait hubungan industrial dengan Perusahaan. Perlindungan yang diberikan PKB bersifat langsung, baik terhadap pekerja anggota SP-PEP maupun bukan anggota SP-PEP

PKB ditandatangani Presiden Direktur dan Ketua Umum Serikat Pekerja, serta berlaku untuk seluruh pekerja waktu tidak tertentu (PWTT). Masa berlaku PKB dimaksud adalah sejak 21 Desember 2012 hingga 20 Desember 2014. [LA4]

Pemberlakuan Waktu Kerja

Komitmen pada penghormatan terhadap nilai-nilai universal HAM juga diwujudkan melalui pemberlakuan ketentuan mengenai waktu kerja, yang mengacu pada UU Ketenagakerjaan. Dengan adanya pengaturan ini, maka Perusahaan tidak pernah melakukan praktik-praktik yang diindikasikan sebagai kerja paksa atau pemaksaan bekerja. [HR7]

Ketentuan yang mengatur waktu kerja, tercantum di dalam PKB. Di dalamnya diatur mengenai waktu kerja biasa, waktu kerja khusus dan waktu kerja

lembur. Selain itu juga diatur pelaksanaan waktu untuk

beribadah, waktu istirahat dan hari libur yang menjadi

hak pekerja. Perusahaan mengatur jam kerja yaitu

• Grant a dispensation for the board to

carry out the organization's tasks including

leaving a job maximum 60 working days

per year with time adjusted to the

assignment/invitation, notify to Company

Management/unit leadership, without

reducing their rights and does not affect

their performance as Employee.

Workers Union becomes the the employees

representative in the preparation and adoption of

collective labor agreement (CLA) with the Company.

CLA of 2012-2014 period was signed on December 21,

2012, and is expected to improve the workers’ welfare

and strengthen the harmonious relationship between

the Company and the Workers Union.

The CLA provides legal protection to the employees

regarding industrial relations with the Company. The

CLA provides direct protection for employees who are

members of the SP-PEP and non-member of SP-PEP.

The CLA was signed by President Director and Chairman

of the Workers Union, and applies to all unspecified

time employees (PWTT). The CLA is valid from

December 21, 2012 to December 20, 2014. [LA4]

Working Time Implementation

Commitment to respect for universal values of human

rights is also realized through the implementation

of the provisions on working time, which refers to

Manpower Law. With this arrangement, the Company

has never committed practices that indicated as forced

labor. [HR7]

Provisions regulating working time are stipulated in the

CLA. In which regular working time, special working

time and overtime are regulated. It also regulates the

workers' rights of time for worship, rest periods and

holidays. The Company sets working hours to 40 hours a

124



40 jam kerja seminggu, dan keharusan adanya waktu

istirahat selama 1 jam bagi karyawan yang telah bekerja

8 jam.

Pensiun Pekerja [LA11] [EC3]

Perhatian Perusahaan terhadap para pegawai tidak hanya sebatas saat mereka masih aktif bekerja. Kami juga tetap memperhatikan mereka setelah nantinya memasuki usia pensiun.

Sesuai PKB, usia pensiun pekerja PT Pertamina EP adalah 56 tahun. Sepanjang tahun 2012 tercatat ada 63 orang pekerja yang memasuki usia pensiun.

Ada beberapa program dan kegiatan yang diselenggarakan Perusahaan untuk para pekerja dalam mempersiapkan mereka memasuki pensiun. Kami menyertakan para pekerja dalam penyelenggaraan pemberian pensiun dan tunjangan kesejahteraan hari tua melalui sejumlah program pensiun, yang diselenggarakan sendiri maupun bekerja sama dengan perusahaan penyelenggara dana pensiun lembaga keuangan (DPLK) sesuai pilihan pekerja. Salah satu program pensiun ada-lah imbalan pascakerja iuran pasti yang diselenggarakan Perusahaan adalah Jamsostek.

Ada tiga bentuk program Jamsostek yang dijalankan, yakni:

• Jaminan Hari Tua (JHT) dengan ketentuan besaran premi 3,7 persen dari gaji pokok dibayarkan Perusahaan dan 2 persen lainnya dibayarkan pekerja.

• Jaminan kecelakaan kerja dengan ketentuan besaran premi 0,80 persen dari gaji pokok ditanggung Perusahaan.

• Jaminan kematian dengan ketentuan besaran premi 0,30 persen dari gaji pokok menjadi tanggungan Perusahaan.

Kami juga menyelenggarakan pembekalan atau pra-kondisi sebagai persiapan yang dilakukan sebelum seorang pekerja memasuki usia pensiun. Jumlah pekerja yang mengikuti program pembekalan sebagai persiapan

pensiun pada tahun 2012 adalah 87 pasangan. Adapun

week, and the necessity of a 1-hour break for employees

who have worked for eight hours.

Employee Retirement [LA11] [EC3]

The Company's attention for employees is not only

limited to the time they still actively work. We also

continue to care for them after their retirement.

In accordance with CLA, retirement age of PT Pertamina

EP’s employees is 56 years. Throughout 2012, there

were 63 workers who were in retirement age.

There are several programs and activities provided

by the Company to its employees in preparing for

their retirement. We register the workers in the

pension provision institution and old-age welfare

benefits through a number of retirement programs,

both managed by hits own or in cooperation with the

financial institution of pension funds (DPLK/FIPF) of the

employees’ choice. One of the pension programs is a

defined contribution pension program provided by the

Company is Jamsostek.

Three programs of Jamsostek being implemented are:

• Old Age Security (JHT) program with premium

3.7% of basic salary paid by the Company and

another 2% is paid by the workers.

• Work-related accident benefit with premium

0.80% of basic salary paid by the Company.

• Death benefit with premium 0.30% of the basic

salary paid by the Company.

We also hold an orientation or pre-condition as the preparation before a worker retires. There were 87 couples attended the orientation program in 2012 in preparation for retirement. The forms of the

125



Company Information


bentuk pembekalan yang dilakukan adalah:

• Pembekalan aspek health & psychological.

• Pengelolaan keuangan (finance management).

• Kewirausahaan.

• Kunjungan pengusaha sukses, usaha pertanian,

peternakan dan perikanan.

• Hak dan kewajiban pekerja setelah pensiun

Keselamatan dan Kesehatan Kerja

Bidang usaha Perusahaan di sektor hulu migas memiliki

risiko tinggi terhadap terjadinya peristiwa kecelakaan

kerja. Hal ini menuntut kemampuan SDM dalam

mengelola keselamatan dan kesehatan kerja (K3),

sehingga dapat meminimalkan bahkan menihilkan segala

bentuk peluang yang dapat menimbulkan kecelakaan

kerja atau mengganggu kesehatan kerja.

Sejalan dengan Visi Pertamina EP menjadi

perusahaan migas berstandar kelas dunia, Perusahaan

mengoptimalkan fungsi kesehatan, keselamatan dan

lindungan lingkungan (health, safety and environment

atau HSE). Langkah ini dilakukan dalam rangka

mendukung operating excellence pada tahun 2014,

dengan indikator:

• Tanpa kecelakaan kerja.

• Ramah lingkungan meliputi zero discharge, zero

flaring dan konservasi energi. [OG6]

• Tanpa gangguan operasi.

• Tanpa penyakit akibat kerja.

orientation are:

• Orientation on health and psychological aspects.

• Financial management.

• Entrepreneurship.

• Visits to successful entrepreneurs, agriculture,

livestock and fisheries businesses.

• Worker’s rights and obligations after etirement

Occupational Health and Safety

The Company’s business in the upstream oil and gas

sector has a high risk of work accidents. This requires

the ability of HR in managing occupational safety and

health (OSH), so as to minimize even nullify any kind of

chances that can lead to work accidents or occupational

health disturbance.

In line with Pertamina EP’s vision to become a world

class oil and gas company, the company optimizes its

health, safety and environment (HSE) function. This

step is aimed to support operation excellence in 2014,

with the following indicators:

• Zero accident.

• Environmentally friendly including zero discharge,

zero flaring and energy conservation. [OG6]

• Uninterrupted operation.

• No occupational disease.

126



Fokus implementasi Operational Excellence tahun 2012

dan 2013 adalah pada Elemen 6, yaitu Keselamatan

Operasi Fundamental yang terdiri dari 7 aspek sebagai

berikut:

1. Kontrol Masuk

2. Surat Ijin Kerja Aman (SIKA)

3. Alat Pelindung Diri (APD)

4. Job Safety Analisys (JSA)

5. Lock Out Tag Out (LOTO) / Kunci & Label

6. Material Safety Data Sheet (MSDS)

7. Housekeeping

Dalam rangka penerapan 7 Elemen Keselamatan Operasi

Fundamental tersebut telah dibentuk tim Operational

Excellence dengan Surat Perintah Presiden Direktur

Nomor Prin-124/EP0000/2012-S0 tentang Operational

Excellence (OE) Elemen Keselamatan Operasi

Fundamental pada tanggal 1 November 2012. [LA6]

The focus of Operational Excellence implementation

in 2012 and 2013 is the sixth element, fundamental

operational safety, consisting of seven aspects as

follows:

1. Entry control

2. Safe Work Permit

3. Personal Protective Equipment (PPE)

4. Job Safety analysis (JSA)

5. Lock Out Tag Out (LOTO)/Lock & Labels

6. Material Safety Data Sheet (MSDS)

7. Housekeeping

In order to apply the 7 Elements of Fundamental

Operations Safety, an Operational Excellence team

has been formed based on President Director’s Letter

of Instruction No. Prin-124/EP0000/2012-S0 regarding

Operational Excellence (OE) of Fundamental Operations

Safety Element on November 1, 2012. [LA6]

0

2008

3

VISI, MISI

&

TATA NILAI

UNGGULAN

KEBIJAKAN

HSE

PERENCANAAN

PENERAPAN

PEMERIKSAAN

& TINDAKAN

KOREKSI

PERBAIKANDAN

BERKELANJUTAN

Audit Internal dan Eksternal

Pelaporan

Implementasi 14

Elemen SMHSE

Komitmen Manajemen

Keteladanan

Peran Akuntabilitas

Penilaian Awal

Peraturan Perundangan

Pedoman dan Standar

Tujuan dan Sasaran

Program Kerja

PENELAHAAN

MANAJEMEN

VISION, MISSION & VALUES

MANAGEMENTANALYSIS

EXAMINATION & CORRECTIONAL ACTION

IMPROVEMENT AND SUSTAINABLE

HSE POLICY

PLANNING

IMPLEMENTATION

Management CommitmentExemplaryAccountability Role

Initial AssessmentLaws and RegulationsGuideline and StandardObjective and TargetsWork Plan

Internal and External AuditReporting

Implementation 14SMHSE Elements

Skema Perbaikan BerkelanjutanSustainable Improvement Scheme

127



Company Information


Djoko Susanto

VP HSE

[email protected]

Perusahaan juga tetap melanjutkan Program HSE Short

Term yang meliputi SIKA, PEKA, JSA, Komite HSE dan

HSE Passport dengan tetap memantau pelaksanaannya

secara konsisten dan terus mengembangkan system

tersebut. Hal tersebut terlihat dari progress pelaporan

PEKA yang semakin tahun semakin banyak dengan

peningkatan jumlah laporan 100 % lebih tinggi

disbanding tahun pertama diterapkannya. PEKA Award

juga telah memasuki tahun ketiga dengan kompetisi

yang semakin berat. [LA7]

Sampai dengan akhir periode pelaporan, kami telah

mendapatkan sertifikasi OHSAS 18001:2007 Sistim

Manajemen Keselamatan dan Kesehatan Kerja untuk

seluruh Field dan UBEP di Pertamina EP. [4.12]

Kami juga mengharuskan para kontraktor untuk

memperhatikan keutamaan pengelolaan serta

penerapan K3 dan Lindungan Lingkungan (K3LL) dalam

melaksanakan pekerjaan yang sudah ditetapkan.

Perusahaan menerapkan Sistem Majajemen HSE

Kontraktor dengan dasar Pedoman Sistem Manajemen

HSE Kontraktor No. A003/EP5000/2009-S0.

Kesungguhan kami menerapkan K3 juga diwujudkan

dengan pencantuman hal-hal terkait K3 sebagai klausul

pada PKB. Dalam PKB yang berlaku pada kurun waktu

periode pelaporan, bahasan mengenai K3 tercantum

dalam Bab IV, meliputi: [LA9]

• Pasal 39 tentang Umum.

• Pasal 40 tentang Keselamatan Kerja.

• Pasal 41 tentang Perlengkapan Kerja.

• Pasal 42 tentang Kecelakaan Kerja.

Perusahaan juga menetapkan Komite HSE Pusat

maupun daerah yang diketuai oleh pimpinan setempat

untuk melakukan pengawasan pada kepatuhan dan

pelaksanaan segala ketentuan terkait aspek HSE.

Secara berkala mereka memberikan laporan kepada

Perusahaan, termasuk rekomendasi dan saran yang

perlu dilakukan untuk meningkatkan penerapan HSE di

Perusahaan. [LA6]

The company also continued HSE Short Term Program

covering SIKA, PEKA, JSA, HSE Committee and HSE

Passport to continue monitoring its implementation

consistently and continue to develop the system. It

is reflected by the progress of PEKA reporting with

total reports increased by100% since the first year of

application. PEKA Award has also been in its third year

with growing competition. [LA7]

Until the end of the reporting period, we have obtained

OHSAS 18001:2007 certification onOccupational Safety

and Health Management system for all fields and UBEP

of Pertamina EP. [4.12]

We also require contractors to pay attention to and

prioritize Health, Safety,and Environment (HSE)

management in conducting the jobs that have been

assigned to them. The company has implemented

the Contractor HSE Management based on Contractor

HSE Management System guidelines No. A003/

EP5000/2009-S0.

Our determination to implement OSH is also manifested

with the inclusion of OSH issues as a clause in the CLA.

In the CLA valid during the reporting period, OSH issues

are contained in Chapter IV, including: [LA9]

• Article 39 on General.

• Article 40 on Safety.

• Article 41 on Work Equipment.

• Article 42 on Work Accidents.

The company also established Central and Regional

HSE Committees, headed by local leaders to oversee

compliance and implementation of HSE provisions.

They regularly reports to the company, including

recommendations and suggestions

Of necessary actions to improve HSE implementation in

the company. [LA6]

128



0

20

40

60

80

2008 2009 2010 2011 2012

JAM KERJA SELAMAT 23,434,982 26,024,115 36,208,708 56,342,935 75,539,555

JAM KERJA

Peristiwa Kecelakaan Kerja

Kami menyadari, tidak mudah mewujudkan nihil

kecelakaan kerja, karena selama tahun 2012

Perusahaan masih mencatat terjadinya peristiwa

kecelakaan kerja. Namun demikian hingga akhir

periode pelaporan tidak ada peristiwa kecelakaan

kerja yang bersifat fatal. [LA7]

PT Pertamina EP memiliki prosedur untuk

menindaklanjuti setiap peristiwa kecelakaan kerja.

Peristiwa kecelakaan kerja yang terjadi tidak hanya

menimbulkan kerugian bagi pekerja yang menjadi

korban. Peristiwa kecelakaan kerja juga berpengaruh

pada kinerja Perusahaan, karena secara langsung

akan menyebabkan hilangnya jumlah jam kerja dan

hari kerja.

Jumlah Kecelakaan Tambang Total Mine Accident

0

10

20

30

2008 2009 2010 2011 2012

3 2 1

4 42 1

3

22

34

15

4 53

11

245

Ringan Selamat Berat Fatal

Work Accidents

We are aware, it is not easy to achieve zero accident,

because during 2012 the Company recorded work

accident still occurred. However, by the end of the

reporting period there were no fatal accidents. [LA7]

PT Pertamina EP has a procedure to follow up any

incident of work accident. The occurrence of work

accident will not only cause losses to the employee

who becomes a victim. Work accident will also affect

the company’s performance, as it will directly cause

lost working hours and days.

Kecelakaan TambangMine Accident

JumlahKecelakaan

TambangTotalMine

Accident2008 2009 2010 2011 2012

Jumlah Jam Kerja Selamat [LA7]Total Safety Working Hours

Kecelakaan RinganMinor AccidentKecelakaan SedangInjured AccidentKecelakaan BeratMajor AccidentKematianFatality

SAFE WORKING HOURS

WORKING HOURS

129



Company Information


Kebakaran di Pertamina EP menunjukkan trend

yang menurun, hal ini disebabkan dengan semakin

handalnya fasilitas produksi, terpenuhinya standar

pencegahan dan penanggulangan kebakaran dan

semakin meningkatnya pemahaman pencegahan

dan penanggulangan kebakaran.

DATA KEBAKARAN PT PERTAMINA EP

> US$ 10.000 < US$ 10.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

2

0 0 0 0 0 0 0

1316

3

14

66

Fires at PT Pertamina EP showed a downward

trend due to more reliable production facilities,

fulfillment of fire prevention and mitigation, as well

as improved understanding of fire prevention and

mitigation.

Data Kebakaran PT Pertamina EP Fire Data of PT Pertamina EP

Sertifikasi Peralatan & Instalasi Produksi Production Equipment & Installation Certification

SKPP / SKPI / SKKP

3

51 %

61 %

90 %

80 %

2009 2010 2011 2012

100

80

60

40

20

0

Pemenuhan sertifikasi Peralatan & Instalasi Produksi semakin tahun mengalami peningkatan,

pada tahun 2012 telah mencapai 90 % dan

diharapkan pada tahun 2013 mencapai 91 %.

Fulfillment of Production Equipment & Installation

certifications has increased every year which reached

90% in 2012 and expected to reach 91% in 2013.

> USD 10.000 < USD 10.000

130



Jenis Kegiatan Kesehatan Kerja dan Jumlah Peserta [LA8]Type of Occupational Health Activities and Number of Participants

BENTUK KEGIATANTYPE OF ACTIVITY

MASYARAKATCOMMUNITY

PromotifPromotive

1. Penyuluhan Kesehatan Gigi dan lomba gigi sehat Dental Health Counseling and healthy teeth contest

17 sekolah dasar17 elementary schools

2. Pelaksanaan Donor darah Blood Donation event

200 orang200 people

3. Media edukasi kesehatan Health education media

666 orang, 37 Posyandu, 45 Sekolah 666 people, 37 integrated health posts, 45 schools

4. Pemeriksaan Mata Eye examination

759 orang759 people

Preventif (Pencegahan)

1. Fogging Fogging

15 Lokasi 15 locations

2. PMT Balita Gizi Buruk Food Supplement for Malnourished Toddlers

206 Balita206 Toddlers

Kuratif (Pengobatan) Curative

1. Pemberian Kacamata Glasses provision

1022 Pelajar1,022 students

2. Pengobatan Gratis Glasses provision

1.717 Orang1,717 People

Kesehatan Pekerja dan Keluarga [LA8]

Aspek lain dalam K3 yang mendapatkan perhatian

Perusahaan adalah kesehatan kerja. Kami

mewujudkannya melalui penyediaan fasilitas dan

pelayanan kesehatan. Selain itu secara berkala

dilakukan pemeriksaan kesehatan kepada setiap pekerja

yang bertujuan untuk mendeteksi secara dini ada

tidaknya penyakit yang diderita.

Upaya PT Pertamina EP dalam mewujudkan aspek kesehatan kerja tidak hanya ditujukan kepada para pekerja. Perusahaan juga melibatkan keluarga pegawai dan masyarakat di sekitar area operasi, terutama terhadap pengendalian penyakit serius.

Selain itu, sebagai dukungan terhadap kebijakan Pemerintah berkenaan pemberian air susu ibu (ASI) ekslusif, khusus untuk Kantor Pusat telah tersedia fasilitas nursery room. Fasilitas ini dapat dimanfaatkan pekerja perempuan yang sedang menyusui, dan menjadi

pencontohan untuk lokasi perkantoran Region/UBEP.

Health of Employees and Families [LA8]

Another aspect of OSH that becomes the Company’s concern is occupational health. We realize it through the provision of health facilities and care. Medical check up is also performed for every employee for early detection of possible illness.

PT Pertamina EP’s efforts in realizing the occupational health aspect is not only for the workers. The Company also involves employees’ families and communities around the area of operations, particularly in controlling serious diseases.

In addition, as support to the Government's policy regarding exclusive breastfeeding, the Head Office particularly provides a nursery room. This facility can be used by female workers who are breastfeeding, and becomes a pilot for offices in Regional/UBEP sites.

131



Company Information


BERTUMBUH UNTUK KESEJAHTERAAN BERSAMA

PT Pertamina EP menyadari, pelaksanaan kegiatan

eksplorasi dan eksploitasi di satu lokasi berpotensi

menimbulkan dampak sosial bagi masyarakat setempat.

Kondisi ini menuntut Perusahaan untuk bisa melakukan

berbagai upaya meminimalkan gejolak sebagai akibat

dari dampak sosial yang berlangsung.

Sejak memulai kegiatan eksplorasi, Perusahaan sudah

dihadapkan pada berbagai permasalahan dan isu seperti

pembebasan lahan, tuntutan pekerjaan serta gangguan

keamanan termasuk pencurian fasilitas operasional.

Demikian pula ketika kegiatan eksploitasi sudah

berlangsung, masalah pencurian minyak mentah masih

menjadi persoalan di beberapa area operasi. [SO9]

Persoalan yang kerap timbul sebagai dampak sosial

dari kegiatan operasi Perusahaan biasanya berkaitan

dengan tuntutan kesejahteraan dari masyarakat

setempat. Menyadari hal ini, PT Pertamina EP

GROWING TOWARD PROSPERITY FOR ALL

PT Pertamina EP is aware that the implementation of

exploration and exploitation activities in a location will

potentially cause social impacts for local communities.

This situation requires the Company to make every

effort to minimize conflicts caused by ongoing social

impacts.

Since the start of exploration activities, the Company

has been faced with various problems and issues such

as land acquisition, the demands of employment and

security disturbances including theft of operational

facilities. Similarly, when the exploitation is taking

place, the problem of crude oil theft is still an issue in

some areas of operation. [SO9]

Problems that often arise as the social impact of the

Company’s operations are usually regarding demand for

welfare from the surrounding communities. Recognizing

this, PT Pertamina EP continuously strives to take part

132



secara berkesinambungan berusaha untuk turut serta

meningkatkan kesejahteraan masyarakat di sekitar lokasi

operasi Perusahaan. Upaya tersebut diwujudkan melalui

berbagai kegiatan pelaksanaan tanggung jawab sosial

perusahaan atau corporate social responsibility (CSR)

meliputi aspek sosial. [SO10]

Hal tersebut ditegaskan dalam Visi dan Misi CSR PT

Pertamina EP, yang menjadi panduan Perusahaan dalam

setiap pelaksanaan pemenuhan tanggung jawab sosial.

Kami meyakini, dengan meningkatnya kesejahteraan

masyarakat di sekitar lokasi kegiatan operasi

Perusahaan, akan dapat meminimalkan hal-hal yang bisa

menghambat kegiatan operasi dan meningkatkan citra

serta reputasi PT Pertamina EP. Pada akhirnya kondisi

demikian akan membuahkan lisensi sosial untuk kegiatan

operasi yang dilakukan (social license to operate),

sehingga menjamin kelanjutan bisnis Perusahaan.

Visi CSR [4.8]

Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak

dan gas dengan berwawasan lingkungan sehat dan

mengutamakan keselamatan serta keunggulan yang

memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan.

Misi CSR [4.8]

Melaksanakan tanggung jawab sosial Perusahaan untuk

pengembangan masyarakat di sekitar operasi Perusahaan

serta menciptakan hubungan yang harmonis dan iklim

usaha kondusif dalam mendukung kegiatan Perusahaan.

Tujuan CSR

Memberikan kontribusi dalam mengatasi masalah

sosial yang dapat menghambat kegiatan operasi serta

meningkatkan citra dan reputasi Perusahaan.

in improving the welfare of the community around

the company’s area of operations. The effort is

realized through the implementation of corporate

social responsibility (CSR) activities in social

aspects. [SO10]

This is underlined in the CSR Vision and Mission

of PT Pertamina EP, which become the company’s

guideline in the implementation of social

responsibility fulfillment. We believe that improved

welfare of community around the company’s

operating areas will be able to minimize factors

that can hamper operations and boost the image

and reputation of PT Pertamina EP. Ultimately this

condition will lead to a social license to operate,

thus ensuring the sustainability of the company’s

business.

CSR Vision [4.8]

Operates upstream oil and gas sector with healthy

environment and prioritize safety and superiority

that provides added value for stakeholders

CSR Mission [4.8]

Carry out Corporate social responsibility for

development of community around the Company’s

operations and create harmonious relationship

and conducive business climate to support the

Company’s activities.

CSR Goal

Contribute to address social issues that may

hamper operational activities and improve the

image and reputation of the Company.

133



Company Information


Landasan Hukum

1. Undang-Undang No.25 Tahun 2007 Pasal 15

(b) tentang Penanaman Modal. Dalam pasal

tersebut dijelaskan bahwa setiap penanam modal

berkewajiban melaksanakan tanggung jawab sosial

perusahaan.

2. Pengertian tanggung jawab sosial perusahan:

adalah tanggung jawab yang melekat pada setiap

perusahaan penanaman modal untuk tetap

menciptakan hubungan yang serasi, seimbang, dan

sesuai dengan lingkungan, nilai, norma, dan budaya

masyarakat setempat.

3. UU No.40 Tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas

Pasal 74 mengatur tentang perusahaan yang

bergerak dalam bidang sumber daya alam

wajib melaksanakan Tanggung Jawab Sosial dan

Lingkungan yang dianggarkan dan diperhitungkan

sebagai biaya perusahaan yang pelaksanaannya

dilakukan dengan memperhatikan kepatutan dan

kewajaran.

UU No.22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi Pasal

40 mengatur bahwa Badan Usaha atau Badan Usaha

Tetap menjamin keselamatan dan kesehatan kerja

serta pengelolaan lingkungan hidup disamping juga

ikut bertanggung jawab dalam mengembangkan

lingkungan dan masyarakat setempat.

Penjelasan Pasal 40, ayat (5) menyebut, yang dimaksud dengan: ikut bertanggung jawab mengembangkan lingkungan dan masyarakat setempat, adalah keikutsertaan perusahaan dalam mengembangkan dan memanfaatkan potensi dan kemampuan masyarakat setempat, antara lain dengan cara mempekerjakan tenaga kerja dalam jumlah dan kualitas tertentu, serta meningkatkan lingkungan hunian masyarakat, agar tercipta keharmonisan antara perusahaan dengan masyarakat sekitarnya.

Selain ketiga UU tersebut di atas, Perusahaan juga mengacu pada beberapa peraturan yang bersifat teknis pelaksanaan untuk memastikan pelaksanaan pemenuhan tanggung jawab sosial dalam aspek sosial, telah sesuai

dengan ketentuan hukum yang berlaku di Indonesia.

Legal Basis

1. Law No. 25 Year 2007 Article 15 (b) on

Investment. The article stipulates that every

investor is obliged to carry out corporate

social responsibility.

2. Explanation of corporate social responsibility:

the responsibility inherent in any investment

company to maintain a harmonious, balanced,

and in accordance with the environment,

values, norms, and culture of local

communities

3. Law No. 40 Year 2007 on Limited Liability

Companies Article 74 stipulates a company

engaged in the field of natural resources

required to implement Corporate Social and

Environmental Responsibility budgeted and

accounted for as cost of company which is

implemented with regard to propriety and

fairnes

Law No.22 Year 2001 on Oil and Gas

Article 40 stipulates that the Business

Entity or Permanent Business Entity

ensure occupational health and safety and

environmental management while also

participate in developing the environment

and local communities.

Explanation of Article 40, paragraph (5) stipulates, the connotation of: participate in developing the environment and local communities, is the participation of the company in developing and utilizing the potential and capabilities of the local community, such as employing manpower in the certain number and quality, as well as improve people’s residential environment, in order to create harmony between the company and the surrounding community.

In addition to the above three Laws, the Company also refers to some of regulations on technical implementation to ensure the fulfillment of social responsibility in social aspect, in accordance with applicable legal provisions in Indonesia.

134



Roadmap Pemberdayaan Masyarakat Pertamina EP

Pada tahun 2012, Pertamina EP melakukan sejumlah kegiatan pemetaan terhadap stakeholders eksternal. Dalam tahun tersebut, Pertamina EP melakukan survey citra perusahaan dan pemetaan potensi sosial yang dilakukan terhadap stakeholders eksternal di 19 lapangan. Program ini dimaksudkan untuk mengetahui persepsi masyarakat, pola komunikasi, potensi pengembangan dan potensi sosial lainnya yang berada di sekitar daerah operasi.

Lebih mendalam, beberapa lapangan operasi melakukan pemetaan sosial di tingkat kabupaten/kota atau tingkat desa antara lain seperti yang dilakukan di lapangan Rantau, Prabumulih, Bunyu, Subang, Cepu, Tambun, Sangasanga dan Tarakan. Hasil pemetaan tersebut menjadi dasar tindak lanjut pelaksanaan program tanggung jawab sosial perusahaan.

PT Pertamina EP saat ini sedang mengembangkan program PPMP (Pusat Pemberdayaan Masyarakat Pertamina) yang disusun sejak tahun 2011. PPMP ini diharapkan dapat membangun kemandirian masyarakat di sekitar daerah operasi.

2011 2012 2013 2014 2015

Blueprint CSR PEPPUSAT PEMBERDAYAAN

MASYARAKAT PERTAMINA (PPMP)

Evaluasi

Pelaporan

Pemetaan Sosial

Seleksi Program

Pusat

Pemberdayaan

Masyarakat

Pertamina (PPMP)

Perbaikan

Infrastruktur

wilayah

Laporan

PenentuanPendamping Program

Kriteria sasaran

PPMP

SeremoniPeresmian PPMP

PelaksanaanProgram oleh Pendamping

Proses Seleksi Masyarakat

Laporan

Implementasiprogram di

Wilayahmasyarakat

Infrastrukturmenjunjang

pertumbuhan

kemandirian

ekonomi masyarakat

Masyarakat

MandiriMonitoring

Social Mapping

Program Selection

Determination ofProgram Facilitator

Pertamina Community Empowerment Center

Target Criteria

Inauguration Ceremony of Pertamina Community

Empowerment Center

ProgramImplementation

in The Community's Region

Independent Community

Supporting infrastructure for

community's economic independencedevelopmentProgram Implementation

by Facilitator

Community Selection Process

Reporting


Regional Infrastructure Improvement

Reporting

Evaluation

Monitoring

Reporting


Pertamina EP Community Empowerment Road-map

In 2012, Pertamina EP made a number of mapping of external stakeholders. That year Pertamina EP conducted corporate image survey and social potential mapping on external stakeholders in 19 fields. The program is intended to determine people’s perception, communication patterns, potential development and other social potential around the area of operations.

Furthermore, some operation fields conducted social mapping at regency/city level or village level such as Rantau, Prabumulih, Bunyu, Subang, Cepu, Tambun, Sangasanga and Tarakan fields. The mapping results are used for follow-up basis of corporate social responsibility program implementation.

PT Pertamina EP is currently developing PPMP program (Pertamina Community Empowerment Center) prepared since 2011. The program is expected to build independence of community around the area of operations.

135



Company Information


Pembiayaan

Perusahaan mengatur anggaran untuk pembiayaan kegiatan yang terkait dengan pemenuhan tanggung jawab sosial dan lingkungan, dari beberapa sumber. Penggunaan dan pemanfaatan anggaran dilakukan

dengan memperhatikan ketentuan yang mengaturnya.

Financing

The company sets a budget for the financing of activities related to the social responsibility and environment fulfillment, from multiple sources. Uses and utilization of the budget is in accordance with

applicable provisions.

0

2008

3

Tanggung Jawab Sosial

& Lingkungan (TJSL)

PERTAMINA EPSocial & Enviromental

Responsibility of PT Pertamina EP

Program Pendukung Operasi

Operation Supporting Program

Program CSR PEPPEP CSR Program

Program CSR KorporatCorporate CSR Program

Program KehumasanPublic Relation Program

Program Bina

Lingkungan (PKBL)Community

Development Program

Program dan Anggaran dari

CSR Korporat

(Non Cost Recovery)Program and budget from

Corporate CSR


RKAP PEP Korporat

(Non Cost Recovery)Program and budget

from PEP WP&B


masing masing Field Korporat

(Non Cost Recovery)Program and budget from each

field

Program diusulkan dari PEP

dan Anggaran dari PKBL

korporat

(Non Cost Recovery)Program and budget

from each field

Berdasar Peraturan Pemerintah No.79 Tahun 2010

tentang Biaya Operasi Yang Dapat Dikembalikan dan

Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu

Minyak Dan Gas Bumi, pembiayaan pelaksanaan program

pengembangan masyarakat (community development

atau CD) sebagai pemenuhan tanggung jawab sosial

diatur sebagai berikut:

Pursuant to Government Regulation No. 79 Year 2010

on Operating Costs Can Be Recovered and Treatment

for Income Tax in the Upstream Oil and Gas Sector,

the financing of community development (CD)

programs as the fulfillment of social responsibility is

as follows:

BaganImplementasi Tanggung Jawab Sosial dan Lingkungan PT Pertamina EP

PT Pertamina EP Social and Environmental Responsibility Implementation

136



• Biaya Program CD yang dilaksanakan oleh

Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) Eksplorasi

dimasukkan sebagai biaya operasi (Cost Recovery).

• Biaya Program CD yang dilaksanakan oleh KKKS

Produksi tidak dimasukkan sebagai biaya operasi

(Non Cost Recovery).

Perusahaan telah merealisasikan anggaran sesuai dengan

ketentuan dan program yang disetujui. Pada tahun 2012,

total investasi yang telah direalisasikan mencapai lebih

dari 7 juta USD yang terdiri dari Program Kehumasan

dan Program Pendukung Operasi (kegiatan yang

dilaksanakan oleh Kontraktor KKS Produksi), CSR dan

Bin Lingkungan PT Pertamina (Persero), dan CSR PT

Pertamina EP.

Realisasi CSR [EC8]CSR Realization

KEGIATAN ACTIVITIES

PERIODE PELAPORAN (USD)REPORTING PERIOD

2011 2012

RK & Kehumasan dan PSPOWP Public Relations and Operation Support Program

Program Sosial Penunjang Operasi Operations Support Social Programs 2,347,788 3,758,183

Program Kehumasan PR Programs 2,098,381 2,754,243

CSR PT Pertamina EP PT Pertamina EP CSR

Infrastruktur Infrastructure 396,034 36,548

Kesehatan Health 59,405 91,577

Lingkungan Enviroment 59,066 94,060

Pemberdayaan Masyarakat Community Empowerment - 81,791

Budaya & Keagamaan Cultural & Religious Programs - 10,609

Bina Lingkungan PT Pertamina (Persero) Di Wilayah Kerja PT Pertamina EPPT Pertamina (Persero) Community Development in PT Pertamina EP Working Area

Infrastruktur Infrastructure 64,836 99,990

Pendidikan Education 7,242 -

CSR PT Pertamina (Persero) Di Wilayah Kerja PT Pertamina EPPT Pertamina (Persero) CSR in PT Pertamina EP Working Area

Pendidikan Education 83,504 131,817

Infrastruktur & bencana alam Infrastructure & Natural Disaster 70,720 -

Lingkungan Environment 42,441 39,953

Kesehatan Health 194,014 46,122

Pemberdayaan Masyarakat Community Empowerment - 84,872

TOTAL 5,423,430 7,229,767

• The cost of CD program conducted by

the Exploration Contractor Cooperation

Contract (PSC) accounted as Cost Recovery.

• The cost of CD program conducted by the

Production PSC is not accounted as Non-

Cost Recovery.

The company has realized the budget in accordance

with the provisions and the approved program. In

2012, total investment that has been realized was

more than USD 7 million, consisting of PR Programs

and Operations Support Program (carried out by the

Contractor of Production PSC), CSR and Community

Development of PT Pertamina (Persero), and CSR of

PT Pertamina EP.

137



Company Information


Penggunaan anggaran yang berasal dari PT Pertamina

(Persero) sepenuhnya diatur dan ditentukan PT

Pertamina (Persero) selaku induk perusahaan.

Fungsi dan peran PT Pertamina EP adalah pelaksana

kegiatan tanggung jawab sosial dan lingkungan yang

pembiayaannya bersumber dari PT Pertamina (Persero)

namun dilaksanakan pada area operasi Perusahaan.

Adapun anggaran yang disediakan sendiri oleh Pertamina

EP, digunakan untuk membiayai pelaksanaan pemenuhan

tanggung jawab sosial Perusahaan di 19 lapangan

dan 4 proyek pengembangan yang tersebar pada

155 kabupaten/kota di seluruh Indonesia. Realisasi

penggunaan anggaran selama tahun 2012 dimanfaatkan

untuk Program Kehumasan dan Program Pendukung

Operasi (PPO) sebesar USD 6.512.426 dan program CSR

sebesar USD 314.586.

Program Pendukung Operasional adalah kegiatan yang

dijalankan Kontraktor KKS Produksi sebagai bentuk

pelaksanaan rencana pengelolaan lingkungan hidup

yang menjadi bagian dari Analisis Mengenai Dampak

Lingkungan (Amdal) sesuai peraturan yang berlaku. PPO

dilaksanakan melalui kegiatan:

• Rekonsiliasi, yakni kegiatan yang dilaksanakan

berdasarkan kesepakatan antara Kontraktor KKS

Produksi dengan masyarakat atau pemerintah

daerah. Tujuannya meningkatkan keharmonisan

hubungan dan mengakomodasi kepentingan masing-

masing pihak.

• Penyediaan infrastruktur.

The uses of the budget from PT Pertamina (Persero)

is fully regulated and set by PT Pertamina (Persero)

as the parent company. The function and role of PT

Pertamina EP is as the executive of social responsibility

and environmental activities financed by PT Pertamina

(Persero) but implemented in the Company’s area of

operations.

The budget provided solely by Pertamina EP, is used

to finance the implementation of corporate social

responsibility fulfillment 19 fields and four development

projects across 155 regencies/cities in Indonesia.

Realization of uses of the budget for in 2012 include

Public relations program and operations support

program (PPO) USD 6,512,426 and CSR USD 314,586.

PPO is an activity undertaken by Production PSC

Contractors as a form of environmental management

implementation that becomes a part of the Analysis

on Environmental Impact (Amdal) in accordance with

applicable regulations. PPO is implemented through the

following activities:

• Reconciliation, the activities carried out based

on agreement between the Production PSC

Contractors and community or government. The

goal is improve harmonious relations and to

accommodate the interests of each party.

• Provision of infrastructure.

138



NO AREA OPERASIOPERATION AREA

PROGRAM UNGGULANFLAGSHIP PROGRAM

I REGION JAWAPelatihan otomotif roda dua untuk 8 desa di Kecamatan Sukra, Kabupaten Indramayu, Jawa Barat.Automotive training program for eight villages in Sukra District, Indramayu Regency, West Java

Program budidaya ternak domba di Desa Karanglayung, Kecamatan ukra.

Sheep husbandry program in Karanglayung Village, Sukra District

II

FIELD TARAKAN

Program lingkungan berbasis masyarakat melalui program pengelolaan sampah dengan sistim S3R (Program Pelatihan Daur Ulang Sampah & komposting/Biopori Skala Lingkungan) untuk Kecamatan Tarakan Timur, Kota Tarakan

Lokasi kegiatan meliputi 3 kelurahan, yakni Kelurahan Kampung 1 Skip, Kelurahan Pamusian dan Kelurahan kampung VI.

Community-based environmental program through waste management with S3R system (Training program of waste recycling & composting/biopore in neighborhood scale) for Tarakan Timur District, Tarakan City.

The activities conducted in 3 sub-districts, Kampung 1 Skip, Pamusian and Kampung VI sub-districts.

Penataan Kawasan Konservasi Mangrove & Bekantan (KKMB), di KKMB Tarakan.

Reorganizing of Mangrove and Bekantan Conservation Area (KKMB) in Tarakan.

III FIELD CEPU

Pelaksanaan pelatihan budidaya sapi di Desa Banyuurip dan Desa Wonosari, Kecamatan Senori, Kabupaten Tuban serta pembangunan 33 kandang dan 1 demplot.

Pelaksanaan pelatihan pengobatan sapi, pembuatan rumah kompos dan pengolahan, pemanfaatan biogas dan penanaman rumput gajah.

Cow husbandry training program in Banyuurip and Wonosari villages, Senori District, Tuban Regency and construction of 33 cowsheds and one demonstration plot.

Training on cow medical treatment, building composting house and processing, biogas utilization and elephant grass planting.

Pelatihan membuat kue kering, roti dan cake untuk PKK Desa Nglobo, Kecamatan Jiken, Kabupaten Blora

Training on baking cookies, bread and cake for members of Family Welfare Program (PKK) in Nglobo Village, Jiken District, Blora Regency

IV FIELD RANTAUPeningkatan ekonomi masyarakat melalui budidaya ikan lele.

Community economic improvement through catfish cultivation.

V REGION SUMATERA Budidaya jamur tiram.

Pelaksanaan kegiatan berupa studi banding pembibitan jamur untuk petani jamur pada Kelompok Tani Mujahid dan Jaya Makmur, Kota Prabumulih, Sumatera Selatan.

Oyster mushroom cultivation.

Comparative study on mushroom seedling for farmers of Mujahid and Jaya Makmur farmers groups, Prabumulih City, South Sumatra.

Program Unggulan Pelaksanaan TJSL 2012TJSL Implementations Flagship Program 2012

139



Company Information


Tabel diatas menunjukkan upaya strategis Perusahaan

dalam mewujudkan peningkatan kesejahteraan

masyarakat di sekitar lokasi operasi adalah dengan

pengembangan dan pemberdayaan masyarakat. Mereka

diajak untuk aktif bersama-sama menemukan solusi

guna meningkatkan kondisi ekonomi, sosial, lingkungan

dan budaya melalui serangkaian kegiatan di bidang

lingkungan, pendidikan, kesehatan, ekonomi, dan

infrastruktur (fasilitas sosial/fasilitas umum). [SO1]

Pendidikan

Kegiatan pengembangan dan pemberdayaan masyarakat

di bidang pendidikan dilakukan di sejumlah daerah

operasi. Kegiatan yang dilaksanakan sepanjang tahun

2012 meliputi peningkatan kualitas guru dan sarana

belajar-mengajar, serta pemberian beasiswa kepada

pelajar berprestasi. Anggaran pelaksanaan kegiatan

di bidang pendidikan bersumber dari Program CSR PT

Pertamina (Persero) sebesar USD 131.817.

Khusus untuk pemberian beasiswa, kami hanya bertugas

menyalurkan bantuan beasiswa yang disediakan PT

Pertamina (Persero) melalui Program Cerdas Bersama

Pertamina. Program beasiswa diberikan kepada para

siswa yang berada di sekitar daerah operasi Perusahaan.

Namun untuk tahun 2012 tidak ada program beasiswa

yang disalurkan di wilayah kerja Perusahaan, sementara

untuk tahun 2011 ada 425 pelajar berprestasi yang

memperoleh beasiswa.

Perusahaan juga memberikan perhatian kepada

kalangan pemuda di sekitar lokasi kegiatan operasi,

terutama mereka yang tidak dapat melanjutkan

jenjang pendidikan formal. Kami menyelenggarakan

pelatihan yang ditujukan untuk pengembangan potensi,

berdasarkan hasil pemetaan kebutuhan peningkatan

kualitas sumber daya manusia (SDM) potensial di sekitar

daerah operasi. Pelaksanaan kegiatan ini dilakukan

bekerjasama dengan pihak-pihak yang memiliki

kompetensi seperti lembaga pendidikan.

The Company's strategic efforts in realizing the welfare

improvement of community around of the operational

sites is the development and empowerment. They are

actively encouraged to jointly find solutions to improve

the economic, social, and cultural environment through

a series of activities in the fields of environment,

education, health, economic, and infrastructure

(facilities of social / public facilities). [SO1]

Education

Community development and empowerment activities

in education, are carried out in a number of areas

of operation. The activities undertaken during

2012 include improving the quality of teachers and

and learning facilities, as well as scholarships for

outstanding students. Budget for these activities in

education came from CSR Program of PT Pertamina

(Persero) of USD 131,817.

Especially for the scholarship, we only channel the

scholarship assistance provided by PT Pertamina

(Persero) through Cerda Bersama Pertamina (Smart and

Bright with Pertamina) Program. The scholarships are

awarded to students around the Company's operations.

However in 2012 there was no scholarship distributed

in the working area of the Company, while for 2011

there were 425 outstanding students who received

scholarships.

The company also pays attention to youth around the

operating sites, especially those who can not continue

their formal education. We organize training for

potential development, based on the results of the

mapping of improving the quality of human resources

(HR) potential needs around the area of operation.

These activities are implemented in cooperation

with the parties who have the competence such as

educational institutions.

140



Kegiatan Bantuan Pendidikan(Sumber Anggaran Pelaksanaan CSR PT Pertamina (Persero)

Educational Assistance(Budget Source from CSR Implementation of PT Pertamina (Persero))


LOKASI KEGIATANLOCATION

BENTUK KEGIATANACTIVITIES

Rantau

Desa Paya Meta, Desa Alur Bamban.Kecamatan Karang Baru.

Desa Pematang Tengah., Kecamatan Pematang Jaya. Dusun Sungai Buluh, Desa Pulau Kampai.Kecamatan Pangkalan Susu

Fasilitas pendidikan berupa bantuan komputer.Untuk beberapa field bantuan disertai laboratorium komputer.

Educational facilities in the form of computer assistance.For some fields, the assistance has been provided along with computer laboratory

Pangkalan Susu Sekolah di kecamatan ring 1

Pendopo Muara Enim. Sumatera Selatan

Bunyu Kecamatan Bunyu, Kabupaten Bulungan.

PPGJDesa Wado,Desa Pulo,Desa Sumber, Desa Sumberejo, Desa Temulus, Desa Tanjung, Desa Sogo.

Prabumulih Kota Prabumulih, Sumatera Selatan.

TarakanKel. Juata Krikil, Kecamatan Tarakan Utara, Kota Tarakan, Kalimantan Timur

Tarakan Kelurahan Kampung VI, Kecamatan Tarakan Timur

Lirik Kecamatan Ukui dan Kecamatan Lirik

ADERAKecamatan Tanah Abang, Kecamatan Talang Ubi, Kecamatan Abab, Kecamatan Penukal.

141



Company Information


Kesehatan [SO1]

Di bidang kesehatan, anggaran yang disediakan

Perusahaan untuk membiayai pemenuhan tanggung

jawab sosial dan lingkungan selama tahun 2012

mencapai USD 137.699, yang merupakan gabungan

realisasi anggaran CSR PT Pertamina (Persero) dan PT

Pertamina EP.

Health [SO1]

In the health sector, the budget provided by the

Company to finance the fulfillment of social and the

environmental responsibility during 2012 reached USD

137,699, which is a combined realization of CSR by PT

Pertamina (Persero) and PT Pertamina EP.

Kegiatan Kesehatan Masyarakat (Sumber Anggaran CSR PT Pertamina (Persero))

Community Health

(Budget Source from PT Pertamina (Persero) CSR)




Rantau Desa Sukajadi, Kec. Rantau, Kabupaten Aceh Tamiang

Pembinaan Posyandu Mandiri berupa bantuan perlengkapan standar Posyandu, peningkatan fungsi pendampingan, pembinaan posyandu terpadu menuju Posyandu Strata Mandiri.

Development of Independent Integrated Health Post (Posyandu) in the form of standardized equipment, intensify facilitation function, developing posyandu to become Independent Posyandu

Pendopo Sungai Keruh

Klinik gigi Pendidikan/penyuluhan hidup bersih dan sehat. Sekolah bebas jentik Cuci Tangan dengan Sabun. Potong kuku masal. Pengawasan kantin sekolah. Sikat gigi masal.Kegiatan dilaksanakan di 17 sekolah dasar.

• Dental clinic• Education/counseling of hygiene and healthy lifestyle.• Larvae free schools• Hand washing with soap.• Mass nail clipping.• School canteen supervision.• Mass teeth brushing.The activities were conducted in 17 elementary schools.

Prabumulih Kota Prabumulih.Kabupaten Muara Enim. Kabupaten Ogan Ilir.

Brigth with Pertamina. Program pemeriksaan dan bantuan kacamata• Bright with Pertamina. Eye examination program and glasses assistance

142



Bunyu Kecamatan Bunyu, Kabupaten Bulungan

Pertamina SehatiBantuan perlengkapan standar posyandu

• Pertamina Sehati Training program for posyandu cadres and traditional midwives

PPGJ

Desa Wado, Desa Pulo, Desa Sumber, Desa Sumberejo, Desa Temulus, Desa Tanjung, Desa Sogo.

Program pelatihan kader posyandu dan dukun bayi.Training program for posyandu cadres and traditional midwives

Tarakan Kota Tarakan, Kalimantan TimurFasilitas 1 unit bus donor darah. Facility of 1 unit of blood donation bus

Lirik Kecamatan Ukui dan Kecamatan Lirik.

Brigth with Pertamina.Program pemeriksaan dan bantuan kacamata sebanyak 201 buah

• Bright with Pertamina.Eye examination program and 201 pairs of glasses assistance

Kantor Pusat Jakarta PusatBantuan dana Yayasan Kanker IndonesiaFund assistance for Indonesia Cancer Foundation

Kantor Pusat Jakarta Pusat

Bantuan 1 unit mobil donor darah untuk PMI Pusat

Assistance of 1 unit blood donation vehicle for Indonesian Red Cross




143



Company Information


Economy [SO1] [EC9]

During 2012, we have implemented a number of

activities aimed at empowering communities around

the Company's operations. The activities were tailored

to the needs of people at each location, and shape in

the form of training of the utilization of the economic

potential of each region.

Ekonomi [SO1] [EC9]

Sepanjang tahun 2012, kami telah melaksanakan

sejumlah kegiatan yang ditujukan untuk pemberdayaan

masyarakat di sekitar lokasi Perusahaan berkegiatan.

Kegiatan yang dijalankan disesuaikan dengan kebutuhan

masyarakat di masing-masing lokasi, dan bentuknya

berupa pelatihan pemanfaatan potensi ekonomi yang

ada pada masing-masing wilayah.

Kegiatan Pemberdayaan Masyarakat(Sumber Anggaran WP&B PT Pertamina EP)

Community Empowerment Activities

(Budget Source from WP&B of PT Pertamina EP)


WILAYAHREGION


Rantau Field

Di Desa Kebun Tanjung Seumantoh, Kec. Karang Baru, Kab. Aceh Tamiang.

Di Desa Tanjung Semantoh, Kec. Karang Baru, Kab. Aceh Tamiang.Desa Kebun Rantau, Kec. Rantau, Kab. Aceh Tamiang.

Di Desa Rantau Pauh, Kec. Rantau, Kab. Aceh Tamiang.

Di Desa Kota Lintang, Kec. Kualasimpang, Kab. Aceh Tamiang.

Peningkatan ekonomi masyarakat melalui budidaya ikan lele.Community economic improvement through catfish cultivation.Peningkatan ekonomi masyarakat melalui budidaya ikan gurame.Community economic improvement through gourami cultivation.Peningkatan ekonomi masyarakat melalui kerajinan menjahit dan bordir bagi kaum Perempuan.Community economic improvement through sewing and embroidery craft for women.Peningkatan ekonomi masyarakat melalui home industri keripik buah.Community economic improvement through fruit chip home industry.Peningkatan ekonomi masyarakat melalui budidaya jamur tiram.Community economic improvement through oyster mushroom cultivation.

Pangkalan Susu Field

Kelurahan Bukit Jengkol, Kecamatan Pangkalan Susu, Kabupaten Langkat

Kelurahan Bukit Kubu, Kecamatan Besitang, Kabupaten Langkat Desa Securai Selatan, Kecamatan Babalan, Kabupaten Langkat

Pelatihan pemanfaatan limbah konfeksi pemasangan payet dan sulam pita.Training on utilization of waste from garment manufactrers, sequin application and ribbon embroidery.PelatihanPembuatan pakan ternak dari ampas kelapa sawit.Training on making cattle feeds from palm oil waste.Program pembudidayaan tanaman buah.Fruit plant cultivation program.

Lirik Field

Desa Gudang Batu, Kecamatan Lirik.Kecamatan Lirik, Ukui, Pangkalan Lesung dan Buatan.

Pemberian bibit ikan dan pembersihan kolam ikan bagi warga.Distribution of fish seeds and fish pond cleaning for residentsPemberdayaan ekonomi masyarakat dengan pelatihan otomotif, seluler dan pengelasan bagi pemuda/pemudi putus sekolah.Community economic empowerment through automotive, cellular and welding training for youths who dropped out of school.

144



Adera Field

Desa Tanah Abang Selatan, Kecamatan Tanah Abang.Desa Pengabuan, Kecamatan Abab.Kecamatan Tanah Abang.

Bantuan sarana dan prasana produksi kegiatan budidaya ikan untuk kelompok Rotan Tiga JuruFish cultivation production facilities assistance for Rotan Tiga Juru group.Bantuan sarana dan prasana Produksi kegiatan budidaya ikan untuk kelompok Sungai Jerni.Fish cultivation production facilities assistance for Sungai Jerni group.Bantuan 1 unit mesin pencacah sampah, Kubota RD 85 dan 1 unit mesin Tuller pellet, Wujin 115 untuk Kelompok usaha Bersama Peduli Sampah.Assistance of 1 unit garbage chopping machine, Kubota RD 85 and 1 unit Tuller pellet machine, Wujin 115 for Kelompok usaha Bersama Peduli Sampah.

Field PendopoPendopo Field

Desa Sugihwaras Kecamatan Sukakarya Kabupaten Musi RawasKelurahan Talang Ubi Selatan Kecamatan Talang Ubi Kabupaten Muara Enim

Pemanfaatan limbah sapi untuk diolah menjadi biogas oleh Kelompok Tani Megah Jaya.Utilization of cow waste to be processed into biogas by Megah Jaya Farmers Group.Peningkatan keterampilan masyarakat untuk pengelolaan produk olahan pangan dari jamur tiram.Community skill improvement to manage processed food product from oyster mushrooms.

Field LimauLimau Field

Desa Karya Mulya Kecamatan Rambang Kapak Tengah kota madya Prabumulih

Pembinaan dan pengembangan usaha dalam bidang Peternakan hewan sapi yang akan dikelolah oleh gabungan kelompok tani (Gapoktan) untuk desa di wilayah operasional PerusahaanBusiness assistance and development in cow husbandry to be managed by villages in the Company’s operational areas.

Region JawaJava Region

Desa Kedokanagung, Kec. Kedokanbunder dan Desa Dukuhjeruk, Kec. Karangampel,Kabupaten Indramayu

Desa di Kecamatan Sukra

Desa Karanglayung, Kecamatan Sukra, Kabupaten Indramayu

Program bidang Pendidikan berupa program Pelatihan membuat kue, mie bakso untuk ibu-ibu PKK.Educational program of training on baking, making noodle and meatball for members of Family Welfare Program (PKK).Pelatihan Otomotif roda dua untuk 8 Desa.Motorcycle training for 8 villages.Program budidaya ternak dombaSheep husbandry program.

Field CepuCepu Field

Desa Wonosari dan Desa Banyuurip Kecamatan Senori Kabupaten Tuban

Desa Nglobo, Kec Jiken Kab Blora

Budidaya sapi. Pelaksanaan: pelatihan pengobatan sapi, pembuatan rumah kompos dan pengolahan, pemanfaatan biogas dan penanaman rumput gajah.Cow husbandry. Implementation: training on medical treatment for cattle, building composting house and processing, utilization of biogas and elephant grass planting.Pelatihan membuat Kue Kering, Roti & Cake untuk PKK.Training on baking cookies, bread and cakes for members of Family Welfare Program.

Bunyu Bunyu

Pengembangan kelompok nelayan dan Bantuan alat tangkap serta cat untuk perbaikan perahu nelayan.Fishermen group development and assistance in fishing equipment as well as paint for fishing boat repair.


WILAYAHREGION


145



Company Information


Infrastruktur [SO1] [EC8]

Besaran biaya yang direalisasikan Perusahaan untuk

bantuan penyediaan infrastruktur pada tahun 2012 dari

anggaran CSR PT Pertamina EP dan Bina Lingkungan

mencapai USD 136.539.

Infrastructure [SO1] [EC8]

The amount of costs realized by the Company for

infrastructure assistance provision in 2012 from PT

Pertamina EP’s CSR budget reached USD 136,539.

Kegiatan Pembangunan Infrastruktur(Alokasi Anggaran CSR PT Pertamina EP dan Bina Lingkungan)

Infrastructure Development

(Budget Allocation of PT Pertamina EP CSR and Community Development)




Pertamina EP Kantor PusatPertamina EP Head Office Batalyon Armed Pembangunan dapur

Kitchen construction

Field PendopoPendopo Field Kab. Muara Enim, Sumatera Selatan

Pembangunan Jalan Simpang Lima dan Simpang Raja

(Koordinasi SKMIGAS Sumbagsel)

Road construction of Jalan Simpang Lima and Simpang Raja ( Under coordination of SKKMIGAS Southern Sumatra)

Field PendopoPendopo Field Kab. Musi Banyuasin

Renovasi Gedung Serbaguna Desa JirakRenovation of Multifunction Village Hall in Jirak Village

Region SumateraSumatra Region

Desa Kayuara, Kec. Rambang Kuang, Kab. Ogan Ilir, Sumatera Selatan

Pembangunan gedung sekolah SMAN 3 Rambang KuangConstruction of SMAN 3 Rambang Kuang school building

Pembangunan infrastruktur untuk masyarakat di

sekitar daerah operasi juga dilakukan PT Pertamina EP,

menggunakan alokasi anggaran WP&B dengan nilai lebih

dari USD 1.000.000. Pelaksanaan kegiatan telah disetujui

oleh BPMigas (sekarang SKKMigas).

Infrastructure development for the community around

the operating areas by PT Pertamina EP used the

allocation of WP&B valued more than USD 1,000,000.

The activities implementation have been approved by

BP Migas (now SKKMigas).

146



Kegiatan Pembangunan InfrastrukturInfrastructure Development Program

(Alokasi Anggaran WP&B)(WP&B Allocation)


WILAYAHDISTRICT

BENTUK KEGIATANACTIVITES

Rantau Desa Pematang Tengah, Kec. Pematang Jaya, Kab. Langkat, Sumatera Utara

Pengerasan jalan sepanjang 1 KmRoad hardening along 1 km

Pangkalan Susu Besitang, Kab. Langkat, Perbaikan 22 Stand Pasar Pekan BesitangRepair of 22 stands at Pasar Pekan Besitang market

Jambi Kel. Bajubang, Kab Muara Bulian, Jambi

Penimbunan jalan seluas 265m3Road land filling of 265m3

ADERA Desa Dedupi – Modong, Kecamatan Tanah Abang.

Perbaikan jalan Kabupaten 11 KmRegency road repair along 11 Km

ADERA Desa Tanah Abang Selatan, Kecamatan Tanah Abang.

Perbaikan jalan Kabupaten 1.5 KmRegency road repair along 1.5 Km

ADERA Desa Panta Dewa, Kecamatan Talang Ubi

Pembuatan sumur bor 4 unit untuk warga Building 4 artesian wells for residents

PendopoDesa Jirak, Kecamatan Sungai Keruh, Kabupaten Musi Banyuasin

Renovasi Gedung SerbagunaMultifunction Building Renovation

Limau Desa Jemenang Kecamatan Rambang Dangku

Perbaikan MasjidMosque Restoration

Limau Kampung 8 Kecamatan dan Kabupaten Muara Enim

Pembuatan Jembatan GantungSuspension Bridge Construction

Limau Jemenang kecamatan rambang Dangku. Pembangunan balai desaVillage hall construction

Limau Simpang Tanjung Kecamatan Gunung Megang

Pembuatan kantor dan balai desaVillage office and village hall construction

Limau Prabumulih Pembangunan Gedung PROPAM, RIKSA DAN SEL TAHANANConstruction of PROPAM, RIKSA buildings and prison cells

Limau Desa Air Keruh Kec. Rambang Pembangunan Balai SerbagunaMultifunction Hall construction

Limau Desa Jemenang kecamatan Rambang Dangku.

Bantuan pembuatan Pagar Balai DesaAssistance for building Village Hall fences

PP PDM Desa Jayabakti, Bekasi Bantuan Material Renovasi 5 Sarana Ibadah Material assistance for renovation of 5 religious facilities

Region Jawa Dusun Karanganyar , Desa Sukrawetan, Kec Sukra Indramayu

Perkerasan jalan lingkungan dan pembuatan turap batu kali kanan kiri jalan sepanjang 800 M dan tinggi 1,5 M wilayah sumur KRBNeighborhood road hardening and building embankment made of river stones on both sides of the road along 800 m and 1.5 m high in the area of KRB well

147



Company Information


Region Jawa Desa Kedungwungu kecamatan krangkeng indramayu

Pembuatan Parit dan Perkerasan JalanTrench building and road hardening

Cepu Desa Nglobo, Desa Kodokan, Desa Payaman, Desa Semanggi,

Perbaikan Jalan UtamaMain Road Repair

Cepu Desa Sambong Pengerasan Jalan Pertanian dan Pembuatan TalutFarm Road Hardening and talud building

Cepu Desa Sambong Perbaikan jembatan Bridge repair

Cepu Desa Sekaran - Desa Kawengan

Perbaikan Jalan ± 6 Km x 5 m, dengan bentuk perbaikan lapisan penetrasiRoad repair of ± 6 Km x 5 m wide, with layer penetration method

Bunyu Bunyu, Kab Bulungan Semenisasi Jalan Methanol Raya Sepanjang 300 m Road cementing of Jalan Methanol Raya along 300 m

Bunyu Bunyu, Kab Bulungan Renovasi Bangunan SMAN 1 BunyuRenovation of SMAN 1 School Building, Bunyu

Bunyu Bunyu, Kab Bulungan Renovasi SMP 3 BunyuRenovation of SMP 3 School Building, Bunyu

Bunyu Desa Bunyu Barat, Kab Bulungan Semenisasi Jalan Pemuda, Desa Bunyu BaratRoad cementing of Jalan Pemuda, Bunyu Barat Village

Bunyu Bunyu, Kab Bulungan

Pembuatan sumur bor air bersih dan perbaikan jaringan saluran air di kec. BunyuBuilding artesian well of clean water and repairing water channel system in Bunyu District

Papua Desa Maralol Distrik Salawati Selatan Kabupaten Sorong.

Bantuan pembangunan 10 unit rumah permanen tahap I Assistance for construction of 10 permanent houses phase I.


WILAYAHDISTRICT

BENTUK KEGIATANACTIVITES

148



Yoel Kemesfle Sebelumnya kami sulit untuk pergi ke pasar karena jalan buruk. Kini jalan sudah bagus dan kami punya akses ke pasar dengan baik, berkat pembangunan jalan di distrik Klamono bantuan dari Pertamina EP. (Kepala Distrik Kalmono)Previously, it is hard to go to market

because of the bad road. Now the road has been smooth and we have had good access to the market, thanks to the road construction in the district Klamono, supported by Pertamina EP. (Kalmono District Chief)

Pekerja Lokal Local People

Esau Thesia Kebanggaan saya adalah bisa bergabung di Pertamina EP dan bagaimana saya bisa bersama teman-teman bergabung untuk meningkatkan produksi Pertamina EP, sekaligus mengelola hasil bumi milik kami sebagai putra daerah Papua. (Masyarakat Asli Papua dan Karyawan Pertamina EP)It is my pride to be able to join in Pertamina EP and with my friends, I can be a part to improve the production of Pertamina EP, as well as managing the local farm that belong to Papuans, as local community. (Local Papuan and Employee of Pertamina EP)

Pertamina EP Bagikan Kacamata Gratis Bagi Pelajar di SorongPertamina EP donates free glasses for students in SORONG

Yustinus Hosyo Saya selaku kepala kelurahan di Klakublik ini mengatakan bahwa sudah ada pembenahan dan kerja sama yang baik antara Pertamina EP dengan pemerintah, diantaranya pembangunan infrastruktur untuk masyarakat di kelurahan Klakublik ini. (Lurah Klakublik)As the head of Klakublik village, I would like to state that there is improvement and good cooperation between Pertamina EP and the Government, including the development of infrastructure for the people in this Klakublik village. (Head of Klakublik village)

Paulina Walek Berkat pembangunan jalan yang dilakukan Pertamina PE di Distrik Klamono, kini Jalan sudah bagus dan kita merasa senang dan puas. (Warga Distrik Klamono)After the road construction is completed helped by Pertamina PE in Klamono

District, now the road is smooth and we are happy and satisfied. (Klamono - District Resident)

Pertamina Membangun Infrastruktur di Papua

Infrastructure development in Papua

TESTIMONITESTIMONY

Pertamina EP sebagai Bapak Angkat MaleoPertamina EP: Foster Parent of Maleo Conservation Program

Longki Djanggola Pertamina EP dengan sadar peduli pada keanekaragaman hayati dan menjaga kepunahan habitat burung Maleo di daerah Dongi-Dongi. (Gubernur Sulawesi Tengah)

Pertamina EP concerns in maintaining biodiversity and habitat from the extinction of Maleo birds in Dongi-Dongi area.(Governor of Central Sulawesi)

Ir. Sri Winenang, MM Kami dari Balai KSDA Sulawesi Tengah sangat merasa bangga dan memberikan apresiasi yang tinggi atas komitment Pertamina EP yang telah mengadakan kegiatan pelepasan burung Maleo, yang menjadi ikon di provinsi Sulawesi Tengah dan berkolaborasi untuk mengelola kawasan konservasi di SM Bakiriang. (Kepala Balai KSDA Sulawesi Tengah).

We, from the KSDA Central Sulawesi, are very proud and would like to provide high appreciation on Pertamina EP’s commitment that has released Maleo birds, which became an icon in Central Sulawesi and collaborate to manage the protected areas in SM Bakiriang. (Head of Central Sulawesi Natural Resource Conservation).

149



Company Information


Pemeriksaan, perawatan dan pengobatan gigi.Free dental check up

DealyaDengan adanya pemeriksaan gigi gratis dari Pertamina EP ini kita jadi tahu gigi kita sehat atau tidak, dan bagaimana cara gosok dan merawat gigi yang baik dan benar. (Siswa Negeri 01, Kebalen Bekasi)With the free dental check up from Pertamina EP, we understand whether our teeth are healthy or not, and how to brush and look after our teeth in good and correct ways. (A student of Government School 01, Kebalen Bekasi)

CSR Pertamina EP di Field Tambun Bekasi (Kelompok Usaha Ternak)Breeder Development Program in Field Tambun Bekasi

Burhandika Sebelum kami mendapatkan itiknya kami mendapatkan pendidikan dan pelatihan selama 4 bulan dari Pertamina EP, yaitu mengenai manajemen kelompok, keuangan , sampai dengan cara pemeliharaan itik. (Peternak itik)Before we get the duck, we have had the knowledge and training for 4 months from Pertamina EP, which are training for a group management, finance, and ways to raise ducks. (Breeder)

PEP Region Jawa Field Tambun Budidaya mangrove di Muara GembongMangrove project in Muara Gembong

Rosihudin Semenjak ada bantuan dari Pertamina EP di field Tambun ini, kami menjadi bersemangat untuk mencari mangrove sehingga dapat melestarikan daerah pesisir yang terkena abrasi. (Ketua Kelompok Tani Tunas Harapan)Since there is assistance from Pertamina EP in Tambun field, we became eager to find mangrove so as to preserve the mangrove coastal areas that exposed to abrasion. (Chairman of Farmers Group Tunas Harapan)

PEP Melakukan pengenalan dan Pelatihan Budidaya Jamur Tiram Di kampung Muara tiga, PrabumulihCommunity Development for Mushroom Farmers in kampung Muara tiga, Prabumulih

GitoHasil dari pelatihan yang diberikan oleh Pertamina EP tentang budidaya jamur Tiram kami kembangkan, dan setelah dibantu oleh Pertamina EP, kini kami berhasil menjadi petani jamur tiram berkelompok dan menjadi bagian dari keseluruhan 20 kelompok. (Petani Jamur)The result of the training provided by Pertamina EP on oyster mushroom cultivation has led us to develop, and after assisted by Pertamina EP, now we get a mushroom farmer group and become a part of the existing 20 groups. (Mushroom Farmer)

Aang Sungkawa Kita memindahkan elemen estetika dari alam kedalam kanvas, bahkan sekarang saya sudah menggunakan pewarna dari alam, batu bata dan terakota yang benar-benar asli. Ini semua berkat bantuan dari Pertamina EP. (Pengrajin Sampah)We shift the aesthetic elements of nature into canvas, and even now I have been using

dyes from nature, bricks and terracotta which are truly organic. Thanks to Pertamina EP for the support. (Craftsman from garbage).

Saung Prabu solusi pengembangan ekonomi mikro Saung Prabu, solution for micro ecomic development

Teguh Awalnya kita kerjasama dengan Pertamina EP di tahun 2002 untuk menjaga lingkungan hidup, kemudian baru mulai ditahun 2007 kami menggerakkan masyarakat untuk peduli lingkungan dengan cara bermitra. (Pendiri Saung Prabu, mendapat Penghargaan Kalpataru, dan sebagai motor penggerak masyarakat peduli lingkungan ditahun 2009)Initially, we cooperate with Pertamina EP in 2002 to conserve the environment, and then in 2007 we were just beginning to ask people to care about the environment by partnering. (Founder of Saung Prabu, obtained the Kalpataru Award, and the motor of society in concerning environment, 2009).

Program Pengembangan Peternak Sapi di Prabumulih Cow Breeder Development Program in Prabumulih

SugengSisa waktu dari jam 10 pagi hingga sore biasanya banyak warga yang tidak bekerja, maka dengan ternak sapi bantuan dari Pertamina EP akan sangat baik karena banyak nilai tambah positifnya. (Kepala Desa Karya Mulya)Usually, many people do not work from 10 am until afternoon, so with the assistance of

Pertamina EP by providing cows, it will create good and positive added values. (Karya Mulya Village Head)

Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 Pertamina EP

150



BAB 3ANALISIS DAN PEMBAHASAN MANAJEMEN

Bidang Usaha dan Wilayah KerjaBusiness Sector and Working Areas

Tinjauan OperasionalOperational Review Tinjauan KeuanganFinancial Review

Tinjauan Komersialitas Aspect of Commerciality

CHAPTER 3MANAGEMENT ANALYSIS AND DISCUSSION

153

159

187

205

Pertamina EP 2012 Integrated Annual Report

151




Company Information

229 MMBOE

Cadangan Migas 2C Recoverable Ditemukan

MENGELOLA ISI BUMI INIDENGAN BIJAK

DAN BERKELANJUTAN

MANAGING NATURAL RESOURCES WISELY AND SUSTAINABLY

Recoverable 2C Oil and Gas Reserves Discovered


152



Pencapaian kinerja Perusahaan dalam mengelola sektor hulu migas, mempengaruhi kemampuan induk perusahaan dalam memenuhi target lifting minyak mentah dan produksi gas nasional yang ditetapkan Pemerintah.

The Company’s performance achievement in managing the upstream oil and gas sector directly affects the holding company’s capability to meet its target of national crude oil lifting and gas production, which is established by the Government.

Pencapaian kinerja Perusahaan dalam mengelola sektor hulu migas, mempengaruhi kemampuan induk perusahaan dalam memenuhi target lifting minyak mentah dan produksi gas nasional yang ditetapkan Pemerintah.

The Company’s performance achievement in managing the upstream oil and gas sector directly affects the holding company’s capability to meet its target of national crude oil lifting and gas production, which is established by the Government.


153




Company Information

BIDANG USAHA DAN WILAYAH KERJABUSINESS SECTOR AND WORKING AREA

Kegiatan usaha utama Perusahaan adalah di sektor hulu bidang minyak dan gas bumi, meliputi eksplorasi dan

eksploitasi. Di samping itu, PT Pertamina EP juga melaksanakan kegiatan usaha penunjang lain yang secara

langsung maupun tidak langsung mendukung bidang kegiatan usaha utama.

Sektor hulu minyak dan gas bumi (migas) yang menjadi bidang usaha PT Pertamina EP memiliki posisi strategis.

Tidak hanya bagi PT Pertamina (Persero) sebagai induk perusahaan, tetapi juga terhadap ketahanan energi

nasional terkait jaminan pasokan migas untuk memenuhi kebutuhan energi di Indonesia. Pencapaian kinerja

Perusahaan dalam mengelola sektor hulu migas, mempengaruhi kemampuan induk perusahaan dalam memenuhi

target lifting minyak mentah dan produksi gas nasional yang ditetapkan Pemerintah.

Untuk itulah kami terus berupaya mengoptimalkan pengelolaan kegiatan di area yang menjadi Wilayah Kerja

Pertambangan (WKP) seluas ±138.611 kilometer persegi, berdasarkan kontrak migas dengan BPMIGAS pada 17

September 2005.

The company’s main business activities are in the upstream oil and gas sector, including exploration and

exploitation. PT Pertamina EP also carries out other supporting business activities that directly or indirectly

support the core business areas.

PT Pertamina EP’s business sector of upstream oil and gas has a strategic position. It is not only for PT

Pertamina (Persero) as the holding company, but also for national energy security in securing oil and gas

supply to meet Indonesia energy needs. The Company’s performance achievement in managing the upstream

oil and gas sector directly affects the parent company’s capability to meet its target of national crude oil

lifting and gas production, which is established by the Government.

Therefore we continue to optimize the operational management in the Mining Working Area (WKP) of ±

138,611 square kilometers, based on oil and gas contract with BP Migas on September 17, 2005.


154



PETA WILAYAH KERJA PERTAMINA EP TAHUN 2012MAP OF PERTAMINA EP WORKING AREA IN 2012

Legenda

KSO PT PEP

TAC PT PEP

PROJECT

PROSES RELINQUISH

OWN OPERATION

ARU BARAT

UBEP LIRIK

PT. HASEBA

PPGJ

KSO PEP-INDELBERG INDONESIA PERKARAKSO PEP-TAWUN GEGYUNUNG ENERGIKSO PEP-FOSTER TREMBES PETROLEUM LTD

WONOKROMO

TAC P-INTERMEGA SABAKUTAC P-INTERMEGA SALAWATITAC P-IBN HOLDICOTAC P-PATRINDO PERSADA MAJU

KSO PEP-PETROENERGY UTAMA WIRIAGARKSO PEP-KAMUNDAN ENERGY (EKS)

TIMOFORO

AREA SUBANGAREA JATIBARANGAREA TAMBUN

KSO PEP-PACIFIC OIL AND GAS (PEURLAK LTD)

KSO PEP-RAMBA ENERGY WEST JAMBI (EKS)KSO PEP-ENERGY JAMBI IND

AREA RANTAUAREA P. SUSU

PROJECT PENGEMBANGAN GAS SUBAN

TAC P-BLUESKY LANGSATAC P-SALAMANDER ENERGY

TAC P-EKSINDO TELAGA SAID DARATTAC P-DIKSI PETROLEUM

TAC P-PAN

TAC P-AKAR GULINDOTAC P-BABAT KUKUI ENERGY

TAC P-EMP GELAMTAC P-PILONA TANJUNG LONTAR

TAC P-BINATEK REKA KRUHTAC P-GOLD WATER

TAC P-INDAMA PUTRA KAYAPRATAMA\TAC P-RADIANT RAMOK SENABING

TAC P-BWP MERAUPTAC P-BETUNG MERUO SENAMI

TAC P-INDOJAYA SUKARAJA

KSO PEP-BENAKAT BARAT PETROLEUM KSO PEP-COOPER TANGAI SUKANANTI

KSO PEP-FORMASI SUMATERA ENERGYKSO PEP-SANTIKA PENDOPO ENERGY

KSO PEP-GEOMINERGY S. LILINKSO PEP-SAMUDERA ENERGY TL (EKS)

KSO PEP-INDRILCO HULU ENERGY (EKS)KSO PEP-KAMPUNG MINYAK ENERGY

KSO PEP-TECHWIN BENAKAT TIMURKSO PEP-PETROENIM BETUN SELO

KSO PEP-PRISMA KAMPUNG MUNYAKKSO PEP-LOYAK TALANG GULA

CIPUTAT BARAT

JBB SELATAN BARAT

PONDOK MAKMUR

KSO PEP-KENDAL OIL & GAS

TAC P-ELLIPS ENERGY JATIRARANGONTAC P-PELANGI HAURGEULIS RESOURCESTAC P-RADIANT ENERGY SUKATANI

TAC PEP-KOREA DEV. (POLENG) Co. Ltd

AREA CEPU

KLANDASAN

UBEP SANGASANGA

UBEP TANJUNG

AREA PENDOPOAREA PRABUMULIHAREA LIMAUAREA ADERA

UBEP JAMBIUBEP RAMBA

KSO PEP-GERALDO PUTRA MANDIRI

PAKUGAJAH

KSO PEP-PD MIGAS KOTA BEKASIKSO PEP-IEV PABUARANKSO PEP-AKSIS SAMBIDOYONG

AREA PAPUA

KSO PEP-KLASOFO ENERGY RESOURCES

MATINDO UTARA

PPGM

TAC P-MEDCO SEMBAKUNG

KSO PEP-PATINA GROUP LTD

TAC P-SEMBERAH PERSADA OIL

AREA BUNYUAREA SANGATTA

LANGKAT

UNGARAN


155




Company Information

Legenda

KSO PT PEP

TAC PT PEP

PROJECT

PROSES RELINQUISH

OWN OPERATION

ARU BARAT

UBEP LIRIK

PT. HASEBA

PPGJ

KSO PEP-INDELBERG INDONESIA PERKARAKSO PEP-TAWUN GEGYUNUNG ENERGIKSO PEP-FOSTER TREMBES PETROLEUM LTD

WONOKROMO

TAC P-INTERMEGA SABAKUTAC P-INTERMEGA SALAWATITAC P-IBN HOLDICOTAC P-PATRINDO PERSADA MAJU

KSO PEP-PETROENERGY UTAMA WIRIAGARKSO PEP-KAMUNDAN ENERGY (EKS)

TIMOFORO

AREA SUBANGAREA JATIBARANGAREA TAMBUN

KSO PEP-PACIFIC OIL AND GAS (PEURLAK LTD)

KSO PEP-RAMBA ENERGY WEST JAMBI (EKS)KSO PEP-ENERGY JAMBI IND

AREA RANTAUAREA P. SUSU

PROJECT PENGEMBANGAN GAS SUBAN

TAC P-BLUESKY LANGSATAC P-SALAMANDER ENERGY

TAC P-EKSINDO TELAGA SAID DARATTAC P-DIKSI PETROLEUM

TAC P-PAN

TAC P-AKAR GULINDOTAC P-BABAT KUKUI ENERGY

TAC P-EMP GELAMTAC P-PILONA TANJUNG LONTAR

TAC P-BINATEK REKA KRUHTAC P-GOLD WATER

TAC P-INDAMA PUTRA KAYAPRATAMA\TAC P-RADIANT RAMOK SENABING

TAC P-BWP MERAUPTAC P-BETUNG MERUO SENAMI

TAC P-INDOJAYA SUKARAJA

KSO PEP-BENAKAT BARAT PETROLEUM KSO PEP-COOPER TANGAI SUKANANTI

KSO PEP-FORMASI SUMATERA ENERGYKSO PEP-SANTIKA PENDOPO ENERGY

KSO PEP-GEOMINERGY S. LILINKSO PEP-SAMUDERA ENERGY TL (EKS)

KSO PEP-INDRILCO HULU ENERGY (EKS)KSO PEP-KAMPUNG MINYAK ENERGY

KSO PEP-TECHWIN BENAKAT TIMURKSO PEP-PETROENIM BETUN SELO

KSO PEP-PRISMA KAMPUNG MUNYAKKSO PEP-LOYAK TALANG GULA

CIPUTAT BARAT

JBB SELATAN BARAT

PONDOK MAKMUR

KSO PEP-KENDAL OIL & GAS

TAC P-ELLIPS ENERGY JATIRARANGONTAC P-PELANGI HAURGEULIS RESOURCESTAC P-RADIANT ENERGY SUKATANI

TAC PEP-KOREA DEV. (POLENG) Co. Ltd

AREA CEPU

KLANDASAN

UBEP SANGASANGA

UBEP TANJUNG

AREA PENDOPOAREA PRABUMULIHAREA LIMAUAREA ADERA

UBEP JAMBIUBEP RAMBA

KSO PEP-GERALDO PUTRA MANDIRI

PAKUGAJAH

KSO PEP-PD MIGAS KOTA BEKASIKSO PEP-IEV PABUARANKSO PEP-AKSIS SAMBIDOYONG

AREA PAPUA

KSO PEP-KLASOFO ENERGY RESOURCES

MATINDO UTARA

PPGM

TAC P-MEDCO SEMBAKUNG

KSO PEP-PATINA GROUP LTD

TAC P-SEMBERAH PERSADA OIL

AREA BUNYUAREA SANGATTA

LANGKAT

UNGARAN


156



Pengelolaan wilayah kerja dilakukan melalui pola

pengoperasian sendiri (own operation) dan kerja sama

kemitraan, meliputi Technical Assistant Contract (TAC)

dan Kerja Sama Operasi (KSO). Kegiatan operasi pada

ketiga Region terbagi dalam 11 area operasi. [2.3] [2.9]

• 3 Region :

a. Sumatera : 4 Lapangan.

b. Jawa : 4 Lapangan.

c. Kawasan Timur Indonesia : 3 Lapangan.

Selain itu, ada 7 Unit Bisnis Eksplorasi dan Produksi

(UBEP), yakni: UBEP Jambi, UBEP Lirik, UBEP Limau,

UBEP Ramba, UBEP ADERA (Abab, Dewa Raja), UBEP

Tanjung, dan UBEP Sangasanga & Tarakan. [2.3]

• Kontrak kerjasama kemitraan :

a. 26 Kontrak TAC.

b. 25 Kontrak KSO.

Perusahaan juga mengelola proyek-proyek, meliputi:

[2.3]

• Proyek Pengembangan Gas Jawa (PPGJ)

• Proyek Pengembangan Gas Matindok (PPGM)

• Proyek Pengembangan Pondok Makmur (PPDM)

• Proyek Pengembangan Paku Gajah (PPPG)

Working area is managed through own operation and

partnerships, which include Technical Assistant Contract

(TAC) and Operations Cooperation (OC). Operations in

three regions are divided into 11 areas of operations.

[2.3] [2.9]

• 3 Regions :

a. Sumatra : 4 Fields.

b. Java : 4 Fields.

c. Eastern Indonesia Region : 3 Fields.

There are also 7 Exploration and Production Business

Units (UBEP), UBEP Jambi, UBEP Lirik, UBEP Limau, UBEP

Ramba, UBEP ADERA (Abab, Dewa Raja), UBEP Tanjung,

and UBEP Sangasanga & Tarakan. [2.3]

• PartnershipCooperationContracts:

a. 26 TACs.

b. 25 Operation Cooperation Contracts.

The company also manages several projects, as follows:

[2.3]

•JavaGasDevelopmentProject(PPGJ)

•MatindokGasDevelopmentProject(PPGM)

•PondokMakmurDevelopmentProject(PPDM)

•PakuGajahDevelopmentProject(PPPG)

Pengelolaan wilayah kerja dilakukan melalui pola pengoperasian sendiri (own operation) dan

kerja sama kemitraan.


157




Company Information

REGION/UNIT BISNIS/MITRA LAPANGAN GEOGRAFIS SUMATERA

OPERASI SENDIRI OWN OPERATION1 Region Sumatera Sumatra Region Rantau Nanggroe Aceh Darussalam2 Region Sumatera Sumatra Region Pangkalan Susu Sumatera Utara North Sumatra3 Region Sumatera Sumatra Region Pendopo Sumatera Selatan South Sumatra4 Region Sumatera Sumatra Region Prabumulih Sumatera Selatan South Sumatra5 Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit Lirik Lirik Riau6 Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit Jambi Jambi Jambi dan Sumatera Selatan7 Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit Limau Limau Sumatera Selatan South Sumatra8 Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit Adera Abab, Dewa, Raja Sumatera Selatan South Sumatra9 Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit Ramba Ramba Sumatera Selatan South Sumatra

__________________________________________________________________________________________________________________

PROYEK PROJECTS1 Proyek Pengembangan Gas Suban Suban Sumatera Selatan South Sumatra2 Proyek Pengembangan Paku Gajah Kompleks Pagar Dewa Sumatera Selatan South Sumatra

Pagar Dewa Complex

__________________________________________________________________________________________________________________

KEMITRAAN PARTNERSHIP1 TAC P - Blue Sky Langsa Ltd Langsa Nanggroe Aceh Darussalam2 KSO PEP - PT Energi Jambi Indonesia Jambi Barat Jambi 3 KSO PEP – Pacific Oil & Gas (Perlak) Ltd Perlak Sumatera Utara North Sumatra4 TAC P – Putra Kencana Diski Petroleum Diski Sumatera Utara North Sumatra5 TAC P – Pertalahan Arnebatara Natuna Udang Natuna, Riau Kepulauan6 TAC P – Eksindo Telaga Said Darat Telaga Said Sumatera Utara North Sumatra7 TAC P – Salamander Energy NSL Glagah Kambuna Sumatera Utara North Sumatra8 TAC P – Gold Water TMT Pte. Ltd Tj. Miring Timur Sumatera Selatan South Sumatra9 TAC P – Pilona Petro Tj. Lontar Ltd Tj. Lontar Sumatera Selatan South Sumatra10 TAC P – Radiant Ramok Senabing Ramok Senabing Sumatera Selatan South Sumatra11 TAC P – Indojaya Sukaraja Sukaraja – Pendopo Sumatera Selatan South Sumatra12 TAC P – Indama Putra Kayapratama Kaya Sumatera Selatan South Sumatra13 TAC P – Binatek Reka Kruh Kruh Sumatera Selatan South Sumatra14 KSO PEP – Formasi Sumatera Energi Tj. Tiga Timur Sumatera Selatan South Sumatra15 KSO PEP – GEO Minergy Sungai Lilin Sungai Lilin Sumatera Selatan South Sumatra16 KSO PEP – Geraldo Puta Mandiri Ibul Tenggara Sumatera Selatan South Sumatra17 KSO PEP - Benakat Barat Petroleum Benakat Barat Sumatera Selatan South Sumatra18 KSO PEP – Indrillco Hulu Energy Uno Dos Rayu Sumatera Selatan South Sumatra19 KSO PEP – Santika Pendopo Energy Talang Akar Pendopo Sumatera Selatan South Sumatra20 KSO PEP – Cooper Energy Sukananti Tangai Sukananti Sumatera Selatan South Sumatra21 KSO PEP – Samudera Energy T. Lontar Tj. Lontar Sumatera Selatan South Sumatra22 TAC P – Babat Kukul Energy Babat Kukui Jambi23 TAC P – Prakarsa Betung Meruo Senami Jambi Betung Meruo Senami Jambi24 TAC P – EMP Gelam Sungai Gelam Jambi25 TAC P – Akar Golindo Tuba Obi East Jambi26 KSO PEP – Ramba Energy West Jambi Jambi Barat Jambi27 TAC P – BWP Meruap Meruap Jambi28 KSO PEP – Prisma Kampung Minyak Ltd Kampung Minyak Sumatera Selatan South Sumatra29 KSO PEP – Techwin Benakat Timur Benakat Timur Sumatera Selatan South Sumatra30 KSO PEP – Petroenim Betun Selo Betun Selo Sumatera Selatan South Sumatra

________________________________________________________________________________________________________________

Lokasi Kegiatan Operasi PT Pertamina EP [2.5]Location of PT Pertamina EP Operation Activities

Tubagus Nasiruddin

GM Region Sumatera

[email protected]


158



KAWASAN JAWAOPERASI SENDIRI

1 Region Jawa Subang Jawa Barat West Java2 Region Jawa Tambun Jawa Barat West Java3 Region Jawa Jatibarang Jawa Barat West Java4 Region Jawa Cepu Jawa Tengah Central Java

__________________________________________________________________________________________________________________PROYEK

1 Proyek Pengembangan Pondok Makmur Pondok Makmur Jawa Barat West Java2 Proyek Pengembangan Gas Jawa Gundih Jawa Tengah Central Java

_________________________________________________________________________________________________________________KEMITRAAN

1 KSO PEP – PD Migas Kota Bekasi Jatinegara Jawa Barat West Java2 TAC P – Pelangi Haurgeulis Resources Haurgeulis Jawa Barat West Java3 TAC P – Ellipse Energy Jatirarangon Wahana Jatirarangon Jawa Barat West Java4 KSO PEP – Kendal Oil & Gas Blok Kendal Jawa Tengah Central Java5 TAC P – Korea Dev. (Poleng) Co. Ltd Poleng Jawa Timur East Java6 TAC P – Radiant Energi Sukatani Sukatani Jawa Barat West Java7 KSO PEP – Indelberg Indonesia Perkasa Blok Suci Suci Block Jawa Timur East Java8 KSO PEP-Tawun Gegunung Energi Cepu Jawa Tengah Central Java9 KSO PEP-IEV Pabuaran Pabuaran Jawa Barat West Java10 KSO PEP-Axis Sambidoyong Energi Sambidoyong Jawa Barat West Java11 KSO PEP-Foster Trembes Sendang Petr. Cepu Jawa Tengah Central Java

__________________________________________________________________________________________________________________

KAWASAN TIMUR INDONESIA EASTERN INDONESIA REGIONOPERASI SENDIRI

1 Region KTI Sangatta Kalimantan Timur East Kalimantan2 Region KTI Bunyu Kalimantan Timur East Kalimantan3 Region KTI Papua Papua Barat West Papua4 Unit Bisnis EP (UBEP) Tanjung Tanjung Kalimantan Selatan South Kalimantan 5 Unit Bisnis EP (UBEP) Sangasanga dan Tarakan Sangasanga dan Tarakan Kalimantan Timur East Kalimantan

__________________________________________________________________________________________________________________PROYEK1 Proyek Pengembangan Gas Matindok Matindok Sulawesi Tengah Central Sulawesi

__________________________________________________________________________________________________________________KEMITRAAN1 TAC P – Medco EP Sembakung Sembakung Kalimantan Timur East Kalimantan 2 TAC P – EMP Semberah/Semco Semberah Kalimantan Timur East Kalimantan3 KSO PEP – Patina Group (Bangkudulis) Bangkudulis Kalimantan Timur East Kalimantan4 TAC P – Intermega Sabaku Sabaku Papua Barat West Papua5 TAC P – Intermega Salawati Salawati Papua Barat West Papua6 TAC P – IBN Holdico Linda/Sele Linda/Sele Papua Barat West Papua7 TAC P – Patrindo Persada Maju Mogol Wasian Papua Barat West Papua 8 KSO PEP – Petroenergy Utama Wiriagar Wiriagar Papua Barat West Papua9 KSO PEP – Kamundan Energy Bintuni Basin Papua Barat West Papua10 KSO PEP-Klasofo Energy Resources Papua Papua Barat West Papua

__________________________________________________________________________________________________________________

REGION/UNIT BISNIS/MITRA LAPANGAN GEOGRAFIS

Beni J Ibradi

GM Region Jawa

[email protected]


159




Company Information

TINJAUAN OPERASIONAL

Sejak didirikan pada tujuh tahun lalu,

PT Pertamina EP mengelola lapangan migas yang

masih eksis dan merupakan bekas Wilayah Kerja induk

perusahaan, PT Pertamina (Persero). Kondisi ini tentu

saja menjadi tantangan Perusahaan meningkatkan

produksi migas, sesuai target yang ditetapkan pemegang

saham.

Perusahaan juga dihadapkan pada kendala dan

tantangan bersifat nonteknis, meliputi aspek sosial dan

lingkungan hidup, yaitu:

1. Isu keamanan terkait pencurian minyak dan fasilitas

produksi.

2. Perizinan kehutanan dan pemerintahan daerah.

3. Tumpang tindih lahan dengan penambangan

batubara dan kehutanan

4. Pungutan dan biaya sosial.

5. Tuntutan tenaga kerja.

6. Perubahan regulasi.

OPERATIONAL REVIEW

Since it was founded seven years ago,

PT Pertamina EP has been operating existing oil and

gasfieldsthatwerepreviouslyownedbyitsholding

company, PT Pertamina (Persero). This condition has

become a challenge in the Company’s efforts to increase

oil and gas production, according to target set by

shareholders.

Company also faced non-technical obstacles and

challenges, including social and environmental aspects.

as follow:

1. Security issues related to oil theft and production

facilities.

2. Forestry and local government licensing.

3. Overlapping land license with coal mining and

forestry

4. Charges and social costs.

5. Labor demands.

6. Changes in regulation.

Satoto Agustono

GM Region KTI

[email protected]


160



Tantangan non teknis tersebut tidak mudah untuk

diselesaikan.Dalam masalah perizinan, misalnya,

Perusahaan selalu berusaha berkoordinasi dengan

segenap pemangku kepentingan. Langkah ini

membuahkan hasil dengan terbitnya perizinan yang

dibutuhkan, sehingga sepanjang tahun 2012 dapat

dilakukan kegiatan eksplorasi meliputi 24 sumur bor

eksplorasi, 4.054 kilometer (Km) survei seismik 2D

serta 2.381 Km2 survei seismik 3D. Ijin yang diperoleh

juga memampukan kami melanjutkan realisasi kegiatan

eksploitasi yang sudah direncanakan .

Di sisi lain, secara teknis, sebagian besar lapangan

tergolong tua dengan infrastruktur operasi dan fasilitas

produksi yang telah melewati usia produktif. Usia

lapangan secara alamiah sangat berpengaruh pada

penurunan produksi yang mencapai 18% pertahun.

Persoalan lain adalah kadar air yang tinggi dan masalah

kepasiran.

Menyikapi kendala dan tantangan teknis tersebut,

selama tahun 2012 Perusahaan melakukan berbagai

terobosan dan percepatan guna meningkatkan produksi

migas.

Terobosan dan Percepatan Untuk Peningkatan Produksi MigasBreakthrough and Acceleration for Oil & Gas Production Increase

NO BENTUK KEGIATAN TYPE OF ACTIVITY

LAPANGAN/UNIT BISNIS/MITRAFIELD/BUSINESS UNIT/PARTNER

1Mempercepat pelaksanaan pemboran pada Fokus Area. (PAFE: Project Area Fokus Eksplorasi)

Project Pengembangan Gas Paku Gajah (sebelumnya PAFE Pagardewa). PAFE Tiung Biru. PAFE Melandong. PAFE Rengasdengklok.

Accelerate drilling at Exploration Focus Area Project

(PAFE)

• Paku Gajah Acceleration Project (formerly PAFE Pagardewa).• PAFE Tiung Biru.• PAFE Melandong.• PAFE Rengasdengklok.

2 Melaksanakan Operasi water management dengan “zero discharge”.

TAC PEP-BWP Meruap (Jambi). TAC PEP-Pilona PTL (Pendopo).

Conduct water management operation with ‘zero discharge’

• TAC PEP-BWP Meruap (Jambi).• TAC PEP-Pilona PTL (Pendopo

It is not easy to address these non technical challenges.

On the licensing issue, for example, the Company

continues to coordinate with all stakeholders. This

resulted in the issuance of the required permits, so that

during 2012 a number of exploration activities could

be executed including drilling of 24 exploration wells,

2D seismic survey along 4,054 kilometers (Km) and 3D

seismic survey on 2,381 Km2 area. We also continued to

realize exploitation activities that have been planned.

As for technical obstacles and challenges, in 2012 the

Company made several breakthroughs and acceleration

to boost oil and gas production. On technical issues,

mostoffieldsareoldwithoperationsinfrastructure

and production facilities have passed their productive

age.Theageoffieldsnaturallyhavegreatimpacton

production decline that reached 18% per year. Other

issues are high content of water and sand problem.

During 2012 the company conducted various breakthroughs

and acceleration to increase oil and gas production.

Perusahaan memiliki izin melakukan

kegiatan di 24 sumur boreksplorasi


161




Company Information

3 Melakukan pekerjaan Fract Pack untuk mengatasi Sand Problem.

Region Sumatera (Rantau). UBEP Jambi. TAC PEP-IM Gelam.

Conduct Fract Pack to overcome Sand Problem• Sumatra Region (Rantau).• UBEP Jambi. • TAC PEP-IM Gelam.

4 Meningkatkan frekuensi pigging untuk mengatasi scaling problem pada pipa produksi.Increase pigging frequency to overcome scaling problem of production pipeline

5 Mengubah lifting method dari Gaslift ke liftingmethod lain (ESP). Region KTI (Bunyu)

Change lifting method from Gaslift to other lifting method (ESP) Eastern Indonesia Region (Bunyu)

6 Meningkatkan Reaktivasi Sumur - Sumur Tua dilapangan Existing.

TAC PEP-PBMSJ. KSO PEP-Santika Pendopo E. TAC PEP-Pilona PPTL.

IncreasereactivationofoldwellsonExistingfields

7

Menjalankan program Pressure Maintenance secara konsisten.Carry out the Pressure Maintenance program consistently.

Lapangan-lapangan yang sudah menerapkan nihil air buangan (zero water discharge) untuk menunjang program PressureMaintenance secara konsisten adalah sebagai berikut:ThefieldsthathaveappliedzerowaterdischargetosupportPressure Maintenance program consistently are:

1. Rantau2. Gebang3. Talang Jimar4. Tanjung Tiga Barat5. Beringin6. Jirak7. Benakat Timur8. Benakat Barat9. Kampung Minyak10. Sopa11. Kenali Asam12. Tempino13. Bajubang14. Limau Field

15. Abab Raja Dewa16. Ramba17. Bentayan18. Mangunjaya19. Tambun20. Jatibarang21. Lirik22. Sago23. Bunyu24. Sangatta25. Tanjung 26. Pamusian27. Klamono28. TJ. Lontar, Pendopo

8 Melakukan Simulasi Reservoir untuk mengidentifikasi Minyak dan Gas yang belum terproduksi.

Region KTI: Klamono. KSO PEP-GEO Minergy S. Lilin, Jambi.

Conduct Reservoir Simulation to identify the unproduced oil and gas.

• Eastern Indonesia Region: Klamono.• KSO PEP-GEO Minergy S. Lilin, Jambi.

9 Optimalisasi transportasi minyak dari road tank menggunakan pipa.Optimization of oil transportation from road tank by pipeline.

10 Optimalisasi dan penggantian Fasilitas Produksi. KSO PEP-Santika Pendopo Energy (Pendopo). TAC PEP-Pilona PTL-Pendopo (Fasilitas Gas Komersil).

Production facilities optimization and replacement. KSO PEP-Santika Pendopo Energy (Pendopo). TAC PEP-Pilona PTL-Pendopo (Commercial Gas Facility)

NO BENTUK KEGIATANTYPE OF ACTIVITY


Eddy Fritz Dominggus

GM UBEP Tanjung

[email protected]


162



NO BENTUK KEGIATANTYPE OF ACTIVITY


Skema Enhanced Oil Recovery

Enhanced Oil Recovery Scheme

11Program Enhanced Oil Recovery (EOR).Enhanced Oil Recovery (EOR) Program

Lapangan Bunyu, kickoffpilotwaterflood pada November 2007. Lapangan Kenali Asam, kickoffpilotwaterfloodpada Oktober 2008. Lapangan Rantau, kickoffpilotwaterflood pada Januari 2010. Lapangan Talang Jimar, kickoffpilotwaterflood pada Januari 2010. Lapangan Nglobo, kickoffpilotwaterflood pada Januari 2010. Lapangan Tapian Timur, kickoffpilotwaterflood pada Mei 2010. Lapangan Tanjung Tiga Barat, kickoffpilotwaterflood pada Januari 2011. Lapangan Gebang, kick off pilot waterflood pada Desember 2011. Lapangan Jatibarang, kickoffpilotwaterflood pada Januari 2012 Lapangan Rantau (Z-400), kickoffpilotwaterflood pada Juli 2012 Lapangan Tanjung, pre-comissioningfieldtrial injeksi surfactant,

December 2012

BunyuField,waterfloodpilotkickoffinNovember2007. KenaliAsamField,waterfloodpilotkickoffinOctober2008. RantauField,waterfloodpilotkickoffinJanuary2010. TalangJimarField,waterfloodpilotkickoffinJanuary2010. NgloboField,waterfloodpilotkickoffinJanuary2010. TapianTimurField,waterfloodpilotkickoffinMay2010. TanjungTigaBaratField,waterfloodpilotkickoffinJanuary2011. GebangField,waterfloodpilotkickoffinDecember2011. JatibarangField,waterfloodpilotkickoffinJanuary2012 RantauField(Z-400),waterfloodpilotkickoffinJuly2012 TanjungField,pre-comissioningofsurfactantinjectionfieldtrial,

December 2012

Pribadi Mahagunabangsa

GM UBEP Lirik

[email protected]


163




Company Information

Exploration and Development Activities

PT Pertamina EP is aware that the Company’s existence

and sustainability affect both directly and indirectly on

energy security conditions in Indonesia. Therefore we

shouldbeabletomaintainthefulfillmentofoilandgas

demands, through discovery of new reserves.

Search and discovery activities of oil and gas reserves

undergo a complex process, and it takes many years

before it is mapped and proven by exploration drilling.

The production process only takes place when the

discoveredreserveshasbeenproventohavesignificant

potential oil and gas resources. The process of

exploration and exploitation are generally presented in

the chart.

In accordance with the 2012 Corporate Corporate Work

PlanandBudget,PTPertaminaEPsetatargettofind

new recoverable reserves of 45 million barrels (MMBO)

for oil and 1.051 billion cubic feet (BSCF) for natural

gas, or 226 million barrels of oil equivalent (MMBOE).

Nanang Abdul Manaf

VP Eksplorasi

[email protected]

Kegiatan Eksplorasi dan Pengembangan

PT Pertamina EP menyadari eksistensi dan keberlanjutan

Perusahaan berpengaruh secara langsung maupun tidak

langsung pada kondisi ketahanan energi di Indonesia.

Untuk itulah kami harus dapat menjaga pemenuhan

kebutuhan migas, melalui penemuan cadangan-cadangan

baru.

Kegiatan pencarian dan penemuan cadangan migas

berlangsung melalui proses yang kompleks, dan

membutuhkan waktu bertahun-tahun sebelum dipetakan

serta dibuktikan keberadaannya dengan aktivitas

pemboran eksplorasi. Proses produksi baru berlangsung

bila keberadaan cadangan yang ditemukan telah

dipastikan memiliki potensi kandungan migas yang

signifikan. Secara garis besar proses eksplorasi dan

eksploitasi disajikan dalam bagan.

Sesuai Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP),

pada tahun 2012, PT Pertamina EP memiliki target

mendapatkan temuan cadangan (recoverable reserve)

baru sebanyak 45 juta barel (MMBO) untuk minyak dan

1,051 miliar kaki kubik (BSCF) untuk gas bumi, atau

setara 226 juta barel minyak (MMBOE).


164



Bagan Proses Eksplorasi dan EksploitasiExploration and Exploitation Process Chart

EKSPLOITASI SECONDARY &

TERTIERY RECOVERY

PENCARIAN PENGEMBANGAN PENGIRIMAN

KE KILANG/KONSUMEN

Transport ToRefinery/Consumer

ExploitationDevelopmentExploration

Untuk mencapai target RKAP 2012, Perusahaan

melakukan eksplorasi migas yang terdiri dari kegiatan

studi Petroleum System yang mencakup: studi Geologi,

Reservoir&GeofisikaSubsurface (GGR); Play Analysis

Study dan New Method Analysis; kegiatan survei seismik

2D dan 3D serta pemboran eksplorasi.

Selain itu juga dilakukan kegiatan studi Geologi,

Geofisika, Reservoir & Facility (GGRF); studi Head Space

Gas Analysis; studi Evaluasi Cekungan; studi Regional

In order to achieve 2012 Corporate Budget Planning

target, the company conducted oil and gas exploration

consisted of Petroleum System studies that include:

Subsurface Geology, Geophysics & Reservoir (GGR) study;

Play Analysis Study and New Method Analysis; 2D and 3D

seismic surveys; and exploration drilling.

It also conducted Geology, Geophysics, Reservoir &

Facility (GGRF) study; Head Space Gas Analysis study;

Basin Evaluation study; Regional Tertiary Carbonate

Pengunaan teknologi survey seismik 3D mencapai realisasi

122% dari target


165




Company Information

Tertier Carbonate; studi Reprocessing Seismik (termasuk

studi Merging Seismik); Studi Low Frequency Pasive

Seismic serta studi Overpressure Cekungan.

Rencana kegiatan operasional dalam RKAP 2012 terdiri

dari:

1. Kegiatan studi GGR sebanyak 11 studi

2. Kegiatan survei seismik sebanyak 9 survei dengan

perincian:

• Kegiatan seismik 2D sebanyak 4 survei

sepanjang 1,384 km.

• Kegiatan seismik 3D sebanyak 5 survei seluas

1,957 km2.

3. Pemboran sumur eksplorasi wildcat & delineasi

sebanyak 21 sumur meliputi:

• 12 sumur Wildcat.

• 8 sumur Delineasi.

• 1 sumur Re-Entry.

Akuisisi survey seismik 3D mencapai realisasi 122% dari

target, dengan kontribusi pencapaian survei adalah

Puspa, Akasia Bagus, Manduru, Ginaya, Semanggi,

Sturisoma , Nona, Kenali Asam dan Tempino. Demikian

pula realisasi pelaksanaan survei seismik 2D yang

mencapai 293% dari target, dengan kontribusi dari survei

Rantau-Aru/Alamanda, Nona, West Sangatta dan North

Sangatta, Offshore Matindok, Almira dan Aru Selatan.

study; Seismic Reprocessing study (including Seismic

Merging study); Low Frequency Passive Seismic study

and Basin Overpressure study.

Operational action plan of 2012 RKAP consists of:

1. Eleven GGR studies

2. Nine Seismic surveys:

• Four 2D seismic surveys along 1.384 km.

• Five 3D seismic surveys covering an area of

1.957 km2.

3. Drilling of 21 wildcat and delineation exploration

wells, including:

• Twelve Wildcat wells.

• Eight delineation wells.

• One re-entry well.

Actual 3D seismic survey acquisition reached 122% of

the target, with Puspa, Akasia Bagus, Manduru, Ginaya,

Semanggi, Sturisoma, Nona, Kenali Asam and Tempino

contributed to the achievement of the surveys. The

actual 2D seismic survey reached 293% of the target,

withcontributionsfromthesurveysinRantau-Aru/

Alamanda, Nona, West Sangatta and North Sangatta,

Offshore Matindok, Almira and South Aru.

Bambang Widjanarko

VP Drilling

[email protected]


166



Secara umum hasil dari kegiatan pemboran eksplorasi

yang dilaksanakan pada tahun 2012, adalah:

1. Sumur dengan cadangan migas terbesar adalah

Sumur Akasia Besar (ASB)-1 yang berlokasi di Area

Jawa Barat. Besarnya tambahan cadangan dari

Pengeboran ASB-1 adalah 110 juta barrel minyak

ekuivalen (Inplace-2C).

2. Sumur dengan cadangan migas terkecil adalah

Sumur Tasim (TSM)-5 yang berlokasi di Area

Sumatera Selatan. Besarnya tambahan cadangan

dari Pengeboran TSM-5 adalah 1 juta barrel minyak

ekuivalen (Inplace-2C).

3. Sumur dengan cadangan potensi nol/tidak

ditemukan, beserta sumur dengan status dry hole

adalah Sumur Cikarang (CKR)-2.

4. Adapun faktor penyebab tidak diketemukannya

hidrokarbon (dry hole) adalah adanya keberagaman

(heterogenitas) karakter reservoir Formasi Parigi

sebagai zona objective Struktur Cikarang.

In general, the results of exploration drilling

conducted in 2012, are:

1. Well with the largest oil and gas reserves is

Akasia Besar (ASB)-1 well, located in West

Java Area. The amount of additional reserves

from ASB-1 drilling is 110 million barrels of oil

equivalent (Inplace-2C).

2. Well with the smallest oil and gas reserves

is Tasim (TSM)-5 well, located in the South

Sumatra area. The amount of additional reserves

from TSM-5 drilling is 1 million barrels of oil

equivalent (Inplace-2C).

3. Thewellwithzero/unprovenreservepotential

and dry hole status is Cikarang (CKR)-2 well.

4. The cause of undiscovered hydrocarbons (dry

hole) is the heterogeneity of Parigi Formation

reservoir characters as objective zone of

Cikarang structure.

No KEGIATAN EKSPLORASIEXPLORATION ACTIVITY

SATUANUNIT

AKTUAL PER PERIODE PELAPORANACTUAL PER REPORTING PERIOD

2012 2011 2010

1

Kegiatan Survei Eksplorasi Exploration Survey• Seismik 2D 2D Seismic• Seismik 3D 3D Seismic

Km

Km2

4,054

2,381

261

1,549

171

438

2

PemboranWild cat Wildcat Delineasi Delineation On progress On progress

SumurWellsSumurWells

9

14 + 1 TW(Twin Well)

4

5

6

8

10

9

3

3 Studi Geologi dan Geofisika (G&G)

Geological and Geophysical (G&G) Study 11 12 11

4

Penemuan Cadangan Eksplorasi (Inplace)Minyak OilGas Bumi Natural GasSetara Migas Oil and Gas Equivalent

MMBO

BCFG

MMBOE

293

1,046

473

151.85

608.62

256.9

86

1,271

305

Proses Eksplorasi dan EksploitasiExploration and Exploitation Process


167




Company Information

Metode

PT Pertamina EP menyadari sepenuhnya, adalah tidak

mudah menemukan cadangan baru migas. Untuk itulah

selama kurun waktu periode pelaporan, Perusahaan

menerapkan penggunaan metode Oil Pool Enlargement

pada area-area yang saat ini telah berproduksi. Melalui

metode ini kami dapat meningkatkan potensi cadangan

sekaligus menambah produksi.

Metode Oil Pool Enlargement telah diterapkan di Area

Sangatta dan Area Lirik Sago. Selama tahun 2012,

berdasarkan hasil pemboran Salmon Biru (SLR)-1 dan

Tapah (TPH)-1 di Area Sangatta diketemukan tambahan

cadangan minyak sebesar 43 juta barrel oil ekuivalen (2C

Inplace). Untuk Area Lirik Sago dilaksanakan pengeboran

Sumur Nira (NRA)-1, dengan hasil adalah indikasi

keberadaan minyak berat di area tersebut.

Selain itu Perusahaan juga menerapkan beberapa

metode lain terkait dengan penambahan cadangan dan

optimalisasi produksi migas, yakni:

1. Metode Funneling

Metode ini digunakan untuk meningkatkan kualitas hasil evaluasi bawah permukaan, dan dilakukan dengan pemanfaatan proses bisnis online yang telah dibuat eksplorasi dalam dua tahun terakhir ini. Pada funneling dilakukan asessment setiap usulan kegiatan ekplorasi oleh tim yang terdiri atas Advisor, Technical Support (TS) serta UpstreamTechnology Centre (UTC) baik risiko usulan maupun perhitungan sumber daya dari kegiatan eksplorasi tersebut. Kegiatan eksplorasi yang diusulkan oleh seluruh aset eksplorasi (Region/PAFE) adalah usulan pemboran, survei seismik (2D dan 3D) serta studi eksplorasi. Dengan pelaksanaan funneling yang cukup intensif (4 kali selama setahun) akurasi prognosa risiko maupun perhitungan cadangan semakin meningkat

2. Metode perhitungan temuan cadangan eksplorasi. Standar perhitungan cadangan yang digunakan dalam evaluasi bawah permukaan di eksplorasi adalah metode tiga titik. Beberapa upaya perbaikan

penerapan metode ini meliputi standarisasi

Methods

PT Pertamina EP is fully aware that it is not easy to

findnewreservesofoilandgas.Therefore,during

the reporting period, the Company has applied the Oil

Pool Enlargement method in areas which are currently

being produced. With this method, we can increase the

reserve potential as well as increase production.

Enlargement Oil Pool method has started to be implemented in Sangatta Area and Lirik Sago Area. During 2012 drilling was performed in Salmon Biru (SLR)-1 and Tapah (TPH)-1 of Sangatta Area. Discovered additional oil reserves of 43 million barrels of oil equivalent (2C Inplace). While in Lirik Sago Area, drilling was performed in Nira (NRA)-1 Well, with results of heavy oil presence indication in the area.

In addition, the Company also implemented several other methods to increase reserves and optimize oil and gas production, namely:

1. Funneling method

This method is used to improve the quality of the subsurface evaluation results, and is conducted in accordance with the utilization of online business process that has been made by exploration in the last two years. At funneling, asessment is made for any proposed exploration activities by a team of Advisors, Technical Support (TS) and Upstream Technology Centre (UTC) both risk of the proposal and resource calculation of the exploration activities. The exploration activities proposedbytheentireexplorationassets(Region/PAFE) are drilling, seismic surveys (2D and 3D) as well as exploration studies. With fairly intensive implementation of funneling (four times a year) the accuracy of risk prognosis and reserves calculation have improved.

2. Exploration reserves discovery calculation method

Reserves calculation standard used in the

subsurface exploration evaluation is a three-

point estimation method. Efforts to improve the application of this method include the

Musalam Latuconsina

GM PP PKG

[email protected]


168



dalam penentuan parameter-parameter yang

digunakan dalam perhitungan cadangan. Dengan

adanya metode perhitungan cadangan yang telah

distandarisasi maka seluruh aset eksplorasi (Region/

PAFE) dapat mengusulkan perhitungan cadangan

secara lebih akurat.

Pemboran Eksplorasi

Kami menghitung biaya per tapak (cost per foot) untuk

pemboran sumur eksplorasi, berdasarkan nilai Dry Hole

Basis (biaya yang dikeluarkan selama pemboran sampai

logging terakhir pada trayek produksi). Adapun cost per

foot rata-rata untuk rencana pemboran pada tahun 2012

adalah 841 USD/ft, dan aktual rata-rata cost per foot

untuk pemboran sumur eksplorasi adalah 1.522 USD/ft.

Evaluasi Berdasarkan evaluasi yang dilakukan selama tahun

2012, Perusahaan mencatat beberapa faktor yang dapat

mempengaruhi keberhasilan pelaksanaan kegiatan

eksplorasi. Tentu saja faktor-faktor tersebut sepatutnya

ditindaklanjuti dan diupayakan solusinya dengan segera.

• Faktor Perizinan

Kendala perizinan adalah Perizinan Kementerian

Kehutanan pada Survei Seismik 3D Rosela Delima

di Area Sumatera Selatan, Survei Seismik 2D Aru

Selatan di Area Sumatera Utara serta Survei Seismik

Regional 2D di Area Jawa Barat Selatan dan Jawa

Tengah Utara.

Proses perizinan yang cukup lama menghambat

eksekusi survei seismik tersebut. Namun demikian,

dengan mempercepat proses perizinan di instansi

terkait, maka hingga 31 Desember 2012 sedang

dilaksanakan perekaman (recording) pada Survei

Seismik 2D Aru Selatan serta test parameter pada

Survei Seismik 3D Rosela Delima dan Survei Seismik

2D Regional Jabar Selatan-Jateng Utara.

• Faktor Teknis

Kinerja rig yang kurang baik pada pengeboran

Cikarang (CKR)-2 di Area Rengasdengklok Jawa

Barat dan Tapah (TPH)-1 di Area Sangatta Kalimatan

standardization of determining parameters used in the calculation of reserves. With standardized method of reserves calculation then all explorationassets(Region/PAFE)areabletomake

a proposal with more accurate calculation of

reserves.

Exploration Drilling

We calculate the cost per foot for the drilling of

exploration wells, based on the value of Dry Hole

Basis(costsincurredduringdrillingtofinalloggingin

production line). The average cost per foot for drilling

plansin2012wasUSD841/ft,andtheactualaverage

cost per foot for exploration well drilling was USD

1,522/ft.

Evaluation

Based on the evaluation conducted during 2012, the

Company listed a number of factors that may affect

the success of exploration activities. These factors

should be followed up and require immediate solution.

• Licensing Factor

Lincensing obstacle is the Forestry Ministry’s

permit on 3D Seismic survey of Rosela Delima in

South Sumatra Area, 2D seismic survey of South

Aru in North Sumatra Area and 2D Seismic Survey

in South West Java Region and North Central Java

Areas.

The licensing process has long hindered the

execution of these seismic surveys. However,

to speed up the licensing process at related

agencies, then up to December 31, 2012 there had

been recording on 2D seismic survey South Aru

and parameter test on 3D Seismic Survey Rosela

Delima and 2D Seismic Survey in South West Java-

North Central Java Region.

• Technical Factor

The completion of well took a long time due to

slightly poor rig performance of Cikarang (CKR)-2

drilling in Rengasdengklok, West Java Area and


169




Company Information

Timur menyebabkan penyelesaian sumur yang

memakan waktu cukup lama. Solusi yang telah

dilakukan adalah dengan segera mengevaluasi

kelayakan kinerja rig serta mencari alternatif rig

pengganti. Sumur CKR-2 selesai (rig release) pada

28 Juli 2012, sedangkan Sumur TPH-1 rig release

pada 29 Desember 2012.

• Faktor Pendanaan

Kesepakatan harga dengan pemilik lahan menjadi

kendala penyiapan lokasi untuk akses jalan masuk

pada Sumur Penyu (PNY)-1 di Area Matindok-

Sulawesi. Solusi yang telah dilakukan adalah dengan

negosiasi serta sertifikasi tanah lokasi. Hingga 31

Desember 2012 peyiapan lokasi Sumur PNU-1 sedang

dalam penyelesaian administrasi lahan.

Proyek Pengembangan

Selama tahun 2012, Perusahaan juga melanjutkan

pelaksanaan beberapa proyek pengembangan. Hingga

akhir periode pelaporan pelaksanaan pengerjaan telah

menunjukkan perkembangan signifikan.

1. Proyek Pengembangan Pondok Makmur (PPDM)

Lapangan Pondok Makmur secara administratif termasuk dalam wilayah Kecamatan Cabang Bungin, Kabupaten Bekasi, Jawa Barat. Lapangan

Beban Eksplorasi Exploration Expenses

BEBAN EKSPLORASIEXPLORATION EXPENSES

PER 31 DESEMBER*AS OF DECEMBER 31*

2012 2011 2010

Sumur Kering Dry Hole 55 17 387

Seismik Seismic 112 68 230

Geologi dan Geofisika Geological and Geophysical 20 11 77

Lain-lain Other 15 10 92

Jumlah Total 202 106 786

Tapah (TPH)-1 in Sangatta, East Kalimantan Area.

It was resolved by immediately evaluating the rig

performancefeasibilityandfindreplacementrig.

Rig release of CKR-2 was on July 28, 2012, while

the rig release of TPH-1 well was on December 29,

2012.

• Funding Factor

Price agreement with land owners has become

an obstacle in site preparation for access road to

Penyu (PNY)-1 Well in Matindok Area, Sulawesi. The

solution that has been taken for the matter was to

negotiateandprocessinglandcertificatesforthe

site. As of December 31, 2012 the preparation of

PNU-1 well location was in administrative process

completion.

Development Project

During 2012, the Company also continued several

development projects. By the end of the reporting

periodtheexecutionhasshownsignificantprogress.

1. Pondok Makmur Development Project (PPDM)

Pondok Makmur Field is administratively under

Cabang Bungin District, Bekasi Regency, West Java.

ThefieldislocatedinCiputatBasin,whichisone

Arief Wahidin

GM PPDM

[email protected]

* Tahun 2010 dalam Miliar IDR Tahun 2011 & 2012 dalam Juta USD* 2010 in Billion IDR 2011 & 2012 in Million USD


170



ini terletak di Cekungan Ciputat yang merupakan salah satu dari sub cekungan yang ada di Cekungan

Jawa Barat Utara, ± 35 km arah timur laut kota

Jakarta. Proyek pengembangan ditujukan untuk

meningkatkan produksi migas Lapangan Pondok

Makmur, dengan target puncak produksi minyak

mentah sebesar 2.913 BOPD dan Gas 37 MMSCFD

pada akhir tahun 2012.

PT Pertamina EP memutuskan melakukan

percepatan pada proyek pengembangan Lapangan

Pondok Makmur, antara lain melalui pelaksanaan

Revisi POD Phase 1 tahun 2012 yang telah disetujui

oleh SKKMIGAS pada 06 Desember 2012. Selain

itu juga dilakukan sewa fasilitas produksi sampai

semester II tahun 2014, serta perencanaan fasilitas

produksi permanen dengan kapasitas liquid 4.000

BLPD dan kapasitas gas 42 MMSCFD, termasuk

sarana flowline, satelite line, trunkline dan

pemasangan kompresor yang tercangkup dalam

lingkup Revisi POD Phase 1. Target penyelesaian

pekerjaan direncanakan pada akhir Juni tahun

2014 dan selama kurun waktu 2010 – 2012 telah

dilaksanakan pemboran 4 sumur pengembangan

(sumur PDM-08, PDM-09, PDM-10 dan PDM-11).

Sedang untuk kurun waktu tahun 2013 direncanakan

pemboran 1 sumur pengembangan, 1 sumur step

out, dan 1 sumur deliniasi, sesuai dengan hasil

kajian dalam penyusunan Revisi POD Phase 1.

2. Proyek Pengembangan Gas Matindok (PPGM)

PT Pertamina EP melaksanakan pengembangan

lapangan Gas Matindok dengan tujuan

memonetisasi gas dari area tersebut dengan total

sales gas sebesar 105 MMSCFD (nett) dengan

rincian: 50 MMSCFD dari Central Processing Plant

(CPP) Donggi dan 55 MMSCFD dari CPP Matindok.

Alokasi penjualan gas dari kedua CPP tersebut

untuk memenuhi pasokan gas dengan skema bisnis

hilir ke kilang LNG (PT DSLNG) sebesar 85 MMSCFD

dan ke PT PLN (Persero) sebesar 20 MMSCFD.

of the sub-basins in North West Java Basin, ± 35

km northeast of Jakarta. The development project

is aimed at increasing oil and gas production of

Pondok Makmur Field, with a production peak

target of crude oil at 2,913 BOPD and gas at 37

MMSCFD by the end of 2012.

PT Pertamina EP decided to accelerate

development project on Pondok Makmur Field,

through the implementation of the Revised POD

Phase 1 in 2012 which has been approved by the

SKKMIGAS on December 6, 2012. It also leased

production facilities until the second half of

2014, as well as planned a permanent production

facility with a liquid capacity of 4,000 BLPD and

gas capacity of 42 MMSCFD, including facilities of

flowline,sateliteline,trunklineandinstallation

of compressors stipulated in the scope of Revised

POD Phase 1. The completion target of all work

was planned for the end of June 2014 and during

the period 2010-2012, four development wells

(PDM-08, PDM-09, PDM -10 and PDM - 11 wells) have

been drilled. Meanwhile plans for 2013 period are

drilling of one development well, one step out well

and one delineation well, according to the study

results in the preparation of Revised POD Phase 1.

2. Matindok Gas Development Project (PPGM)

PTPertaminaEPimplementMatindokGasfield

development with the goal of monetizing gas

from the area with a total sales of 105 MMSCFD

gas (net) as follows: 50 MMSCFD from Donggi

Central Processing Plant (CPP) and 55 MMSCFD

from Matindok CPP. Gas sales from both CPPs are

allocated to meet gas supply under the downstream

business scheme to LNG (PT DSLNG) of 85 MMSCFD

and to PT PLN (Persero) of 20 MMSCFD.

Medianto B Satyawan

GM PPGM

[email protected]


171




Company Information

Sampai dengan Desember 2012, kegiatan pemboran

yang sudah dilaksanakan sejak 2008, terdiri 7

(tujuh) lokasi pemboran (sumur MTD-2, MTD-3,

MLR-2, DNG-6, DNG-7, DNG-8, DNG-9) dan 1 (satu)

Work Over (sumur MLR-1), untuk Fasilitas Produksi

Donggi Kegiatan EPC (Engineering Procurement &

Construction) mulai dilaksanakan tmt 1 November

2012 dan direncanakan onstream pada 31 Desember

2014 sedangkan Fasilitas Produksi Matindok,

dalam proses lelang EPC (Engineering Procurement

& Construction), direncanakan onstream pada

Desember 2015.

3. Proyek Pengembangan Gas Jawa

PT Pertamina EP melaksanakan Proyek

Pengembangan Gas Jawa (PPGJ) sebagai tindak

lanjut dari penemuan hidrokarbon di struktur-

struktur Kedungtuban (2000), Randublatung (2003)

dan Kedunglusi (2005) di Area Gundih, yang masuk

wilayah Kabupaten Blora, Jawa Tengah. Proyek ini

bertujuan untuk mengembangkan, memproses,

dan memproduksi gas di Area Gundih berdasarkan

keekonomian lapangan, agar siap untuk dijual ke

konsumen sebesar 50 MMSCFD (netto), dengan

jadwal on stream tahun 2013 selama 12 tahun. Gas

tersebut akan dialirkan untuk memenuhi kebutuhan

pembangkit listrik PT PLN (Persero) di Tambak

Lorok, Jawa Tengah.

Untuk mendukung realisasi rencana tersebut, dalam

kurun waktu 2008-2012 telah dilakukan pemboran

3 sumur pengembangan (KTB-03TW, KTB-04 dan

KTB-06) dan workover 3 sumur ekplorasi (KTB-01,

KTB-02 dan KDL-01) serta 1 sumur disposal (RBT-

03ST). Kemudian sejak Juni 2011, Perusahaan

melaksanakan pembangunan CPP gas Area Gundih

dan hingga tahun 2012 masih dalam proses

pembangunan.

As of December 2012, drilling that has been

conducted since 2008 consisted of seven drilling

locations (MTD-2, MTD-3, MLR-2, DNG-6, DNG-7,

DNG-8, DNG-9 wells) and one workover (MLR-1

well), Engineering, Procurement and Construction

(EPC) of Donggi Production Facility has started to

be executed on November 1, 2012 and is planned to

go onstream on December 31, 2014, while Matindok

Production Facility is in the process of EPC auction,

and is planned to go onstream in December 2015.

3. Java Gas Development Project

PT Pertamina EP implemented Java Gas

Development Project (PPGJ) as follow up of

the discovery of hydrocarbons in Kedungtuban

(2000), Randublatung (2003) and Kedunglusi

(2005) structures of Gundih Area, located in Blora

regency, Central Java. The project is aimed to

develop, process, and produce 50 MMSCFD (net) of

gasinGundihAreabasedonthefieldeconomics

to be ready for sale to consumers, with on stream

scheduled in 2013 for 12 years. The gas will be

transmitted to meet the needs of PT PLN (Persero)

power plants in Tambak Lorok, Central Java.

To support the plan realization, drilling has been

carried out within the period 2008 to 2012 for 3

development wells (KTB-03TW, KTB-04 and KTB-

06) and workover of 3 exploration wells (KTB-01,

KTB-02 and KDL-01) and 1 disposal well (RBT-03ST).

Since June 2011, the Company also carried out gas

CPP development in Gundih Area and by 2012 was

still in construction phase.

Dodi Sasongko

GM PPGJ

[email protected]


172



Unitisasi

Sampai dengan akhir tahun 2012, Perusahaan telah

melakukan perikatan Perjanjian Unitisasi (Unitisation

Agreement/UA) dan Kesepakatan Operasi (Unit Operting

Agreement/UOA) dengan beberapa pihak. Hal ini

merupakan konsekuensi dari pemberlakuan Peraturan

Pemerintah No.35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha

Hulu Minyak dan Gas Bumi.

Sesuai ketentuan tersebut, Kontraktor KKS dengan

Kontraktor KKS lainnya diwajibkan melakukan unitisasi

apabila terbukti adanya pelamparan reservoir yang

memasuki Wilayah Kerja Kontraktor lainnya. Adapun

penentuan operator pelaksana unitisasi mengacu pada

penetapan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

(ESDM) dengan memperhatikan kesepakatan diantara para

Kontraktor yang melakukan unitisasi setelah mendapatkan

pertimbangan BPMIGAS (sekarang disebut SKKMIGAS).

Sampai dengan 31 Desember 2012, Perjanjian Unitisasi

yang dimiliki Perusahaan adalah:

1. Pokok-pokok kesepakatan terkait Unitisasi di lapangan Suban.

Proyek Pengembangan Gas (PPG) Suban dibentuk

untuk melaksanakan Unitisasi Lapangan Gas Suban

antara PT Pertamina EP dan ConocoPhillips (Grissik)

Ltd. (“CPGL”), yang mencakup proses negoisasi

teknis (pembagian angka split) dan negoisasi

komersialisasi. Lapangan Gas Suban terletak pada

bagian sayap barat Sub-Cekungan Palembang

Tengah Cekungan Sumatera Selatan, berjarak ± 165

km ke arah barat laut Kota Palembang, Propinsi

Sumatera Selatan, Indonesia.

2. Perjanjian Unitisasi dan Operasi Lapangan Wakamuk

Pada tanggal 6 September 2010, PetroChina

International (Bermuda) (“PetroChina”), PearOil

(Basin) Ltd., Lundin International S.A, PT Pertamina

Hulu Energi Salawati Basin (secara kolektif disebut

sebagai “PSC Kepala Burung”) dan Perusahaan

(secara bersama-sama disebut “Para Pihak”,

Unitisation

Until the end of 2012, the Company has signed

Unitisation Agreement (UA) and Unit Operating

Agreement (UOA) with several parties. This is a

consequence of the Government Regulation No. 35

Year 2004 on Oil and Natural Gas Upstream Business

Activities.

Pursuant to the provision, signed are required to

conduct unitisation if it is proved to be a reservoir

extension into other Contractor’s Working Area. The

determination of unitisation operator refers to the

provisions of the Energy and Mineral Resources (ESDM)

Minister with regard to agreement between the

Contractors who perform unitisation after consideration

by BP Migas.

As of December 31, 2012, unitisation agreement by the

Company are:

1. Head of Agreement on Suban Field Unitization

Suban Gas Development Project (PPG)etablished to

implementtheSubangasfieldunitisationbetween

PT Pertamina EP and ConocoPhillips (Grissik) Ltd.

(“CPGL”), which includes technical negotiation

process (split) and commercialization negotiations.

Subangasfieldislocatedinthewestwingof

Central Palembang Sub-Basin in South Sumatra

Basin, ± 165 km northwest of Palembang City, South

Sumatra Province, Indonesia.

2. Wakamuk Field Unitisation and Operations

Agreements

On 6 September 2010, PetroChina International

(Bermuda) ("PetroChina"), PearOil (Basin) Ltd.,

Lundin International SA, PT Pertamina Hulu Energi

Salawati Basin (collectively referred to as the

"Kepala Burung PSC" ) and the Company (collectively

referred to as "the Parties", individually referred to


173




Company Information

secara individual disebut “Pihak” menandatangani

Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit Lapangan

Wakamuk (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggal efektif

Perjanjian Unitisasi adalah 13 November 2006.

Sejak tanggal efektif, Para Pihak setuju untuk

melakukan unitisasi atas kepemilikan mereka

pada masing-masing Kontrak di dalam Reservoar

Unitisasi dan Unit Substance berdasarkan

ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi ini dimana

Perusahaan memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi

sebesar 50% dan PSC Kepala Burung Lapangan

Wakamuk memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi

sebesar 50%. PetroChina ditunjuk dan setuju untuk

bertindak sebagai Operator Unitisasi sebagaimana

diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

3. HOA dari Unitisasi Jambaran – Tiung Biru

Proses Unitisasi Jambaran-Tiung Biru telah masuk

dalam tahap finalisasi UA/UOA dan pre-POD. UA

dan UOA telah selesai ditandatangani oleh PT

Pertamina EP, MCL dan PT Pertamina EP Cepu pada

14 September 2012. Joint Letter untuk persetujuan

unitisasi telah dikirimkan ke Pemerintah melalui

Satuan Kerja Pelaksana Pengembangan Industri Hulu

Minyak dan Gas (SKKMIGAS). Final POD telah dikirim

LAPANGANFIELD OPERATOR BAGIAN/SHARE

PT PERTAMINA EPLOKASI

LOCATION

Air Serdang Talisman Ogan Komering Ltd. Minyak (Oil) 21,96% Gas 19,93%

Air SerdangSumatera Selatan(South Sumatra)

Wakamuk Petro China International (Bermmua) Ltd. Minyak (Oil) & Gas 50% Sorong, Papua

Sukowati JOB Pertamina PetroChina East Java Minyak (Oil) & Gas 80% Tuban

Jawa Timur (East Java)

Suban ConocoPhillips (Grissik) Ltd. Minyak (Oil) & Gas 10% SubanJambi

Tiung Biru PT Pertamina EP Cepu Gas 8,06% JambaranJawa Timur (East Java)

MB UnitPT Pertamina Hulu Energi-Offshore North West Java (PHE ONWJ)

Minyak (Oil) & Gas 47,4% Jawa BaratWest Java

Pelaksanaan UnitisasiUnitisation Implementation

as "Party" entered into a Wakamuk Field unitisation

and Operations Unit agreement ("unitisation

agreement"). The effective date of unitisation

agreement is November 13, 2006.

Since the effective date, the Parties have agreed

to perform unitisation of ownership of their

respective contracts in the Unitisation Reservoirs

and Substance Units under the provisions of this

Unitisation Agreement whereby the Company

obtained Unitisation Participation factor of 50%

and Kepala Burung PSC of Wakamuk Field obtained

Unitisation Participation Factor of 50%. PetroChina

has been appointed and agreed to act as Unitisation

Operator as stipulated in the Unitisation

Agreement.

3. HOA of Jambaran - Tiung Biru Unitisation

Unitisation process of Jambaran-Tiung Biru has

enteredfinalizationstageofUA/UOAandpre-POD.

UA and UOA has been signed by PT Pertamina EP,

MCL and PT Pertamina EP Cepu on September 14,

2012. Joint Letter for the unitisation agreement

has been sent to the Government through the

Upstream Oil and Gas Industrial Development

Managing Unit (SKKMIGAS). Final POD has been


174



MCL ke SK Migas pada 9 November 2012. Unitisasi

akan diserahkan kepada fungsi kemitraan setelah

organisasi baru berlaku.

4. Perjanjian Unitisasi Air Serdang

Pada tanggal 22 Juli 1991, Canada Northwest Energy (South Sumatra) Ltd. (“CNESS”), Bow Valley Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI (OK)”) (secara bersama-sama disebut “KBH Ogan Komering”) dan PERTAMINA menandatangani Perjanjian Unit Air Serdang (“Perjanjian Unitisasi”) (bersama-sama disebut “Para Pihak’”). BVI (OK) kemudian berubah menjadi Talisman (Ogan Komering) Ltd. (“Talisman”).

Talisman ditunjuk dan setuju untuk bertindak

sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur

dalam Perjanjian Unitisasi.

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak dengan ini

menyatukan kepentingan mereka dalam Reservoar

Unitisasi dan Unit Substance dimana Perusahaan

memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 21,96%

untuk minyak dan 19,93% untuk gas dan KBH Ogan

Komering memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi

sebesar 78,04% untuk minyak dan 80,07% untuk

gas.

Kegiatan Eksploitasi

Kegiatan Eksploitasi Pertamina EP selama tahun 2012

meliputi kegiatan pemboran pengembangan sumur

minyak dan gas; work over; operasi sumur meliputi

reparasi, reopening, stimulasi, injeksi, penelitian,

perawatan sumur; dan survei seismik eksploitasi.

Rencana pemboran pengembangan Tahun 2012 dalam RKAP 2012 sebanyak 138 sumur pengembangan, terdiri dari:

• 98 milik sendiri own, meliputi 82 sumur minyak, 13 sumur gas dan 3 sumur injeksi.

• 40 sumur Mitra.

Rencana KUPL own tahun 2012 dalam RKAP 2012 sebanyak 84 sumur pengembangan, terdiri atas:

• 46 sumur milik sendiri, meliputi 24 sumur minyak, 11 sumur gas dan 11 sumur injeksi.

• 38 sumur Mitra.

sent by MCL to SK Migas on November 9, 2012.

Unitisation will be handed over to partnership

function after the new organization in place.

4. Air Serdang Unitisation Agreement

On July 22, 1991, Canada Northwest Energy (South

Sumatra) Ltd, (“CNESS”), Bow Valley

Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI (OK)”)

(collectively referred to as “KBH Ogan Komering”)

and PERTAMINA signed Unitisation Agreement of Air

Serdang Unit (collectively referred as “Parties”).

BVI (OK) then changed as Talisman (Ogan Komering

) Ltd. (“Talisman”).

Talisman was appointed and agreed to act as

Operator on Unit as regulated in the Unitisation

Agreement.

On the effective date, the Parties united their

interests in Reservoir Unitisation and Unitized

Substance in which the Company owns Unitization

Participating Factor of 21.96% for oil and 19.93%

for gas and KBH Ogan Komering has Unitization

Participating Factor of 78.04% for oil and 80.07%

for gas.

Exploitation Activities

Pertamina EP’s exploitation activities during 2012

include the development drilling of oil and gas well;

work over; well operation covering repairs, reopening,

stimulation, injection, research, well maintenance, and

exploitation seismic surveys.

The 2012 development drilling plans in 2012 WP&B are 138 development wells, consisting of:

• 98 own wells, covering 82 oil wells, 13 gas wells and three injection wells.

• 40 Partnership wells.

Own KUPL plans of 2012 in 2012 WP&B are 84 development wells, consisting of:

• 46 own wells, covering 24 oil wells, 11 gas wells and 11 injection wells.

• 38 Partnership wells.

Achmad Mursjidi

VP Eksploitasi

[email protected]


175




Company Information

Rencana survei seismik 3D Eksploitasi mencakup luas total 165 km2, yakni:

• 58 km2 Under Mahakam di Ubep Sangasanga-Tarakan, Kalimantan Timur

• 107 km2 Kambitin di Ubep Tanjung.

• 80 km2 Mitra.

Kegiatan operasi sumur pada tahun 2012 direncanakan

sebanyak 5.263 kegiatan, yang terdiri dari:

• Sumur sendiri 3.880 sumur.

• Mitra, meliputi TAC 977 sumur dan KSO 406 sumur.

(realisasi kegiatan operasi Sumur Mitra sebanyak

1.164)

Kegiatan eksploitasi yang dijalankan Pertamina EP

tidak terlepas dari ketersediaan dan keberadaan

cadangan migas. Sejatinya, kuantitas cadangan

tidak dapat dipastikan. Kuantitas cadangan terbukti

(proven reserves) hanyalah berupa taksiran dan tidak

dimaksudkan untuk menggambarkan nilai yang dapat

direalisasikan atau nilai pasar yang wajar dari cadangan

Perusahaan.

Taksiran dapat berubah tergantung ketersediaan

informasi baru. Terdapat berbagai ketidakpastian

inheren dalam mengestimasi cadangan migas, termasuk

faktor-faktor yang berada di luar kendali Perusahaan.

Selama tahun 2012 kami telah melakukan penghitungan

realisasi cadangan terbukti migas (proven reserves),

berdasarkan pedoman Society Petroleum Engineer

2001. Pedoman ini juga digunakan untuk laporan yang

disampaikan oleh para operator KKKS kepada SKKMIGAS

berupa estimasi realisasi cadangan terbukti.

Taksiran cadangan minyak dan gas bumi disajikan

termasuk bagian Pemerintah, disajikan dalam tabulasi.

Produksi

Perusahaan memperoleh produksi migas melalui

kegiatan:

1. Operasi produksi sendiri (own operation) meliputi

4 Area Region Sumatera, 4 Area Region Jawa, dan

3D seismic survey plan of exploitation covering a total area of 165 km2, namely:• 58 km2 Under Mahakam in UBEP Sangasanga,

Tarakan, East Kalimantan• 107 km2 Kambitin in UBEP Tanjung.• 80 km2 Partnership.

Plans of wells operating activities in 2012 were 5,263 activities, consisting of:

• 3,880 own wells.

• Partnership, 977 TAC wells and 406 KSO wells.

(realization of Partnership Wells were 1,164)

Exploitation activities carried out by Pertamina EP are

subject to the availability and the presence of oil and

gas reserves. The quantity of proven reserves cannot

be ascertained. The quantity of proven reserves is in

the form of estimates and is not intended to describe

the value that could be realized or the fair market

value of the Company’s reserves.

The estimates may change depending on the

availability of new information. There are numerous

inherent uncertainties in estimating oil and gas

reserves, including factors that are beyond the

Company’s control.

During 2012 we have made a calculation of the

realization of oil and gas proven reserves, based on

Society of Petroleum Engineer 2001 guidelines. These

guidelines were also used for the report submitted

by the KKS operators to BP Migas, in the form of

estimates of proven reserves realization.

Estimated oil and natural gas reserves, including

Government's share, are presented in tabulation.

Production

The Company’s oil and gas production is obtained

through the following activities:

1. Own operation covering 4 Areas of Sumatra

Region, 4 Areas of Java Region, and 3 Areas of

M. Bunyamin

GM UBEP Jambi

[email protected]


176



3 Area Region KTI. Ditambah dengan 7 Unit Bisnis

EP (UBEP), yaitu: UBEP Limau, UBEP Tanjung, UBEP Jambi, UBEP Lirik, UBEP Sangasanga & Tarakan, UBEP Adera dan UBEP Ramba.

2. Pengusahaan bersama Mitra Usaha Pertamina EP :

• 24 TAC dengan Status Produksi Komersil.

• 2 TAC dengan Status Produksi Non Komersil.

• 18 KSO dengan status KSO Produksi.

• 7 KSO dengan status KSO Eksplorasi.

Perusahaan senantiasa berupaya meningkatkan jumlah produksi migas. Selain melalui produksi di sumur-sumur baru, kami juga melakukan reaktivasi sumur suspended yang diyakini masih memiliki potensi untuk diproduksikan. Selama tahun 2012 Pertamina EP talah melakukan beberapa reaktivasi sumur suspended.

Dalam pelaksanaan reaktivasi sumur suspended,Perusahaan menghadapi tantangan berikut :

1. Kendala perizinan

Lokasi yang berada di lahan milik Perhutani membutuhkan izin pinjam pakai lahan sesuai Peraturan Menteri Kehutanan No.P-18/Menhut-II/2011. Proses pengurusan izin memerlukan waktu 1,5-2 tahun disertai dengan dokumen Peta Lokasi, Ijin Usaha Pertambangan, rekomendasi dari Gubernur dan Bupati, Citra Satelit, Studi AMDAL/UKL-UPL dan menyediakan lahan kompensasi seluas 2 kali lahan yang diajukan.

2. Kendala peruntukan lahan

Lokasi sudah menjadi kawasan pertambangan batu bara (tumpang tindih lahan), pemukiman/perumahan penduduk, bahkan tempat ibadah.

3. Kendalaperubahantopografi

Lokasi sudah berada di tengah sungai maupun rawa-rawa.

4. Kendala teknis• Kepala sumur sudah hilang atau tidak lengkap.• Data sumur tidak sesuai, sehingga proses

pengerjaan terhambat dan berlarut-larut.• Adanya material/peralatan yang tertinggal di

sumur dan sulit untuk diambil kembali.

• Ukuran diameter kepala sumur maupun casing tidak standar, sehingga banyak dilakukan modifikasi peralatan.

KTI Region (Eastern Indonesia Region). Seven EP Business Units (UBEP), namely: UBEP Limau, UBEP Tanjung, UBEP Jambi, UBEP Lirik, UBEP Sangasanga & Tarakan, UBEP Adera and UBEP Ramba.

2. Concession with Business Partners of PEP:

• 24 TACs with Commercial Production Status.

• 2 TACs with Non Commercial Production Status.

• 18 KSO with KSO Production status.

• 7 KSO with KSO Exploration status.

The company strives to increase oil and gas production. Other than through the production of new wells, we also reactive suspended wells that are believed to still have the potential to be produced. During 2012 Pertamina EP has reactivated several suspended wells.

The company faced the following challenges in reactivating suspended:

1. Licensing

The site located on land owned by Perhutani, requiring borrow and use land permit pursuant toForestryMinisterRegulationNo.P-18/Menhut-II/2011.Theprocesstoobtainthepermittakesone and a half to two years, with attached map location, the Mining Permit, the recommendations of the Governor and Regent, Satellite Imagery, AMDAL/UKL-UPLstudiesandcompensationlandtwo times the area of proposed land.

2. Land use

The site has become overlapped land with coal mining, residential area, and even places of worship.

3. Topographical changes

The site located in the center of river and swamp.

4. Technical obstacles:• Missing or incomplete wells heads.• Data inaccuracy that causes hindrance and

protraction execution process.• Material/equipmentthatareleftinthewell

and hard to retrieve.

• The diameter of the wellhead and casing are not standardized, that require a lot of modificationsofequipment.

Herutama Trikoranto

GM UBEP Sangasanga & Tarakan

[email protected]


177




Company Information

Metode Pengurasan Minyak Tahap Lanjut

Langkah lain yang dilakukan untuk menjaga

keberlanjutan produksi di lapangan minyak adalah

melakukan metode pengurasan minyak tahap

lanjut, dengan secondary recovery dan tertiary

recovery. Metode ini diterapkan pada lapangan yang

sudah tergolong tua, dan diharapkan dapat lebih

mengoptimalkan perolehan minyak hingga total lebih

dari 50%.

Metode pengurasan minyak tahap lanjut dilakukan

sesuai dengan praktik terbaik dalam kegiatan operasi

perminyakan. Enhanced Oil Recovery (EOR) yang

dilakukan di lapangan Pertamina EP meliputi fase

pengurasan sekunder dengan menggunakan injeksi air

yang telah dilakukan sejak tahun 1976.

Realisasi Kegiatan Operasional 2012Realization of Operational Activities 2012

AREA KEGIATAN AREA OF ACTIVITY

RKAP BORDRILLING PLAN

REALISASI BORDRILLING REALIZATION

RKAP KUPLWORKOVER PLAN

REALISASI KUPLWORKOVER REALIZATION

Region Sumatera Sumatra Region 13 19 12 17

Region Jawa Java Region 24 19 11 22

Region KTI Eastern Indonesia Region 7 11 2 1

Unit Bisnis EP (UBEP) EP Business Unit (UBEP) 42 53 5 8

Proyek Pengembangan Development Project 12 11 16 31

Mitra Partner 40 35 38 61

Total Milik Sendiri Total Own Operation 98 113 46 79

Total PEP 138 148 84 140

Enhanced Oil Recovery Method

Another step taken to maintain sustainability of

productionattheoilfieldisbyconductingenhanced

oil recovery method, with secondary recovery and

tertiaryrecovery.Thismethodisappliedtothefields

that have been aging, and is expected to further

optimize overall oil recovery factor by more than

50%.

Enhanced oil recovery method is in accordance with

best practices in petroleum operations. EOR applied

inPertaminaEP’sfieldscoveringsecondaryrecovery

phase using water injection which has been done

since 1976.

R. Panji Sumirat

GM EOR

[email protected]

LAPANGANFIELD

KICK OFF PILOTPILOT KICK OFF

METODEMETHOD

STATUS PER 31 DESEMBER 2012STATUS AS OF DECEMBER 31, 2012

Jatibarang Januari 2012 WaterfloodMonitoring dan evaluasi untuk penerapan secara full-scaleMonitoring and evaluation for full scale implementation

Rantau (Z-400) Juli 2012 WaterfloodMonitoring dan evaluasi untuk penerapan secara full-scale Monitoring and evaluation for full scale implementation

Tanjung Desember 2012 Surfaktan Monitoring dan evaluasi Monitoring and evaluation

Program EOR Secondary Recovery dan Tertiary Recovery 2012Secondary Recovery and Tertiary Recovery of EOR Program 2012


178



Penerapan metode ini pada prinsipnya dilakukan

berdasarkan pertimbangan bahwa tekanan bawah

permukaan yang sudah menurun menyebabkan kurang

maksimalnya proses pengurasan minyak. Sedangkan

pertimbangan lain adalah sebagai bagian untuk

menangani masalah air terproduksi dari lapangan-

lapangan.

Dimulai sejak tahun 2011 penerapan metode pengurasan

tertier diberlakukan di beberapa lapangan berdasarkan

kajian bersama yang dilakukan dengan Institut Teknologi

Bandung (ITB), Institut Pertanian Bogor (IPB), Universitas

Gajah Mada (UGM) dan Konsultan, untuk dapat

mengetahui jenis chemical (EOR) yang sesuai dengan

kondisi reservoir dari lapangan tertentu.

AREA KERJA SISA CADANGAN Per 31 Desember 2012 WORKING AREA

Sumatera Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

271,428580,317

SumatraOil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Jawa Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

224,012168,199

JavaOil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Kawasan Timur Indonesia Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

59,06892,066

East Indonesia Oil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Kontrak Bantuan Teknikal Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

190,86592,737

Technical Assistan Contract (TAC)Oil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Kerjasama Operasi (KSO) Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

69,0856,067

Operated Cooperation (OC)Oil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Proyek Pengembangan Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

103,261266,614

Development ProjectOil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Unit Bisnis EP (UBEP) Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

187,62050,799

UBEPOil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Jumlah Minyak dan Kondesat (MMBBls) Gas Bumi (MBOE)

1,105,3391,256,799

TotalOil and Condensats (MBBls)

Natural Gas

Taksiran Cadangan Minyak Mentah dan Gas Bumi (Tidak Diaudit) [EN1]Estimated Crude Oil and Natural Gas Reserves (Unaudited)

In principle, this method is applied based on the

consideration that the declining subsurface pressure

causes below maximum oil recovery process. Meanwhile,

another consideration is in part to handle produced

waterfromthefields.

Since 2011, tertiary recovery method has been applied

inseveralfieldsbasedonstudiesconductedjointly

with the Bandung Institute of Technology (ITB), Bogor

Institute of Agriculture (IPB), Gajah Mada University

(UGM) and Consultants to identify the right type of

chemical (EOR) for reservoir condition in particular

fields.

Christian HP Siahaan

GM UBEP ADERA

[email protected]


179




Company Information

Penerapan injeksi surfaktan berbahan dasar minyak

kelapa sawit mulai dilakukan di Lapangan Tanjung

dengan bekerjasama dengan IPB pada 30 Desember 2012,

dan diharapkan dapat menambah perolehan produksi

minyak sebesar 20% dari nilai cadangan awal minyak

(OOIP) di lapisan C.

Pada saat ini Kami juga sedang melakukan uji coba

penerapan injeksi surfaktan jenis lain di Lapangan

Bajubang dengan metoda injeksi secara huff & puff dan

dilanjutkan dengan injeksi secara Extended Stimulation

di 3 sumur injeksi, saat ini dalam tahapan monitoring

dan surveillance.

Kami juga melanjutkan upaya menerapkan metode

pengurasan tertier dengan menggunakan injeksi ASP (Alkaline-

Surfactant-Polymer) di Lapangan Limau di blok seksi P, Q-22

dan Q-51. Penerapan metoda ini direncanakan akan dimulai di

tahun 2013 dengan bekerja-sama dengan Mitra.

Selain dapat meningkatkan produksi minyak, penerapan

metode pengurasan minyak tahap lanjut juga menjadi

bentuk nyata kontribusi Perusahaan pada upaya

pemanfaatan potensi lokal Indonesia, yakni minyak

sawit. Melalui kerjasama dengan IPB dan UGM, kami

melakukan kajian dasar pemanfaatan minyak sawit

sebagai bahan dasar surfaktan untuk materi injeksi.

Penjelasan ini sekaligus memperbaiki informasi yang

disampaikan dalam Laporan Tahunan sebelumnya, bahwa

bahan dasar surfaktan untuk materi injeksi berasal dari

limbah kelapa sawit. [3.10]

Perusahaan juga melihat peluang pemanfaatan CO2 untuk

kegiatan ini melalui studi penggunaan injeksi CO2 untuk

pengurasan tertier. CO2 yang digunakan berasal dari

gas ikutan dalam proses produksi minyak mentah, yang

selanjutnya diinjeksikan ke sumur yang akan dikuras.

Studi tersebut telah dilaksanakan pada tahun 2011 di

Lapangan Jatibarang, dengan pertimbangan lapangan

tersebut memiliki potensi CO2 dari lapangan-lapangan

PT Pertamina EP yang ada di sekitarnya. Studi ini

dilanjutkan menjadi pilot injeksi gas CO2 di Lapangan

Jatibarang pada tahun 2012. [EN16]

Palm oil-based surfactant injection has been applied at

Tanjung Field in collaboration with IPB on December 30,

2012 and was expected to boost oil production by 20%

from original oil in place on layer C.

We are currently testing the application of other types

of surfactant injection at Bajubang Field with huff

& puff injection method and continue with extended

stimulation injection in three injection wells that

currently in monitoring and surveillance phase.

We are also continuing efforts to implement the tertiary

recovery method using ASP (Alkaline-Surfactant-Polymer)

injection in Limau Field in P, Q-22 and Q-51 sections

block. The application of this method was planned to

start in 2013 in cooperation with partners.

Besides being able to increase oil production, the

application of enhanced oil recovery method also

becomes the Company’s tangible contribution efforts

to use local potential in Indonesia, which is palm

oil. In cooperation with IPB and UGM, we conducted

basic study of palm oil utilization as utilization of

raw material for injection material. This description

also revises the information presented in the previous

Annual Report, which stated that the raw material for

the surfactant injection material was palm oil waste.

[3.10]

The company also sees opportunities for CO2 utilization

for this activity through the study of CO2 injection for

tertiary recovery. The CO2 that is used comes from

associated gas in the crude oil production process,

which is subsequently injected into wells to be

recovered. The study was conducted in 2011 at the

JatibarangField,asthefieldisconsideredtohave

the potential CO2fromthesurroundingfieldsofPT

Pertamina EP. In 2012, preparations were made to

conduct a pilot CO2 injection in Jatibarang Field.

[EN16]

Kunto Wibisono

GM UBEP Ramba

[email protected]


180



Produksi Minyak PT Pertamina EP Tahun 20122012 Oil Production of PT Pertamina EP

AREA OPERASI JUMLAH (BPOD)

REGION SUMATERA

Rantau

Pangkalan Susu

Prabumulih

Pendopo

Jumlah

3,679

439

8,085

1,800

14,003

REGION JAWA

Jatibarang

Subang

Tambun

Cepu

Jumlah Total

5,928

1,189

5,903

1,386

14,406

REGION KTI

Sangatta

Bunyu

Papua*

Jumlah Total

1,868

7,420

1,064 10,352

UNIT BISNIS EP (UBEP)

UBEP Jambi

UBEP Ramba

UBEP Lirik

UBEP Limau

UBEP Adera

UBEP Sangasanga

UBEP Tanjung

Jumlah

3,987

4,550

1,945

10,469

1,452

7,929

4,174

34,506

PROYEK

Unit Sukowati

Pondok Makmur

Unit PPG Suban 10%

Jumlah

30,978

1,419

958

33,355

Jumlah Operasi Sendiri 106,620

KEMITRAAN

TAC

KSO

Jumlah

16,614

4,075

20,869

Total Pertamina EP 127,309

* termasuk Unitisasi Wakamuk 50%


181




Company Information


JUMLAH (MMSCFD)TOTAL

REGION SUMATERA SUMATRA REGION

Rantau

Pangkalan Susu

Prabumulih

Pendopo

Jumlah TOTAL

4.21

10.07

163.98

242.93

421.20

REGION JAWA JAVA REGION

Jatibarang Subang Tambun Cepu NCJ Mangkang

Jumlah TOTAL

61.68

278.67

51.85

0.79

2.70

395.70

REGION KTI EASTERN INDONESIA REGION

Sangatta

Bunyu

Papua

Jumlah TOTAL

0.85

8.87

0.97

10.69

UNIT BISNIS EP (UBEP) EP BUSSINESS UNIT

UBEP Jambi UBEP Limau UBEP Ramba UBEP Adera UBEP Sangasanga UBEP Tanjung

Jumlah TOTAL

4.53

14.41

14.01

4.71

0.75

2.20

40.61

PROYEK PROJECT

Lapangan Sukowati Pondok Makmur PPGS (Suban)

Jumlah TOTAL

23.44

19.81

78.29

121.54

Jumlah Operasi Sendiri Total Own Operation 989.73

KEMITRAAN PARTNERSHIP

TAC KSO

Jumlah TOTAL

64.10

0

64.10

Total Pertamina EP 1.053.83

Produksi Gas PT Pertamina EP Tahun 20122012 PT PERTAMINA EP Gas Production


182



Studi injeksi CO2 terus dikembangkan untuk

menciptakan proses daur ulang (recycle) dan

pemanfaatan kembali (reuse) CO2 yang digunakan.

Dengan demikian CO2 yang dihasilkan sebagai gas ikutan

dalam proses produksi minyak mentah, tidak akan

dilepas ke udara sebagai emisi sehingga secara langsung

kami ikut mengurangi keberadaan emisi gas rumah kaca.

[EN18]

Fasilitas Produksi

Faktor penting dalam menunjang upaya peningkatan produksi adalah keberadaan aset produksi. Secara umum aset produksi mencakup fasilitas produksi migas di atas permukaan meliputi fasilitas dan peralatan dari kepala sumur, flowline, fasilitas pemroses migas (SP & SPU), pipa transprotasi migas, pusat pengumpul produksi (PPP), sistem metering migas, serta fasilitas di titik serah ke konsumen.

PT Pertamina EP tidak mengelola pipa transportasi gas, karena merupakan aset PT Pertagas dan difungsikan sebagai open access pipe. Perusahaan dikenakan biaya berdasarkan tarif penyaluran gas dari Badan

Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), untuk

pemanfaatan fasilitas tersebut guna transportasi gas ke

konsumen.

Pada umumnya, rata rata usia fasilitas produksi sudah

melebihi batas design life time sehingga reliability

dan availability fasilitas produksi menjadi kurang

maksimal. Sejak tahun 2011, PT. Pertamina EP telah

memulai melakukan pembenahan terhadap kondisi

fasilitas produksi, baik kondisi fasilitas produksi

eksisting maupun fasilitas produksi yang baru. Program

pembenahan fasilitas produksi tersebut dituangkan

dalam suatu grand strategy yang komprehensif,

terintegrasi dan dilaksanakan secara simultan dengan

target seluruh fasilitas produksi di daerah operasi

PT. Pertamina EP sudah sesuai dengan standar world

The studies are still being developed, in an effort to

recycle and reuse the CO2 used. Thus CO2 that has been

generated as associated gas in the crude oil production,

will not be released into the atmosphere as an emission

so that we directly help reduce greenhouse gas

emissions. [EN18]

Production Facilities

An important factor in supporting efforts to increase

production is the production assets. In general, production assets include oil and gas production facilities on the surface covering facilities and equipmentofwellhead,flowline,oilandgasprocessingfacilities (SP & SPU), oil and gas pipeline transportation, production gathering center (PPP), oil and gas metering system, as well as facilities at the custody transfer point to consumers.

PT Pertamina EP does not operate gas transport pipeline which

is an asset of PT Pertagas and is functioned as an open access

pipe. The Company is charged based on gas distribution rates

of Oil and Gas Downstream Regulatory Body (BPH Migas), to

use these facilities to transport gas to consumers.

In general, the average age of production facilities has

excedded the design life time so that their reliability

and availability are below maximum. Since 2011, PT.

Pertamina EP has started to renew the conditions

of production facilities, both conditions of existing

and new production facilities. The renewal program

for production facilities has been set out in the

comprehensive and integrated grand strategy, and to be

carried out simultaneously in 2015 with target of the

entire production facilities in PT Pertamina EP’s areas of

Jamsaton Nababan

Manajer Senior Teknik & PF

[email protected]


183




Company Information

class pada tahun 2015. Adapun grand strategy tersebut

terdiri atas 4 (empat) program, yaitu:

a. Program peningkatan (improvement) fasilitas produksi eksisting.

b. Program implementasi pengelolaan proyek fasilitas produksi (project system).

c. Program pemeliharaan inovasi (inovatif/correctionmaintenance).

d. Program peningkatan tool, system dan Sumber daya

Manusia (SDM).

Guna mendukung komitmen Deklarasi untuk Bumi,

Pertamina EP telah mengimplementasikan konservasi

energi pemasangan solar cell di 14 wilayah yakni

Rantau, Sangatta, papua, Limau, Lirik, Pendopo,

Prabumulih, Region Jawa, Sangasanga, Tarakan, Cepu,

Ramba, Tambun, dan Subang. Total solar cell terpasang

mencapai 207 unit sehingga menghasilkan penghematan

sebesar 1.087 KWH per hari dan 104 MBTU per hari.

Pengamanan Aset

Aset operasi Perusahaan termasuk dalam salah satu obyek

vital negara. Keberadaannya dilindungi undang-undang

dan peraturan yang menyertainya. Untuk menjaga dan

mengamankan keberadaan aset beserta kegiatan operasi yang

dijalankan, PT Pertamina EP bekerjasama dengan pemangku

kepentingan serta tetap mengedepankan nilai-nilai hak asasi

manusia (HAM).

Kami selalu berkoordinasi dengan pemerintahan daerah setempat serta fungsi terkait dan aparat keamanan. Tujuannya untuk meminimalkan gangguan terhadap keberadaan aset-aset Perusahaan maupun kegiatan operasi yang berlangsung. Gangguan yang terjadi dapat menimbulkan dampak:

1. Tertundanya produksi minyak mentah atau lifting

minyak mentah.

2. Dapat menimbulkan pencemaran lingkungan.

3. Dapat menurunkan hasil produksi minyak mentah.

operations and has adopted world class standards. The

grand strategy consists of four programs:

a. Improvement program of existing production

facilities.

b. Implementation program of production facilities

project system.

c.Innovative/correctionmaintenanceprogram.

d. Enhancement program of tools, systems and human

resources.

In order to supportcommitment of Declaration to Earth,

Pertamina EP has implemented energy conservation

through solar cell installation in 14 regions, Rantau,

Sangatta, Papua, Limau, Lirik, Pendopo, Prabumulih,

Java Region, Sangasanga, Tarakan, Cepu, Ramba,

Tambun, and Subang. Total installed solar cell reached

207 units resulting in savings 1,087 KWH per day and

104 MBTU per day.

Asset Security

The Company’s operational assets are state vital

objects. Their existence is protected under the laws and

accompanying regulations. To safeguard and secure the

assets and their operations, PT Pertamina EP cooperates

with stakeholders while continues to uphold the values

of human rights.

We always coordinate with local governments, related

functions and the security forces. The aim is to

minimize disturbance to the Company’s assets and

ongoing operations. Disturbance that may occur will

cause the following:

1. Delays in the crude oil production or crude oil

lifting.

2. Environmental pollution.

3. Decline in crude oil production.


184



NO LOKASILOCATION SP SPU PPP TITIK SERAH

CUSTODY TRANSFER POINT

1Sumatera Bagian UtaraNorthern Sumatra

10 SP9 SP & 3 TU

--

1. PPP Rantau2. PPP Pangkalan Susu

Terminal Pangkalan SusuPangkalan Susu Terminal

2 Sumatera Bagian TengahCentral Sumatra

3 Manifold1 Booster

7 SP

1 SPU-

3 SPU

1. PPP Sei Karas2. PPP UkuiPPP Tempino

Terminal Buatan LirikKM 03 Sei GerongBuatan Terminal, Lirik KM 03 Sei Gerong

3 Sumatera Bagian SelatanSouthern Sumatra

39 SP23 SP

7 SPU5 SPU

PPP PrabumulihPPP Pengabuan

KM 03 Plaju (SPD Metering System)KM 03 Plaju (TAP Metering System)

4 Jawa Bagian BaratWestern Java 25 SP 9 SPU PPP Balongan Terminal Balongan

Balongan Terminal

5 Jawa Bagian TimurEastern Java 12 SP 3 SPU PPP Menggung - Cepu Kilang Cepu

CepuRefinery

6

Kawasan Timur IndonesiaEastern Indonesia Region

6 SP3 SP6 BS11 SP6 SP5 SP3 SP2 SP

1 SPU1 SPU

-4 SPU1 SPU3 SPU

--

-PPP Manunggul - TanjungPPP SangasangaPPP AngganaPPP Lingkas - TarakanPPP KlamonoPPP Salawati

Terminal SangattaTerminal BunyuKilang UP-V BalikpapanKilang UP-V BalikpapanKilang UP-V BalikpapanKilang UP-V BalikpapanTerminal SorongKasim Marine TerminalSangatta Loading TerminalBunyu Loading TerminalRefineryUnitVBalikpapanRefineryUnitVBalikpapanRefineryUnitVBalikpapanRefineryUnitVBalikpapanSorong Loading TerminalKasim Marine Terminal

Fasilitas Produksi MinyakOil Production Facilities

Fasilitas Produksi GasGas Production Terminal

NO LOKASILOCATION

SP SPU TRANSPORTASI GASGAS TRANSPORTATION

TITIK SERAHCUSTODY TRANSFER POINT

1 Sumatera Bagian UtaraNothern Sumatra 7 SP 4 SKG Pada 4 Titik Serah

At 4 Custody Transfer PointsPada 5 Titik Serah

At 5 Custody Transfer Points

2 Sumatera Bagian TengahCentral Sumatra 11 SP 7 SKG Pada 8 Titik Serah



3 Sumatera Bagian SelatanSouthern Sumatra 20 SP 14 SKG Pada 16 Titik Serah



4 Jawa Bagian BaratWestern Java 5 SP 1 SKG - Pada 5 Titik Serah


5 Jawa Bagian TimurEastern Java 3 SP 2 SKG - Pada 2 Titik Serah


6 Kawasan Timur IndonesiaEastern Indonesia Region 7 SP 4 SKG Pada 4 Titik Serah




185




Company Information

NO LOKASILOCATION

JALUR PIPA PIPELINE

PANJANG PIPA LENGTH OF PIPE

1Sumatera Bagian UtaraNorthern Sumatra

PPP Rantau – PPP Pangkalan Susu PPP Pangkalan Susu – Terminal Pangkalan Susu

6438

2Sumatera Bagian TengahCentral Sumatra

SPU Kenali Asam – PPP Tempino SPU Bajubang – PPP Tempino Tank Farm Tempino – PPP Tempino PPP Tempino – RU III Plaju*)

24322

*265

3Sumatera Bagian SelatanSouthern Sumatra

PPP Prabumulih – RU III Plaju PPP Pengabuan – RU III Plaju

102146

4Jawa Bagian BaratWestern Java

SP Tambun – SP Tegalgede SP Tegalgede – SP Cilamaya SP Cilamaya – SPU Cemara SP Subang – SPU Cemara SPU Cemara – PPP Balongan SPU Jatibarang – PPP Balongan PPP Balongan – Terminal Balongan

3465697025232

5 Jawa Bagian TimurEastern java

PPP Menggung – Kilang Cepu 2

6 Kawasan Timur IndonesiaEastern Indonesia Region

SPU Bunyu – Terminal Bunyu PPP Sangatta – Terminal Sangatta PPP Manunggul, Tanjung – Kilang RU-V Balikpapan PPP Sangasanga – Terminal Sangasanga PPP Tarakan – Terminal Tarakan PPP Klamono – Terminal Sorong PPP Salawati – Karim Marine Terminal (KMT)

41923837194817

*) merupakan aset Pertagas yang digunakan untuk transportasi minyak mentah PEP.*) asset of Pertagas used for PEP's crude oil transportation

Pipa Transportasi MinyakOil Transportation Pipe


186



Selama tahun 2012 tercatat telah terjadi 403 kasus gangguan terhadap keberadaan aset dan kegiatan operasi Perusahaan. Jumlah tersebut, turun/meningkat dibandingkan tahun 2011 sebanyak 255 kasus. Adapun kasus-kasus menonjol yang terjadi adalah:

• Pencurian barang milik Perusahaan, 177 kasus.• Pencegahan 189 kasus.• Unjuk Rasa, sebanyak 11 kasus.• Sabotase, 20 kasus.• Perusakan, 6 kasus.

Kami menyadari, gangguan keamanan yang terjadi dipicu berbagai sebab. Untuk itulah dalam masa mendatang, PT Pertamina EP tidak hanya mengoptimalkan sumber daya, sarana dan prasarana pengamanan aset untuk mendukung kelancaran operasi Perusahaan. Kami juga bersinergi dengan segenap pemangku kepentingan, guna meningkatkan dukungan masyarakat setempat terhadap keberadaan aset dan kegiatan operasional yang berlangsung.

Hal tersebut diwujudkan antara lain dengan pelaksanaan pemenuhan tanggung jawab sosial perusahaan (corporate sosial responsibility). Baik yang difasilitasi dan dilaksanakan

sendiri oleh Pertamina EP, maupun oleh induk Perusahaan.

During 2012, there were 403 cases of disturbance to

theCompany’sassetsandoperations.Thefigurewas

up from 255 cases in 2011. The notable cases that

took place are:

• Theft of the Company’s property, 177 cases.

• Prevention, 189 cases.

• Demonstrations, 11 cases.

• Sabotage, 20 cases.

• Vandalism, 6 cases.

We realize that security disturbances that occurred

were triggered by various reasons. Therefore, PT

Pertamina EP will not only optimize resources,

facilities and infrastructure OF assets security to

support the smooth operation of the Company. We

will also work together with all stakeholders, in order to raise local communities’ support for the existence of assets and ongoing operations.

It is realized partly by the implementation of corporate social responsibility. Both facilitated and carried out by Pertamina EP, as well as by parent company.


187




Company Information

TINJAUAN KEUANGAN FINANCIAL REVIEW

URAIAN ATAS KINERJA KEUANGAN PERUSAHAAN

Pembahasan dan analisis berikut mengacu kepada

Laporan Keuangan PT Pertamina EP untuk tahun buku

yang berakhir pada 31 Desember 2012 dan 2011 yang

disajikan dalam buku Laporan Tahunan Terintegrasi ini.

Laporan Keuangan disusun sesuai dengan Standar

Akuntansi Keuangan di Indonesia. Laporan Keuangan

telah diaudit oleh Kantor Akuntan Publik Tanudiredja,

Wibisana, dan Rekan (member of Price Waterhouse

Coopers), dengan opini Wajar Tanpa Pengecualian

(UnqualifiedOpinion).

Kinerja Keuangan PT Pertamina EP tahun 2012

menggambarkan pencapaian kinerja hasil kegiatan bisnis

Perusahaan selama periode 1 Januari sampai dengan 31

Desember 2012.

DESCRIPTION OF COMPANY FINANCIAL PERFORMANCE

The following discussion and analysis refers to PT

Pertamina EP Financial Statements for the year ended

on December 31, 2012 and 2011 which presented in this

Integrated Annual Report.

Financial Report was presented in accordance with the Indonesian Generally Accepted Financial Accounting Standards. Financial Statements have been audited by Public Accountant Firm Tanudiredja, Wibisana and Partners (member of Price Waterhouse Coopers), with

theUnqualifiedOpinion.

Financial Performance of PT Pertamina EP in 2012

described the achievement of Company business activity

performance from January 1 to December 31, 2012.


188



A. ASET

Pada tahun 2012 total asset perusahaan sebesar

10,844 miliar USD atau meningkat sebesar 10%

dibandingkan tahun 2011 sebesar 9,889 miliar USD,

yang terdiri dari aset lancar sebesar 6,719 miliar

USD (62%) dan aset tidak lancar sebesar 4,125 miliar

USD (38%).

1. ASET LANCAR

Jumlah aset lancar per 31 Desember 2012 sebesar

6,719 miliar USD mengalami penurunan sebesar 77

juta USD atau sebesar 1% dibandingkan tahun 2011

sebesar 6,796 miliar USD.

Komposisi aset lancar Current assetdalam ribuan USD in thousand USD

KETERANGAN 2012 2011 Δ % DESCRIPTION

Kas dan setara kas 114,554 171,999 (33) Cash and cash equivalent

Piutang Usaha 5,062,248 5,229,926 (3) Trade receivables

Piutang dari Pemerintah 103,573 488,379 (79) Ammount due from the government

Piutang lain-lain 1,075,644 675,482 59 Other receivables

Persediaan 115,916 77,597 49 Inventories

PPN yang dapat ditagihkan kembali 200,101 125,450 60 Reimbursable VAT

Uang muka dan biaya dibayar dimuka 47,100 27,088 74 Advances and prepayments

Total 6,719,135 6,795,921 (1) Total

Kas dan Setara Kas

Saldo kas dan setara kas per 31 Desember 2012

sebesar 115 juta USD menurun sebesar 57 juta

USD atau sebesar -33% dibandingkan tahun 2011

sebesar 172 juta USD. Penurunan ini disebabkan

karena meningkatnya realisasi pembayaran kepada

karyawan, pembelian material dan jasa maupun

untuk proyek investasi. Hal ini sejalan dengan

naiknya realisasi Anggaran Biaya Investasi (ABI) dan

Realisasi Anggaran Biaya Operasi (ABO) tahun 2012

dibandingkan tahun 2011.

A. ASSETS

In 2012 the total asset of the Company was USD

10.844 billion or increased by 10% compared to

USD 9.889 billion, which consist of USD 6.719 billion

(62%) of current assets and USD 4.125 billion (38%)

of non-current assets.

1. CURRENT ASSETS

Total current assets as of December 31, 2012 was

USD 6.719 billion, decreased by USD 77 million or 1%

compared to USD 6.796 billion in 2011.

Cash and Cash Equivalents

Balance of cash and cash equivalents as of

December 31, 2012 has reached USD115 million, a

decrease by USD 57 million or by -33% compared to

USD 172 million in 2011. The decrease was due to

increase in realization of payment to employees,

purchase of materials and services for investment

projects. This was in line with the increase in

realization of Investment Cost Budget (ABI) and

Operational Cost Budget (ABO) in 2012 compared to

2011.

Erry Krisnanto

VP Kontroler

[email protected]


189




Company Information

Trade Receivables

The balance of trade receivables as of December 31,

2012 was USD 5.062 billion, decreased by USD167

million or by -3% compared to USD 5.229 million in

2011. The largest settlement of trade receivables

was from BUT CONOCOPHILLIPS (Grissik) LTD of USD

10 million, the decrease in trade receivables showed

the Company’s ability to collect trade receivables

that increased during 2012.

Trade Receivables – Amounts due from Government

The balance of trade receivables from the

Government as of December 31, 2012 was USD

104 million, decreased by USD 384 million or

-79% compared to USD 488 million in 2011. The

decrease was due to settlement of DMO fee to the

government on the company’s obligation in providing

crude oil to meet domestic demand for oil fuel

according to PSC period October 2011 to November

2012 and settlement underlifting in 2011.

Other Receivables

The balance of oher receivables as of December 31,

2012 was USD 1.076 billion, increased by USD400

million or by 59% compared to USD 675 million in

2011, the largest increase was from the company’s

transactions with Pertamina (Persero). In addition,

other receivables are prepaid expenses paid by

theCompanyonbehalfoftheKBT/KSOBusiness

Partners to other parties.

Inventories

The inventory balance net of provision for obsolete

and unused inventories as of December 31, 2012 was

USD 115 million, increased by USD 38 million or by

49% compared to USD77 million in 2011. The increase

was due to increasing quantity of general material

inventories during 2012 in acceleration process

of drilling investment of several wells in Eastern

Indonesia Region.

Piutang Usaha

Saldo piutang usaha per 31 Desember 2012 sebesar

5,062 miliar USD menurun sebesar 167 juta USD

atau sebesar -3% dibandingkan tahun 2011 sebesar

5,229 juta USD. Pelunasan piutang terbesar berasal

dari BUT CONOCOPHILLIPS (GRISSIK) LTD sebesar 10

juta USD, penurunan saldo piutang ini menunjukkan

kemampuan perusahaan dalam penagihan piutang

usaha yang meningkat selama tahun 2012.

Piutang Dari Pemerintah

Saldo piutang dari Pemerintah per 31 Desember

2012 sebesar 104 juta USD menurun sebesar 384

juta USD atau sebesar -79% dibandingkan tahun 2011


oleh adanya pembayaran tagihan DMO fee kepada

pemerintah atas kewajiban perusahaan dalam

menyediakan minyak mentah untuk memenuhi

kebutuhan bahan bakar minyak pasar dalam negeri

sesuai KKS periode Oktober 2011 s.d Nopember 2012

dan settlement underlifting tahun 2011.

Piutang Lain-lain

Saldo piutang lain-lain per 31 Desember 2012

sebesar 1,076 miliar USD meningkat sebesar 400

juta USD atau sebesar 59% dibandingkan tahun

2011 sebesar 675 juta USD, peningkatan terbesar

berasal dari transaksi perusahaan dengan Pertamina

(Persero). Selain itu piutang lain-lain merupakan

biaya dibayar dimuka yang dibayarkan oleh

Perusahaan atas nama Mitra Usaha KBT/KSO kepada

pihak lain.

Persediaan

Saldo persediaan setelah dikurangi penyisihan

persediaan usang dan tidak terpakai per 31 Desember

2012 sebesar 115 juta USD meningkat sebesar 38

juta USD atau sebesar 49% dibandingkan tahun 2011

sebesar 77 juta USD. Kenaikan tersebut disebabkan

oleh kenaikan persediaan material umum selama

tahun 2012 dalam rangka proses percepatan investasi

pemboran beberapa sumur di region KTI.


190



The Reimbursable VAT

Balance as of December 31, 2012 was USD 200

million, increased by USD 75 million or by 60%

compared to USD 125 million in 2011. Reimbursable

VAT is the amount of VAT that will or in the process

of reimbursement to SKK Migas.

Advances and Prepayments

The advances and prepayments balance as of

December 31, 2012 was USD 47 million, increased

by USD 20 million or by 74% compared to USD 27

million in 2011. The increase was due to prepayment

balance was from cash call to unitisation operator

partners.

2. NON-CURRENT ASSETS

Total non-current assets as of December 31, 2012

was USD 4.125 billion, increased by USD 1.032 billion

or by 33% compared to USD 3.093 million in 2011.

The increase was due to the rise in value of oil and

natural gas assets resulting from asset capitalization

during 2012.

PPN Yang Dapat Ditagihkan Kembali

Saldo PPN yang dapat ditagihkan kembali per 31

Desember 2012 sebesar 200 juta USD meningkat

sebesar 75 juta USD atau sebesar 60% dibandingkan

tahun 2011 sebesar 125 juta USD. PPN yang dapat

ditagihkan kembali merupakan jumlah PPN yang

akan maupun sedang dalam proses reimbursement

ke SKK MIGAS.

Uang Muka dan Biaya Dibayar Dimuka

Saldo uang muka dan biaya dibayar dimuka per

31 Desember 2012 sebesar 47 juta USD meningkat

sebesar 20 juta USD atau sebesar 74% dibandingkan

tahun 2011 sebesar 27 juta USD. Peningkatan

terbesar atas saldo biaya dibayar dimuka berasal

dari cash call terhadap mitra-mitra operator

unitisasi.

2. ASET TIDAK LANCAR

Jumlah aset tidak lancar per 31 Desember 2012

sebesar 4,125 miliar USD meningkat sebesar 1,032

miliar USD atau sebesar 33% dibandingkan tahun

2011 sebesar 3,093 juta USD. Peningkatan ini

disebabkan oleh bertambahnya nilai aset minyak

dan gas bumi sebagai akibat dari kapitalisasi aset

selama tahun 2012.

Komposisi aset tidak lancar Non-current asset

dalam ribuan USD in thousand USD


Aset minyak dan gas bumi 4,117,287 3,088,417 33 Oil and Gas Properties

Piutang Usaha - - - Trade receivables

PPN yang dapat ditagihkan kembali - - - Reimbursable VAT

Aset lain-lain 7,789 5,305 47 Other Asset

Total 4,125,076 3,093,722 33 Total


191




Company Information

Oil and Gas Assets

Oil and gas assets balance net of accumulated

depreciation as of December 31, 2012 was USD

4.117 billion, increased by USD 1.029 billion or by

33% compared to USD 3.088 billion in 2011. The

increase was due to the capitalization of assets

underconstruction(AUC)intofixedassetsduring

2012 which was USD 647 million, so the net book

value as of December 31, 2012 was USD 4.117

billion.

Other Assets

The balance of other assets as of December

31, 2012 was USD 7 million, increased by USD 2

million or by 47% from USD 5 million in 2011. The

largest increase was from material stock on hand

adjustment.

B. LIABILITIES

In 2012, the company’s total liabilities was USD

3.587 billion, consisting of short-term liabilities

USD 1.415 billion (39%) and long-term liabilities

USD 2.171 billion (61%). Total liabilities as of

December 31, 2012 increased by USD 645 million, or

by 22% from of USD 2.942 billion of liabilities as of

December 31, 2011.

1. CURRENT LIABILITIES

Realized short-term liabilities as of December

31, 2012 was USD 1.415 billion, an increase of

USD 21 million or 1% compared to USD 1.394

billionin2011.Significantincreaseoccurred

in the posts of other payables and dividend

payables.

Aset Minyak dan Gas Bumi

Saldo aset minyak dan gas bumi setelah dikurangi

akumulasi penyusutan per 31 Desember 2012

sebesar 4,117 miliar USD meningkat sebesar

1,029 miliar USD atau sebesar 33% dibandingkan

tahun 2011 sebesar 3,088 miliar USD. Peningkatan

ini disebabkan proses kapitalisasi asset under

construction (AUC) menjadi aset tetap selama tahun

2012 sebesar 647 juta USD, sehingga nilai buku

bersih per 31 Desember 2012 menjadi sebesar 4,117

miliar USD.

Aset Lain-lain

Saldo aset lain-lain per 31 Desember 2012 sebesar

7 juta USD mengalami kenaikan sebesar 2 juta USD

atau sebesar 47% dari tahun 2011 sebesar 5 juta

USD. Peningkatan terbesar berasal dari material

stock on hand adjustment.

B. KEWAJIBAN

Pada Tahun 2012 total kewajiban perusahaan

sebesar 3,587 miliar USD yang terdiri dari kewajiban

jangka pendek sebesar 1,415 miliar USD (39%) dan

kewajiban jangka panjang sebesar 2,171 miliar USD

(61%). Jumlah kewajiban tahun per 31 Desember

2012 mengalami peningkatan sebesar 645 juta USD

atau sebesar 22% dari kewajiban per 31 Desember

2011 sebesar 2,942 miliar USD.

1. KEWAJIBAN JANGKA PENDEK

Realisasi jumlah kewajiban jangka pendek

per 31 Desember 2012 sebesar 1,415 miliar

USD mengalami peningkatan sebesar 21

juta USD atau sebesar 1% jika dibandingkan

dengan tahun 2011 sebesar 1,394 miliar USD.

Peningkatan yang cukup besar terjadi pada pos

utang lain-lain dan utang deviden.


192



Trade Payables

Realization of short-term liabilities as of December

31, 2012 was USD 306 million, increased by USD

52 million or 21% compared to USD 254 million in

2011. Balance of trade payables consist of trade

payable of related parties USD 155 million and

trade payables of third-party USD 151 million.

Increase of trade payables balance during 2012 was

due to transaction related to material and service

purchase to support the company’s operational

activities.

Due to the Government

The balance of due to the Government as of

December 31, 2012 was USD 377 million, decreased

by USD 92 million or by -19% from USD 469 million

in 2011. The decrease in balance of due to the

government due to settlement of non-tax revenue

payables period 2005 – 2007.

Komposisi kewajiban jangka pendek Current liabilitiesdalam ribuan USD in thousand USD


Utang Usaha 306,340 254,144 21 Trade payables

Utang kepada Pemerintah 377,439 468,832 (19) Amount due to the government

Utang lain-lain 57,770 4,597 1,157 Other payables

Uang muka pelanggan 14,056 12,065 17 Customer advances

Pajak penghasilan dan deviden 193,808 227,710 (15) Corporate and devidend tax payables

Utang pajak lainnya 28,339 22,098 28 Other tax payables

Biaya yang masih harus dibayar 432,632 381,458 13 Accrued expenses

Utang sewa pembiayaan, porsi jangka pendek 4,507 23,682 (81) Finance lease payables, current portion

Utang deviden 286 131 118 Dividend payables

Total 1,415,177 1,394,717 1 Total

Utang Usaha

Saldo utang usaha per 31 Desember 2012 sebesar

306 juta USD meningkat sebesar 52 juta USD atau

sebesar 21% dari tahun 2011 sebesar 254 juta USD.

Saldo utang usaha terdiri dari utang usaha kepada

pihak yang berelasi sebesar 155 juta USD dan utang

usaha kepada pihak ketiga sebesar 151 juta USD.

Peningkatan saldo utang usaha selama tahun 2012

disebabkan oleh transaksi yang berhubungan dengan

pembelian material dan jasa untuk mendukung

kegiatan operasional perusahaan

Utang Kepada Pemerintah

Saldo utang kepada Pemerintah per 31 Desember

2012 sebesar 377 juta USD mengalami penurunan

sebesar 92 juta USD atau sebesar -19% dari tahun

2011 sebesar 469 juta USD. Penurunan saldo

utang kepada pemerintah disebabkan oleh adanya

penyelesaian atas hutang PNBP periode 2005 – 2007.


193




Company Information

Other Trade Payables

Other payables as of December 31, 2012 was USD

58 million, increased by USD 54 million or 1.157%

from USD 4 million in 2011. Increase in other

tradepayablesduetoreclassificationonnon-tax

state revenues from tax and GOI from due to the

government to other payables.

Customer Advances

The balance of customer advances as of December

31, 2012 was USD 14 million, increased by USD 2

million or by 17% from USD 12 million in 2011. The

increase was from advances from PLN Tarakan.

Income Taxes and Dividend

The balance of income taxes and dividend as of



in 2011. The decrease was due to settlement

of company liabilities on additional overlifting

payable during 2005 – 2009.

Accrued Expenses

The balance of accrued expenses as of December

31, 2012 was USD 433 million, increased by USD

52 million or by 13% from USD 381 million in 2011.

The increase was from transaction of KBT and KSO

Partners during 2012.

Finance Lease Payables, Current Portion

Thebalanceoffinanceleasepayables,current

portion as of December 31, 2012 was USD 4 million

decreased by USD 19 million or by -81% from USD 23

million in 2011.

Utang Lain-lain

Utang Lain-lain per 31 Desember 2012 sebesar 58

juta USD mengalami peningkatan sebesar 54 juta

USD atau sebesar 1,157% dari tahun 2011 sebesar

4 juta USD. Peningkatan saldo utang lain-lain

disebabkan adanya reklasifikasi atas utang PNBP

dari pajak dan GOI dari utang kepada pemerintah ke

utang lain-lain.

Uang Muka Pelanggan

Saldo uang muka pelanggan per 31 Desember 2012

sebesar 14 juta USD mengalami peningkatan sebesar

2 juta USD atau sebesar 17% dari tahun 2011 sebesar

12 juta USD. Peningkatan ini berasal dari uang muka

PLN Tarakan.

Pajak Penghasilan dan Dividen

Saldo pajak penghasilan dan dividen per 31

Desember 2012 sebesar 194 juta USD mengalami

penurunan sebesar 34 juta USD atau sebesar -15%

dari tahun 2011 sebesar 228 juta USD. Penurunan ini

disebabkan oleh penyelesaian kewajiban perusahaan

atas tambahan utang overliftings selama tahun 2005

– 2009.

Biaya Yang Masih Harus Dibayar

Saldo biaya yang masih harus dibayar per 31

Desember 2012 sebesar 433 juta USD mengalami

kenaikan sebesar 52 juta USD atau sebesar 13% dari

tahun 2011 sebesar 381 juta USD. Peningkatan ini

berasal dari transaksi Mitra KBT dan KSO selama

tahun 2012.

Utang Sewa Pembiayaan, Porsi Jangka Pendek

Saldo utang sewa pembiayaan, porsi jangka

pendek per 31 Desember 2012 sebesar 4 juta USD

mengalami penurunan sebesar 19 juta USD atau

sebesar -81% dari tahun 2011 sebesar 23 juta USD.


194



Dividend Payables

The balance of dividend payables as of December

31, 2012 was USD 286,000, increased by USD

155,000 or 54% from USD 131,000 in 2011. The

increase was due to dividend payment in 2012.

2. NON-CURRENT LIABILITIES

The number of non-current liabilities as of

December 31, 2012 was USD 2.172 billion,

increased by USD 625 million or 40% from USD

1.547 billion in 2011. This increase was due to

the increase of deferred tax liabilities balance,

provisionsforemployeebenefitsandprovisionfor

decommissioning and asset site restoration.

Utang Dividen

Saldo utang deviden per 31 Desember 2012 sebesar

286 ribu USD mengalami kenaikan sebesar 155 ribu

USD atau sebesar 54% dari tahun 2011 sebesar 131

ribu USD. Peningkatan ini disebabkan oleh adanya

pembagian deviden tahun 2012.

2. KEWAJIBAN JANGKA PANJANG

Jumlah kewajiban tidak lancar per 31 Desember

2012 sebesar 2,172 miliar USD mengalami

peningkatan sebesar 625 juta USD atau sebesar 40%

dari tahun 2011 sebesar 1,547 miliar USD. Kenaikan

ini disebabkan oleh kenaikan saldo liabilitas pajak

tangguhan, provisi imbalan kerja, dan provisi untuk

pembongkaran dan restorasi lokasi aset.

Komposisi Kewajiban Jangka Panjang Non-current liabilitiesdalam ribuan USD in thousand USD


Utang kepada Pemerintah 183,283 196,553 (7) Ammount due to the government

Utang sewa pembiayaan, porsi jangka panjang 4,224 8,732 (52) Finance lease payables, non-current

portion

Pendapatan yang ditangguhkan 66,560 66,560 - Deffered revenue

Liabilitas pajak tangguhan 744,607 562,177 32 Deffered tax liabilities

Provisi imbalan kerja 30,562 23,804 28 Provisionforemployeebenefits

Provisi untuk pembongkaran dan restorasi lokasi aset 1,142,268 689,500 66 Provision for decommisioning and site

restoration

Total 2,171,504 1,547,326 40 Total

Utang Kepada Pemerintah

Saldo utang kepada pemerintah per 31 Desember

2012 sebesar 183 juta USD mengalami penurunan

sebesar 13 juta USD atau sebesar -7% dari

tahun 2011 sebesar 196 juta USD. Penurunan ini

disebabkan oleh semakin berkurangnya jumlah

kewajiban sewa pembiayaan pemakaian barang

milik negara dimasa yang akan datang

Utang Sewa Pembiayaan, Porsi Jangka Panjang

saldo utang sewa pembiayaan porsi jangka panjang

per 31 Desember 2012 sebesar 4,2 juta USD

Due to the Government

The balance of due to the government as of



in2011.Thedecreasewasduetodecliningfinance

lease payables of state property usage in the

future.

Finance Lease Payables, Non-current Portion

Thebalanceoffinanceleasepayablesnon-current

portion as of December 31, 2012 was USD 4.2


195




Company Information

million, decreased by USD 4.5 million or by -52%

from USD 8.7 million in 2011.

Deferred Tax Liabilities

The balance of deferred tax liabilities as of

December 31, 2012 was USD 745 million, increased

by USD 183 million or by 32% from USD 562 million

in 2011. The increase was due to difference in the

tax calculation based on commercial accounting and

PSC tax calculation.

ProvisionforEmployeesBenefits

Thebalanceofprovisionsforemployeebenefitsas

of December 31, 2012 was USD 31 million increased

by USD 7 million or by 28% from USD 24 million in

2011. The increase was accrued expenses of past

service reliabilities due to change of base salary

and additional number of employees during 2012.

Provision for Decommissioning and Site

Restoration

The balance of provision for decommisioning and

site restoration as of December 31, 2012 was USD

1.142 billion, increased by USD 453 million or by

66% from USD 689 million in 2011. The increase

was due to the change in the amount of cash to be

spent and the discount rate made by the company

(change from CAPM to risk free).

C. EQUITY

The balance of equity as of December 31, 2012

was USD 7.258 billion, increased by USD 310

million or by 4% from USD 6.948 billion in 2011.

Theincreasewasduetothecompany’sprofit

achievement of USD1.9 billion in 2011.

mengalami penurunan sebesar 4,5 juta USD atau

sebesar -52% dari tahun 2011 sebesar 8,7 juta USD.

Liabilitas Pajak Tangguhan

saldo liabilitas pajak tangguhan per 31 Desember

2012 sebesar 745 juta USD mengalami kenaikan

sebesar 183 juta USD atau sebesar 32% dari tahun

2011 sebesar 562 juta USD. Kenaikan ini disebabkan

oleh adanya perbedaan perhitungan pajak

berdasarkan akuntansi komersial dan perhitungan

pajak PSC

Provisi Imbalan Kerja

Saldo provisi imbalan kerja per 31 Desember 2012

sebesar 31 juta USD mengalami peningkatan sebesar

7 juta USD atau sebesar 28% dari tahun 2011 sebesar

24 juta USD. Peningkatan ini merupakan accrual

biaya past service liabilities karena perubahan base

salary dan penambahan jumlah pekerja selama

tahun 2012.

Provisi Untuk Pembongkaran dan Restorasi Lokasi Aset

Saldo provisi untuk pembongkaran dan restorasi

lokasi aset per 31 Desember 2012 sebesar 1,142

miliar USD mengalami peningkatan sebesar 453

juta USD atau sebesar 66% dari tahun 2011 sebesar

689 juta USD. Kenaikan ini disebabkan oleh adanya

perubahan jumlah kas yang akan dikeluarkan

serta tarif diskonto yang dibuat oleh perusahaan

(perubahan dari CAPM ke risk free).

C. EKUITAS Saldo ekuitas per 31 Desember 2012 sebesar

7,258 miliar USD mengalami peningkatan

sebesar 310 juta USD atau sebesar 4%

dari tahun 2011 sebesar 6,948 miliar USD.

Peningkatan ini disebabkan oleh pencapaian

laba perusahaan sebesar 1,9 miliar USD pada

tahun 2012.


196



D. OPERATING REVENUES

During 2012, the company managed to book total

revenues of USD 5.319 billion, increased by USD

275 million or by 5% from USD 5.044 billion in 2011.

The revenues were generated from domestic sales

of crude oil, gas, liquid petroleum gas (LPG), and

export sales of crude oil and natural gas.

Komposisi Ekuitas Equitydalam ribuan USD in thousand USD

KETERANGAN 2012 2011 Δ% DESCRIPTION

Modal saham 24,730 24,730 - Share capital

Saldo laba 7,232,800 6,922,870 4 Retained earnings

Total 7,257,530 6,947,600 4 Total

D. PENDAPATAN USAHA

Selama tahun 2012 perusahaan berhasil

membukukan pendapatan usaha sebesar 5,319

miliar USD meningkat sebesar 275 juta USD atau

sebesar 5% dari tahun 2011 sebesar 5,044 miliar

USD. Pendapatan ini berasal dari hasil penjualan

dalam negeri minyak mentah, gas, dan liquefied

petroleum gas (LPG), dan hasil penjualan ekspor

minyak mentah dan gas bumi.

Komposisi Ekuitas Equitydalam ribuan USD in thousand USD


Penjualan dalam negeri minyak mentah, gas bumi, dan liquefiedpetroleum gas (LPG)

5,129,432 4,972,199 3 Domestic sales of crude oil, natural gas andliquefiedpetroleumgas(LPG)

Penjualan ekspor minyak mentah dan gas bumi 189,100 71,840 163 Export sales of crude oil and natural gas

Total 5,318,532 5,044,039 5 Total

Total penjualan dalam negeri minyak mentah, gas

bumi, dan liquefied petroleum gas (LPG) selama

tahun 2012 sebesar 5,129 miliar USD meningkat


2011 sebesar 4,972 miliar USD. Kontribusi utama

penjualan berasal dari penjualan minyak mentah,

kemudian diiukti oleh penjualan gas bumi dan LPG.

Peningkatan penjualan minyak mentah selama

tahun 2012 disebabkan oleh penjualan (lifting)

minyak mentah sebesar 45.817 MBBLs meningkat

sebesar 795 MBBLs atau sebesar 2% dari tahun 2011

sebesar 45.021 MBBLs. Selain itu harga minyak

mentah Pertamina EP (weight average price/WAP)

tahun 2012 sebesar USD 113,98/BBLs mengalami

peningkatan sebesar 0,5% dari tahun 2011 sebesar

USD 113,42/BBLs.

Total domestic sales of crude oil, natural gas,

andliquefiedpetroleumgas(LPG)during2012

was USD 5.129 billion, inceased by USD 157 or

by 3% from USD 4.972 billion in 2011. The main

contribution of sales was from the sales of crude

oil, followed by natural gas and LPG sales.

The increase in crude oil sales during 2012 was due

to the sale (lifting) of crude oil at 45,817 MBBLs,

increased by 795 MBBLs or by 2% from 45,021

MBBLs in 2011. Besides Pertamina EP crude oil

price(weightaverageprice/WAP)in2012wasUSD

113.98/BBLs,anincreaseby0.5%fromUSD113.42/

BBLs in 2011.


197




Company Information

Penjualan ekspor minyak mentah dan gas bumi

pada tahun 2012 sebesar 189 juta USD mengalami

kenaikan sebesar 117 juta USD atau sebesar 163%

dari tahun 2011 sebesar 72 juta USD. Peningkatan

terjadi pada hasil ekspor gas suban (GSPL) selama

tahun 2012 sebesar 5.816 MBOE meningkat sebesar

44% dari tahun 2011 sebesar 326 MBOE.

E. BEBAN USAHA

Beban usaha selama tahun 2012 sebesar 2,079 miliar

USD terdiri dari beban eksplorasi, beban produksi,

beban administrasi dan umum, keuntungan lainnya-

bersih, pendapatan keuangan, dan biaya keuangan.

Beban usaha mengalami kenaikan sebesar 320 juta

USD atau sebesar 18% dari tahun 2011 sebesar 1,759

miliar USD.

Beban Usaha Operating Expensesdalam ribuan USD in thousand USD


Beban eksplorasi 201,589 106,302 90 Exploration expenses

Beban produksi 1,698,389 1,482,581 15 Production expenses

Beban umum dan administrasi 241,616 166,582 45 General and administration expenses

Keuntungan lainnya-bersih (121,439) (105,567) 15 Other gains-net

Pendapatan keuangan (4,691) (6,370) (26) Finance income

Biaya keuangan 64,138 115,416 (44) Finance cost

Total 2,079,602 1,758,944 18 Total

Beban eksplorasi tahun 2012 mengalami kenaikan


2011, kenaikan ini disebabkan oleh realisasi seismik

3D seluas 2,381 Km2 dan realisasi seismik 2D

sepanjang 4,055 Km.

Beban produksi tahun 2012 mengalami kenaikan sebesar

216 juta USD atau sebesar 15% dari tahun 2011, realisasi

beban produksi ini merupakan upaya Perusahaan dalam

menjaga produksi selama tahun 2012.

Beban umum dan administrasi tahun 2012 mengalami kenaikan sebesar 75 juta USD atau sebesar 45% dari tahun 2011, kenaikan ini disebabkan oleh adanya peningkatan employeebenefit selama tahun 2012.

Export sales of crude oil and natural gas in 2012

was USD 189 million, increased by USD 117 million,

or by 163% from USD 72 million in 2011. The

increase was from the export of Suban gas (GSPL)

during 2012 at 5.816 MBOE, increased by 44% from

326 MBOE in 2011.

E. OPERATING EXPENSES

Operating expenses in 2012 were USD 2.079 billion

consisting of exploration expenses, production

expenses, general and administrative expenses,

othergains–net,financeincome,andfinancecost.

The operating expenses increased by USD 320

million or by 18% from USD 1.759 billion in 2011.

Exploration expenses in 2012 increased by USD95

million or by 90% from 2011, this increase was due

to the realization of 3D seismic on an area of 2,381

km2 and the realization of 2D seismic along 4,055

km.

Production expenses in 2012 increased by USD 216

million or by 15% from 2011, the realization of

production expenses was the Company’s efforts to

maintain production during 2012.

General and administrative expenses in 2012

increased by USD 75 million or by 45% from 2011,

this increase was due to an increase in employee benefitsduring2012.


198



Net other gains in 2012 increased by USD 16 million or by 15% from 2011, this increase was due to the decrease in exchange rate expense due to the weakening of rupiah against the US dollar (Exchange rate in December 2012 was Rp 9,670; Exchange in December 2011 was Rp 9,068).

Finance income in 2012 decreased by USD 1.6 millionorby-26%from2011,thefinanceincomewas from income on current accounts and bank deposits.

Thefinance costs in 2012 decreased by USD 51 millionorby-44%from2011,thefinancecostistheinterestexpenseonfinanceleaseofStatePropertyandfinanceleaseofLPGplantandgas

pipeline installation of third parties.

F. OPERATING INCOME

Keuntungan lainnya-bersih tahun 2012 mengalami kenaikan sebesar 16 juta USD atau sebesar 15% dari tahun 2011, kenaikan ini disebabkan oleh penurunan beban selisih kurs akibat dari melemahnya nilai tukar Rupiah terhadap Dollar Amerika (Kurs Desember 2012 sebesar Rp 9.670 ; Kurs Desember 2011 sebesar Rp 9.068).

Pendapatan keuangan tahun 2012 mengalami penurunan sebesar 1,6 juta USD atau sebesar -26% dari tahun 2011, pendapatan keuangan ini berasal dari pendapatan jasa giro dan deposito bank.

Biaya keuangan tahun 2012 mengalami penurunan sebesar 51 juta USD atau sebesar -44% dari tahun 2011, biaya keuangan ini adalah beban bunga sewa pembiayaan atas Barang Milik Negara dan sewa pembiayaan pabrik LPG dan instalasi pipa gas dari

pihak ketiga.

F. LABA USAHA

Laba usaha Profitdalam ribuan USD in thousand USD


Laba sebelum pajak penghasilan 3,238,930 3,285,095 (1.41) Profit before income tax

Beban pajak penghasilan (1,292,538) (1,345,170) (3.91) Income tax expenses

Laba tahun berjalan 1,946,392 1,939,925 0.33 Profit for the year

Laba sebelum pajak penghasilan merupakan hasil

pengurangan pendapatan usaha dengan beban

usaha. Laba sebelum pajak penghasilan tahun 2012


sebesar -1.41% dari tahun 2011, hal ini disebabkan

oleh kenaikan beban usaha selama tahun 2012

sebesar 18% dari tahun sebelumnya.

Beban pajak penghasilan tahun 2012 mengalami

penurunan sebesar 53 juta USD atau sebesar -3.91%

dari tahun 2011 menjadi sebesar 1,292 miliar USD.

Laba tahun berjalan tahun 2012 mengalami

kenaikan sebesar 6,467 juta USD atau sebesar 0.33%

dari tahun 2011 menjadi sebesar 1,946 miliar USD.

Profitbeforeincometaxistheresultfrom

operating revenues deducted by operating

expenses.Profitbeforeincometaxin2012

decreased by USD 46 million or by -1.41% from

2011, this was due to the increase in operating

expenses during 2012 by 18% from the previous

year.

Income tax expense in 2012 decreased by USD 53

million or by -3.91% from USD 1.292 billion in 2011.

Profitfortheyear2012increasedbyUSD6.467

million or by 0.33% from USD 1.946 billion in 2011.


199




Company Information

G. CASH FLOW

Cash and cash equivalents of the company in 2012

were USD 115 million decreased by USD57 million

or by -33% from USD 172 million in 2011. This

decrease was due to nearly 100% realization of

Operation Cost Budget (ABO) and the realization

of Investment Cost Budget (ABI) with achievement

above 100%. This shows the company’s efforts in

maintaining the production and acceleration of

investment projects during 2012.

G. ARUS KAS

Posisi kas dan setara kas Perusahaan di tahun 2012

sebesar 115 juta USD mengalami penurunan sebesar

57 juta USD atau sebesar -33% dari tahun 2011


oleh realisasi Anggaran Biaya Operasi (ABO) yang

mendekati 100% dan realisasi Anggaran Biaya

Investasi (ABI) yang pencapaiannya diatas 100%.

Hal ini menunjukan upaya perusahaan dalam

mempertahankan produksi dan percepatan proyek-

proyek investasi selama tahun 2012.

Arus Kas Cash flowsdalam ribuan USD in thousand USD


Arus kas dari aktivitas operasi 652,978 730,948 (11) Cashflowsfromoperatingactivities

Arus kas dari aktivitas investasi (681,341) (651,200) 5 Cashflowsfrominvestingactivities

Arus kas dari aktivitas pendanaan (23,682) (19,165) 24 Cashflowsfromfinancingactivities

(Penurunan)/kenaikan bersih kas dan setara kas (52,045) 60,583 (186) Net(decrease)/increaseincashandcash

equivalents

Saldo kas dan setara kas pada awal tahun 171,999 114,173 51 Cash and cash equivalents at beginning of year

Efek perubahan nilai kurs pada kas dan setara kas (5,400) (2,757) 96 Effect of exchange rate changes on cash

and cash equivalents

Saldo kas dan setara kas pada akhir tahun 114,554 171,999 (33) Cash and cash equivalents

at end of year

Arus Kas dari Aktivitas Operasi tahun 2012


sebesar -11% dari tahun 2011. Penurunan ini

disebabkan oleh peningkatan pembayaran kas

kepada pemasok dan karyawan yang sejalan dengan

realisasi ABO tahun 2012 yang lebih tinggi dari tahun

2011.

Arus kas dari aktivitas investasi mengalami kenaikan


2011. Kenaikan ini disebabkan oleh pencapaian

realisasi ABI tahun 2012 yang lebih tinggi dari tahun

2011 sebagai upaya percepatan realisasi proyek-

proyek investasi guna mendukung pencapaian

produksi minyak mentah dan gas bumi selama tahun

2012.

Cash Flows from Operating Activities in 2012

decreased by USD 78 million or by -11% from 2011.

This decrease was due to increasaed cash payments

to suppliers and employees in line with higher ABO

realization in 2012 which was higher from 2011.

CashflowsfrominvestmentsincreasedbyUSD

30 million or by 5% from 2011. The increase was

due to the ABI realization in 2012 which was

higher than 2011 as the efforts to accelerate the

realization of investment projects in order to

support the achievement of crude oil and natural

gas production during 2012.


200



Arus kas dari aktivitas pendanaan mengalami

kenaikan sebesar 5 juta USD atau sebesar 24%

dari tahun 2011. Kenaikan ini disebabkan oleh

pengurangan penyelesaian balance liabilities asset

lease.

KEMAMPUAN MEMBAYAR HUTANG

Kemampuan perusahaan dalam memenuhi

kewajiban hutang pada tahun 2012 mengalami

peningkatan dari tahun 2011 yang ditunjukkan

dengan meningkatnya rasio hutang terhadap modal

(Debt to Equity Ratio/DER). DER tahun 2012 sebesar

49,42%, DER tahun 2011 sebesar 42,35%.

TINGKAT KOLEKTABILITAS PIUTANG

Pada tahun 2012 kemampuan perusahaan dalam

penagihan piutang (collection period) mengalami

peningkatan yang cukup tinggi, dari 52 hari di tahun

2011 menjadi 22 hari di tahun 2012.

STRUKTUR MODAL DAN LIKUIDITAS

Rasio hutang terhadap ekuitas (debt to equity

ratio) pada tahun 2012 sebesar 49,42%, hal ini

menunjukkan 49,42% modal perusahaan berasal

dari kewajiban. Perusahaan juga memiliki tingkat

likuiditas tinggi yang ditunjukkan oleh rasio lancar

(current ratio) pada tahun 2012 sebesar 474,79%.

KEBIJAKAN DIVIDEN

Berdasarkan resolusi pemegang saham tertanggal 28

Desember 2012, Dividen yang dibayar untuk tahun

2012 sebesar USD 1.636.462.275 (USD 6,5/saham).

Dividen kepada Pertamina (Persero) telah di-offset

dengan piutang dari Pertamina (Persero) dan

dividen ke Koperasi Energi Indonesia telah dicatat

sebagai utang dividen.

Cashflowsfromfinancingactivitiesincreasedby

USD 5 million or by 24% from 2011. The increase

was due to the settlement reduction of the balance

liabilities asset lease.

SOLVENCY

The company’s solvency increased in 2012

compared to 2011 as indicated by the Debt Equity

Ratio (DER). DER in 2012 was 49.42%, and DER in

2011 was 42.35%.

COLLECTABILITY

In 2012 the company’s capability in collection of

accounts receivable (collection period) has surged

quite high, from 52 days in 2011 to 22 days in 2012.

CAPITAL STRUCTURE AND LIQUIDITY

Debt to equity ratio in 2012 was 49.42%, which

represented 49.42% of the company’s equity was

from liability. The company also has a high liquidity

showed by the current ratio in 2012 which reached

474.79%.

DIVIDEND POLICY

Based on the shareholders’ resolution dated

December 28, 2012, dividends paid for the year

2012wasUSD1,636,462,275(USD6.5/share).

Dividends to Pertamina (Persero) have been offset

with trade receivables from Pertamina (Persero)

and dividends to Koperasi Energi Indonesia have

been recorded as dividend payables.


201




Company Information

ACCOUNTING POLICY

The accounting policies applied in the preparation

of the Company Financial Statements in

accordance with Financial Accounting Standards

in Indonesia. The accounting policies have been

consistently applied to all years presented.

a. Basisoffinancialstatementspreparation

Thefinancialstatementshavebeenprepared

based on the historical cost principles, except for

financialassetsavailableforsale,financialassets

andfinancialliabilities(includingderivative

instruments) measured at fair value through

lossprofit,aswellasapplyingtheaccrualbasis

exceptforcashflows.Allfiguresinthefinancial

statements are presented in thousand US Dollars,

unless stated otherwise.

b. Changes to Statement of Financial Accounting Standards and Interpretations of Financial Accounting Standards

On January 1, 2012, the Company adopted new and revised Statement of Financial Accounting Standards (“SFAS”) and Interpretations of Financial Accounting Standards (“IFAS”) effective since that date. Changes in accounting policies have been made in accordance with the transitional provisions of each standard and interpretation.

Implementation of new or revised standards

and interpretations, which are relevant to the

Company and its operations have an impact on the

consolidatedfinancialstatements,areasfollows:

- SFAS 10 (Revised 2010), “The Effects of

Changes in Foreign Exchange Rates”

- SFAS No. 60, “Financial Instruments:

Disclosures”

KEBIJAKAN AKUNTANSI

Kebijakan akuntansi yang diterapkan dalam

penyusunan Laporan Keuangan Perusahaan sesuai

dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia.

Kebijakan akuntansi telah diaplikasikan secara

konsisten terhadap semua tahun yang disajikan.

a. Dasar penyusunan laporan keuangan

Laporan keuangan telah disusun atas dasar harga

perolehan, kecuali aset keuangan yang tersedia

untuk dijual, aset keuangan dan liabilitas keuangan

(termasuk instrumen derivatif) yang diukur pada

nilai wajar melalui laba rugi, serta menggunakan

dasar akrual kecuali untuk laporan arus kas. Seluruh

angka dalam laporan keuangan perusahaan disajikan

dalam ribuan Dolar AS, kecuali dinyatakan lain.

b. Perubahan pada Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan dan Interpretasi Standar Akuntansi Keuangan

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan

menerapkan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan

(“PSAK”) dan Interpretasi Standar Akuntansi

Keuangan (“ISAK”) baru dan revisi yang efektif sejak

tanggal tersebut. Perubahan kebijakan akuntansi

Perusahaan telah dilakukan sesuai dengan ketentuan

transisi masing-masing standar dan interpretasi.

Penerapan standar dan intepretasi baru atau

revisi, yang relevan dengan operasi Perusahaan

dan memberikan dampak pada laporan keuangan

konsolidasian, adalah sebagai berikut :

- PSAK 10 (Revisi 2010), “Pengaruh Perubahan

Kurs Valuta Asing”

- PSAK 60, “Instrumen Keuangan: Pengungkapan”


202



Implementation of the following new and revised

standards and interpretations, did not cause

significantchangestotheaccountingpoliciesof

the Company and no material impact on amounts

reportedinthefinancialstatementsofthecurrent

year or previous years.

CONFLICT OF INTEREST [4.6]

At the beginning of each year, the Board of

Commissioners and Board of Directors sign a

StatementofNoConflictofInterest,inwhichthey

essentially guarantee that Board of Commissioners

and Board of Directors will be subject to all

the Company’s generally applicable rules and

regulationsanddeclarethattheyhavenoconflict

of interest with PT Pertamina EP.

Some of the essential points of commitment of no

conflictofinterestoftheBoardofCommissioners

are as follows:

1. Each member of the Board of Commissioners

is prohibited from making any transactions

thathaveaconflictofinterestandtakethe

interests and personal gain from the activities

of the Company other than remuneration and

facilities received as member of the Board of

CommissionersasspecifiedbytheGMS.

2. The members of the Board of Commissioners

should not be in concurrent position as follows:

a. Members of the board of directors at

the Regional Owned Enterprises (BUMD),

Private Owned Enterprises (BUMS).

b. Otherpositionsthatmaycauseaconflict

of interest directly or indirectly with the

companyand/oragainsttheprovisionsof

laws and regulations.

Penerapan standar dan interpretasi yang baru dan

direvisi berikut ini, tidak menyebabkan perubahan

signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan

dan tidak berdampak material terhadap jumlah

yang dilaporkan dalam laporan keuangan tahun

berjalan atau tahun-tahun sebelumnya.

BENTURAN KEPENTINGAN [4.6]

Pada setiap awal tahun, Para Dewan Komisaris

dan Direksi menandatangani Pernyataan Tidak

Berbenturan Kepentingan dimana intinya mereka

memberikan jaminan bahwa Dewan Komisaris dan

Direksi akan tunduk kepada seluruh peraturan

Perusahaan dan peraturan yang berlaku secara

umum dan menyatakan bahwa mereka tidak

mempunyai benturan kepentingan terhadap PT

Pertamina EP.

Beberapa butir inti yang merupakan komitmen

tidak memiliki benturan kepentingan dari Dewan

Komisaris adalah :

1. Setiap anggota Dewan Komisaris dilarang

melakukan transaksi yang mempunyai benturan

kepentingan dan mengambil kepentingan

serta keuntungan Pribadi dari kegiatan

Perusahaan selain honorarium dan fasilitas yang

diterimanya sebagai anggota Dewan Komisaris

yang ditentukan oleh RUPS.

2. Para anggota Dewan Komisaris tidak boleh

merangkap jabatan lain sebagai berikut :

a. Anggota direksi pada Badan Usaha Milik

Daerah (BUMD), Badan Usaha Milik Swasta

(BUMS).

b. Jabatan lainnya yang dapat menimbulkan

benturan kepentingan secara langsung

atau tidak langsung dengan perusahaan

yang dan/atau yang bertentangan dengan

ketentuan peraturan perundang-undangan

yang berlaku.


203




Company Information

While the essential points of Board of Directors’

commitmenttotheConflictsofInterestare:

1. Each member of the board of directors are

prohibited from making any transactions that have a

conflictofinterestandtakepersonalgainfromthe

activities of the Company other than remuneration

and facilities received as member of the Board of

CommissionersasspecifiedbytheGMS.

2. Intheeventofaconflictofinterestbetween

the interests of the Company and the interests

of a member of the Board of Directors, with the

approval of the Board of Commissioners, the

Company may be represented by other members

of the Board of Directors.

3. Board of Directors’ members are prohibited from

holding concurrent position as stated below:

a. Members of the Board of Directors of SOEs, BUMD, Private Owned Enterprises and otherpositionsthatmaycauseaconflictofinterest.

b. Structural and functional positions in the institution/agencyofthecentralandregional governments.

c. Other position in accordance with laws and regulations.

4. Board of Directors’ members are prohibited

fromusingconfidentialinformationand

business data of PT Pertamina EP for personal

interests or in a manner harming the interests

of PT Pertamina EP.

Intheeventofanyconflictofinterestinvolving

all members of the Board of Directors, the

Company shall be represented by the Board of

Commissioners or by one who is appointed by the

Board of Commissioners. If there is no Board of

Commissioners, the GMS may appoint one or more

persons to represent the Company.

Sementara butir inti dari komitmen Direksi terhadap

Benturan Kepentingan adalah:

1. Setiap anggota direksi dilarang melakukan

transaksi yang mempunyai benturan

kepentingan dan mengambil keuntungan Pribadi

dari kegiatan Perusahaan selain gaji dan fasiitas

yang diterimanya sebagai anggota Direksi yang

ditentutkan oleh RUPS.

2. Apabila terjadi benturan kepentingan antara

kepentingan Perusahaan dengan kepentingan

salah seorang anggota Direksi, maka dengan

persetujuan dewan komisaris, Perusahaan akan

diwakili oleh anggota Direksi lainnya.

3. Anggota Direksi dilarang memangku jabatan

rangkap sebagaimana tersebut dibawah ini:

a. Anggota direksi pada BUMN, BUMD, Badan

Usaha Milik Swasta dan jabatan lain yang

dapat menimbulkan benturan kepentingan.

b. Jabatan struktural dan fungsional lainnya

pada instansi/lembaga pemerintah pusat

dan atau daerah.

c. Jabatan lainnya sesuai dengan peraturan

perundang-undangan.

4. Anggota Direksi dilarang untuk menggunakan

informasi rahasia dan data bisnis PT Pertamina

EP untuk kepentingan Pribadi atau dengan cara

yang merugikan kepentingan PT Pertamina EP.

Dalam hal terjadi benturan kepentingan yang

menyangkut semua anggota Direksi maka

Perusahaan akan diwakili oleh Dewan Komisaris

atau oleh salah seorang yang ditunjuk oleh Dewan

Komisaris. Apabila tidak ada Dewan Komisaris, maka

RUPS dapat mengangkat seorang atau lebih untuk

mewakili Perusahaan.


204



CHANGES IN CURRENCY OF PRESENTATION

On January 1, 2012, the Company changed its

presentation currency from Rupiah to the US Dollar,

the functional currency, due to substantially, if not

all:

- Sales and revenues of the Company in US Dollar

- Corporate Spending in US Dollar

- The Company’s funding activities in US Dollar

Thus, the Board of Directors considers that the

changes in the reporting currency will result in

the Company’s more appropriate presentation of

transactionsinthefinancialstatements.Changesin

th Company’s reporting currency in accordance with

SFAS No. 10 (Revised 2010)’’ The Effects of Changes

in Foreign Exchange Rates’’ that should be applied

on or after January 1, 2012.

Forcomparativepurposes,thefinancialstatements

and related notes at and for the year ended

December 31, 2011 had been revalued, that the

US dollar is the main currency in the presentation

during the year.

FINANCIAL INFORMATION CONTAINING

EXTRAORDINARY EVENTS

During 2012 there were no extraordinary events

thataffecttheCompany’sfinancialcondition.

INFORMATION & MATERIAL FACT THAT OCCUR

AFTER DATE OF REPORT

During 2012 there were no information or

material facts occurring after date of independent

accountant’s report.

SIGNIFICANT EVENTS AFTER BALANCE SHEET DATE

On February 5, 2013, PT Pertamina Dana Ventura

(PDV) purchased all shares of Koperasi Energi

Indonesia (KEI) on share ownership in the Company .

PERUBAHAN MATA UANG PENYAJIAN

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan mengubah

mata uang penyajian dari Rupiah ke Dolar AS, mata

uang fungsionalnya, karena secara substansial, jika

tidak semua :

- Penjualan dan pendapatan Perusahaan dalam

Dolar AS

- Pengeluaran Perusahaan dalam Dolar AS

- Aktivitas pendanaan Perusahaan dalam Dolar AS

Dengan demikian, Direksi berpendapat bahwa

perubahan mata uang pelaporan akan menghasilkan

penyajian transaksi Perusahaan yang lebih tepat

dalam laporan keuangan. Perubahan mata uang

pelaporan Perusahaan sesuai dengan PSAK No. 10

(Revisi 2010) ‘’Pengaruh Perubahan Kurs Valuta

Asing’’ yang seharusnya diterapkan pada atau

setelah 1 Januari 2012.

Untuk tujuan komparatif, laporan keuangan dan

catatan yang terkait pada tanggal dan untuk tahun

yang berakhir 31 Desember 2011 telah dinilai

kembali, seolah-olah Dolar AS adalah mata uang

penyajian dalam tahun tersebut.

INFORMASI KEUANGAN YANG MENGANDUNG KEJADIAN LUAR BIASA

Sepanjang tahun 2012 tidak ada kejadian luar biasa

yang berpengaruh terhadap keuangan Perusahaan.

INFORMASI & FAKTA MATERIAL YANG TERJADI SETELAH TANGGAL LAPORAN

Sepanjang tahun 2012 tidak ada informasi dan atau

fakta material yang terjadi setelah tanggal laporan

akuntan independen.

PERISTIWA PENTING SETELAH TANGGAL NERACA

Pada tanggal 5 Pebruari 2013 PT Pertamina Dana

Ventura (PDV) membeli semua saham milik Koperasi

Energi Indonesia (KEI) atas kepemilikan saham di

Perusahaan.


205




Company Information

TINJAUAN KOMERSIALITAS

Komersialitas Minyak Mentah

Komersialitas minyak mentah adalah fungsi yang

bertugas melakukan lifting minyak mentah dari hasil

kerja sendiri (own operation), Unit Bisnis EP (UBEP),

Mitra TAC ataupun KSO untuk diolah ke kilang domestik

PT Pertamina (Persero).

Proses pengaduan konsumen

Seluruh minyak yang diproduksi Perusahaan diolah di

kilang milik PT Pertamina (Persero) sebagai pembeli

tunggal minyak yang diproduksi. Meski demikian, kami

tetap menempatkan relasi komersial yang bersifat

khusus ini secara professional. Perusahaan berupaya

menjaga kepuasan pelanggan dengan menerapkan

mekanisme untuk melayani komplain dari PT Pertamina

(Persero) terkait produk minyak yang diserahkan.

Komplain disampaikan melalui surat kepada Perusahaan

dan ditembuskan kepada SKKMIGAS. [PR5]

COMMERCIALITY REVIEW

Crude Oil Commerciality

Crude oil commerciality is a function tasked with

crude oil lifting of own operation, EP Business Unit

(UBEP), TAC or KSO partners to be processed atdomestic

refineriesofPTPertamina(Persero).

Consumer complaints process

All of the oil produced by the company is processed

attherefineriesownedbyPTPertamina(Persero)as

the sole buyer. However we still regard the special

commercial relations professionally. The company

strives to maintain customer satisfaction by application

of complaint handling mechanism from PT Pertamina

(Persero) concerning oil products that have been

delivered. The complaints may be submitted by mail to

the Company and send a copy to SKKMIGAS.

[PR5]


206



Jenis Minyak Mentah Produksi PT Pertamina EP Di Tiap PPP/TerminalType of Crude Oil Product of PT Pertamina EP at each PPP/Terminal

MITRA/LAPANGANPARTNER/FIELD AREA JENIS CRUDE

CRUDE TYPE PPP/TERMINAL

TAC P – APD Glagah Kambuna (SENSL) Rantau

JOB CostaTAC P – Eksindo Telaga Said DaratTAC P – PT Pertalahan Arnebatara

Pangkalan Susu & RantauNSC(North Sumatera Crude)

Terminal Pangkalan SusuPangkalan Susu Terminal

Natuna Udang Udang FSO Niria

TAC P – Blue Sky Langsa Langsa Langsa FPSO MV-8 Langsa Venture

UBEP JambiTAC P – BWP MeruapTAC P – Prakarsa Betung Meruo Senami

JambiTAC P – Akar GolindoTAC P – EMP GelamTAC P – Babat Kukul Energi

UBEP Jambi Jambi Mix PPP Tempino

KSO – Geo Minergy SeililinUBEP LirikUBEP Ramba

LirikBentayanRamba

Terminal Buatan TempinoBuatan Tempino Terminal

UBEP LimauUnitisasi Air SerdangTAC P – Retco Prima EnergyTAC P – Gold Water TMTTAC P – Radian Ramok SenabingKSO – PEP Formasi Sumatera Energy

Area Timur – PrabumulihSPDEast Area - Prabumulih SPD

SPD(South Palembang District)

PPP Prabumulih

UBEP AderaKSO – PEP Santika Pendopo EnergyKSO – PEP Benakat Barat PetroleumTAC P – Binatek Reka KruhTAC P – Indojaya SokarajaKSO – PEP Gerlado P Mandiri

(Terminasi April 2012)

Area Barat – PendopoTAPWest Area - Pendopo TAP

TAP(Talang Akar Pendopo)

PPP Pengabuan

JatibarangSubangTambunTAC P – Ranya E.PMK Selatan

(Terminasi Desember 2011) (Termination December 2011)TAC P – Banga Dua

(Terminasi Desember 2011) (Termination December 2011)

Jatibarang Jatibarang MixTerminal BalonganBalongan Terminal

Unitisasi MB Track & RDLMB Track & RDL Unitisation

Arjuna (PHE ONWJ)Cepu

ArjunaCepu

Arjuna Marine TerminalArjun Marine Terminal

Unitisasi Sukowati 80%Sukowati Unitisation

JOB P – PetroChina East Java Mudi FSO Cinta Natomas

TAC P - Kodeco Poleng Madura FSO Madura Jaya

*Asset of Pertagas used for PEP's crude oil transportation.


207




Company Information

Sampai dengan akhir tahun 2012 ada 32 komplain yang

disampaikan kepada Pertamina EP langsung maupun

melalui BP Migas. Komplain tersebut terdiri dari:

• 6 komplain mengenai volume minyak yang

diserahkan.

• 4 komplain mengenai spesifikasi minyak yang

diserahkan.

• 22 komplain mengenai demurrage saat pengapalan.

Komplain yang diterima perusahaan langsung

ditindaklanjuti melalui :

1. Verifikasi, bila komplain menyangkut jumlah volume

yang berbeda.

2. Analisa di laboratorium independen, bila komplain

terkait spesifikasi minyak.

Selain pengaduan melalui surat, secara berkala kami

juga mengadakan koordinasi penyaluran minyak, shipper

coordination, dan workshop optimalisasi lifting secara

berkala. Hal tersebut dilakukan sebagai tindak lanjut

dari keluhan konsumen dan sebagai kontrol optimalisasi

lifting untuk masa-masa mendatang. [PR5]

Until the end of 2012 there were 32 complaints

submitted to Pertamina EP both directly and via BP

Migas. The complaints consist of:

• 6 complaints about the volume of delivered oil.

• 4complaintsaboutspecificationsofdeliveredoil.

• 22 complaints about demurrage during shipment

Complaints received by the company are immediately

followed up through:

1. Verification,ifthecomplaintregardingdifference in volume.

2. Analysis at independent laboratory, if the

complaintregardingoilspecification.

In addition to complaint by mail, we also regularly

conduct oil distribution coordination shipper

coordination and lifting optimization workshop. This

is done as a follow-up of consumer complaints and as

lifting optimization control in the future. [PR5]

TAC P – EMP Semco Sangatta SangattaTerminal SangattaSangatta Terminal

TAC P – Medco E&P Sembakung Bunyu BunyuTerminal BunyuBunyu Terminal

Tanjung Warukin, Tapian, Kambitin UBEP Tanjung Tanjung PPP Manunggul

Sangasanga, Samboja, Anggana UBEP Sangasanga &Tarakan Sangasanga MixTerminal SangasangaSangasanga Terminal

Pamusian JuataUBEP Sangasanga &TarakanSorong

TarakanKlamono

Terminal TarakanTarakan TerminalTerminal SorongSorong Terminal

Lapangan Salawati 0Lapangan LindaUnitisasi Wakamuk 50%TAC P – Intermega Salawati/SabakkuTAC P – Intermega Sele/LindaTAC P – Patrindo Persada Maju

Salawai 0 (SLO-B0Linda FFWakamuk 50%Salawati SabakkuLinda SelePatrindo

Walio MixKasim Marine Terminal

MITRA/LAPANGANPARTNER/FIELD AREA JENIS CRUDE

CRUDE TYPE PPP/TERMINAL


208



Komersialitas Gas

Komersialitas gas adalah fungsi yang bertugas melakukan

lifting gas dari hasil kerja sendiri (own operation),

Unit Bisnis EP (UBEP), Mitra TAC ataupun KSO untuk

disalurkan ke konsumen gas eksisting.

Realisasi lifting gas selama tahun 2012 mencapai

290.931.784 MSCF atau 75 % dari realisasi produksi dan

76 % dibandingkan dengan komitmen volume kontrak

Perjanjian Jual Beli Gas.

Seluruh gas tersebut disalurkan kepada para pelanggan

dari berbagai sektor. Untuk peningkatan pelayanan

kepada konsumen, secara berkala Perusahaan

mengadakan koordinasi penyaluran gas, gas coordination

meeting, workshop optimalisasi lifting. Pelaksanaan

berbagai kegiatan tersebut, sebagai tindak lanjut dari

keluhan konsumen dan sebagai kontrol optimalisasi

lifting di masa mendatang. [PR5] Selama tahun 2012, Perusahaan telah meninjau ulang harga penjualan gas kepada SKKMIGAS, pemerintah dan sejumlah konsumen sehingga menghasilkan kesepakatan perubahan harga jual gas rata-rata dari kurun waktu sebelumnya. Dasar pertimbangan atas perubahan harga adalah untuk pemenuhan kelangsungan operasi dalam mencari cadangan baru. Selain itu, ada beberapa perjanjian, kontrak maupun kesepakatan baru yang ditandatangani serta amandemen sejumlah perjanjian

maupun kontrak lama. [SO5]

Gas Commerciality

Gas commerciality is a department that manage gas lifting from own operation, business units, partners (TAC and Operational Cooperation) to be delivered to the existing gas

consumer

Realization of gas lifting in 2012 reached 290,931,784 MSCF or 75 % of production realization and 76 % of compared to the volume commitment of Gas Sale and Purchase

Agreement contract.

The whole gas is supplied to customers from various

sectors. To improve services to consumers, the

Company periodically coordinate gas distribution, gas

coordination meetings, lifting optimization workshops.

The implementation of these activities is intended

as a follow-up of consumer complaints and lifting

optimization control in the future. [PR5]

During 2012, the Company has reviewed the sales price of gas to a number of consumers and reached an agreement on changes of average gas price from the previous period. In addition, there were several agreements, signing of new contracts and agreements, as well as a number of amendments to old agreements

and contracts.[SO5]

NO TIPE PERJANJIANTYPE OF AGREEMENT

PEMBELIBUYER

HARGA AWALINITIAL PRICE

HARGA AKHIRFINAL PRICE

1 Berita Acara Perubahan Harga GasRecord of Gas Price Changes PT Media Karya Sentosa 4.22 6.40

2 Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) BaruNew Gas Sale and Purchase Agreement (GSPA) PT PLN (Persero) - Bunyu - 4.60

3 PJBG Baru New GSPA PT PLN (Persero) - Tarakan - 5.00

4 PJBG Baru New GSPA PT Pupuk Sriwijaya 3.64 5.89

5 Amandemen PJBG GSPA Amendment PT PGN (Persero) Tbk -SSWJ 2.28 4.42

6

Perjanjian Penyelesaian Penggantian Atas Biaya Pengangkutan GasGas Transmission Cost Reimbursement Settlement Agreement

PT Indo Raya Kimia 4.00 6.67

7


PT Energasindo Heksa Karya - Cilegon 2.80 8.00

Peningkatan Harga Gas Rata-rataAverage Gas Price Increase

Sigit Widjayandaru

VP Komersialitas

[email protected]


209




Company Information

8


PT Energasindo Heksa Karya - Bitung 2.77 8.00

9


PT Energasindo Heksa Karya - Tegalgede 2.75 7.37

10


PT Manggala Gita Karya 2.85 6.70

11


PT Rabana Gasindo Makmur - Tegalgede 2.71 6.60

12


PT Cikarang Listrindo 4.00 6.00

13


PT Indocement Tunggal Prakarsa 2.81 6.00

14


PT Tata Jabar Sejahtera 2.80 5.60

15


PT Banten Inti Gasindo 3.00 6.70

16


PT Bayu Buana Gemilang 2.85 6.00

17


PT Sadikun Niagamas Raya - Cilegon 3.00 6.63

18


PT Sadikun Niagamas Raya - Tegalgede 3.00 6.63

19


PT Sadikun Niagamas Raya - Karawang 3.00 5.85

20


PT Krakatau Steel 4.01 6.00

Satuan dalam MMSCFD


PEMBELIBUYER

HARGA AWALINITIAL PRICE

HARGA AKHIRFINAL PRICE


210



Perjanjian Baru Jual Beli Gas dan Amandemen PJBGNew Gas Sale & Purchase Agreement and GSPA Amendment


PEMBELIBUYER

LOKASILOCATION

1 PJBG GSPA PT PLN (Persero) Jambi

2 PJBG GSPA PD Muaro Jambi Jambi

3 PJBG GSPA PT Bangkit Bangun Sarana Jawa Timur

4 PJBG GSPAPT PLN (Persero) Wilayah Kalimantan Timur - BunyuEast Kalimantan Region - Bunyu

Kalimantan Lapangan Bunyu

5 PJBG GSPA PT PLN (Persero) – Lap. Sembakung Kalimantan

6 PJBG GSPA PT PLN (Persero) Tarakan Kalimantan

7 Perubahan & Pernyataan Kembali PJBG PT Pupuk Sriwijaya Sumatera Selatan

8 Amandemen PJBG GSPA Amendment PT PGN (Persero) Tbk. - Medan Sumatera Utara

9 Amandemen PJBG GSPA Amendment PT PGN (Persero) Tbk. - Cirebon Jawa Barat

10 Amandemen 2 PJBG 2 GSPA Amendment PT PGN (Persero) Tbk. – Jakarta - Bogor Jawa Barat

11Amandemen 3 PJBG3 GSPA Amendment

PT Pembangkitan Jawa Bali – Muara Tawar Jawa Barat

12 Amandemen PJBG GSPA Amendment PT Sumber Daya Kelola Jawa Barat

Lap. Cemara Selatan

13Amandemen 2 PJBGGSPA Amendment

PT Sumber Petrindo Perkasa Jawa Tengah

Perjanjian Baru Kontrak Pasokan Gas 2012New Agreement of Gas Supply Contract 2012


SUMBER GASGAS SOURCE

LOKASILOCATION

1Kontrak Baru Perjanjian Pemasokan GasNew Contract of Gas Supply Agreement

JOB Costa InternationalSumatera Selatan

South Sumatra

Monetasi Gas FlareGas Flare Monetization

NO TIPE KONTRAKTYPE OF CONTRACT

LAPANGANFIELD JPH MITRA PJBG

GSPA PARTNER

1 Perjanjian Jual Beli GasSale & Purchase Agreement Sukowati 10 PT Bangkit Bangun Sarana

Dalam USD per MMBTU


211




Company Information

Kesepakatan Bersama (KB) dan Amandemen KBMutual Agreement (MA) and Amendment


SUMBER GASGAS SOURCE

LOKASILOCATION

1 KB Harga GasMA of Gas Price PT Pupuk Sriwijaya Sumatera Selatan

2 KB Penyaluran GasMA of Gas Transmission PT Energasindo Heksa Karya - Bitung Jawa Barat

3 KB Penyaluran GasMA of Gas Transmission PT Energasindo Heksa Karya - Tegalgede Jawa Barat

4 KB Penyaluran GasMA of Gas Transmission PT PLN (Persero) Tarakan Kalimantan

5 KB Perjanjian Jual Beli Gas MA of Gas Sale and Purchase Agreement PT Ogspiras Basya Pratama Sumatera Selatan

6 Amandemen 2 KB2 MA Amendments PT Asrigita Prasarana Sumatera Selatan

7 Amandemen KBMA Amendments PT PGN (Persero) Tbk. - Cirebon Jawa Barat

Perjanjian Penunjukan Penjual Seller Appointment Agreement (SAA)


PEMBELIBUYER

LOKASILOCATION

1 SAA PayungKonsumen-konsumen LamaLong Time Consumers

Indonesia

2 SAA PT PLN (Persero) - Keramasan Sumatera Selatan

3 SAA PT Pertamina (Persero) – RU III Sumatera Selatan

4 SAA PT PLN (Persero) – TAC Gelam Jambi

5 SAA PT PLN (Persero) - UBEP Jambi Jambi

6 SAA PD Muaro Jambi Jambi

7 SAA PT Pembangkitan Jawa Bali Jawa Barat

8 SAA PT Sumber Petrindo Perkasa Jawa Tengah

9 SAA PT Bangkit Bangun Sarana Jawa Timur

10 SAA PT PLN (Persero) - Bunyu Kalimantan

11 SAA PT PLN (Persero) - Sembakung Kalimantan

212



BAB 4PROFIL DAN TATA KELOLAPERUSAHAAN

CHAPTER 4COMPANY PROFILE AND GOVERNANCE

Visi, Misi, Tata Nilai dan StrategiVision, Mission, Values and Strategy

Sejarah Singkat Perusahaan Company Brief History

Struktur Organisasi dan Pemegang SahamOrganizational Structure and Shareholders Implementasi Tata Kelola Perusahaan yang Baik Implementation of Good Corporate Governance Struktur Tata Kelola Perusahaan yang BaikGood Corporate Governance Structure Profil Dewan Komisaris, Direksi dan Komite PendukungBoard of Commissioners, Board of Directors and Supporting Committees Profile Manajemen Risiko Risk Management Perkara Penting dan Kepatuhan HukumSignificant Litigations and Legal Compliance Sistem Pelaporan PelanggaranWhistleblowing System

215

219

220

224

235

286

293

308

315

213



Company Information


PERCAYA DIRI DAN MEMILIKI KETEGUHAN HATI

BERPIHAK PADA HATI NURANI

Sincere, Strong, Sensible

CO2

214



VISI Menjadi Pertamina EP Kelas Dunia.

MISI Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan berwawasan lingkungan, sehat dan mengutamakan keselamatan serta keunggulan yang memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan.

VISION To be World Class Pertamina EP .

MISSION To operate upstream oil and gas sector that is environmentally friendly, healthy with priority to safety and excellence that provide added value for stakeholders

215



Company Information


VISI, MISI & TATA NILAIVISION MISSION and VALUES

2014

2011

2008

WORLD CLASS COMPANYPeople Process & Technology

Number 1 Oil & Gas

Producer in Indonesia

REVISIT

OPERATION & FINANCIAL

TARGET

Respectable

Cost Effective & Efficient

Oil & Gas Producer

Pendekatan People, Process &

Technology Human Capital,

Process Management, Manage-

ment of System, Management

of Technology

Pendekatan ORBEX :Technical Side & Social Side

Program Transformasi 2011 - 2014Transformation Program 2011 - 2014Pemutakhiran Potensi

Potential UpdateOptimasi

OptimizationRejuvinasi

Rejuvenation

RJPP 2005 - 2014

RJPP 2011 - 20152006

216



VISI

REPETITA I (2006-2008)

• Menjadi perusahaan minyak dan gas bumi yang

efektif dan efisien.

REPETITA II (2009-2011)

• Menjadi produsen migas nomor satu di

Indonesia.

REPETITA III (2012-2014)

• Menjadi Pertamina EP Kelas Dunia.

MISI

Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak

dan gas dengan berwawasan lingkungan, sehat

dan mengutamakan keselamatan serta keunggulan

yang memberikan nilai tambah bagi pemangku

kepentingan.

TATA NILAI KAMI

SINCERE

Pertamina EP dalam menjalankan usahanya selalu

bertindak jujur dan bersih dari konflik kepentingan

STRONG

Pertamina EP melaksanakan tugas dan tanggung

jawabnya secara mandiri, kukuh, dan kompeten

SENSIBLE

Pertamina EP senantiasa berwawasan luas dan peduli

pada lingkungan dalam menjalankan operasinya

VISIMISI

TATA NILAI [4.8]

217



Company Information


VISION, MISSION and VALUES

VISION

THREE-YEAR DEVELOPMENT PLAN I (2006-2008) To be an effective and efficient oil and gas

company.

THREE-YEAR DEVELOPMENT PLAN II (2009-2011) To be the number 1 oil and gas company in

Indonesia.

THREE-YEAR DEVELOPMENT PLAN III (2012-2014) To be Pertamina EP World Class.

MISSION

To operate upstream oil and gas sector that is environmentally friendly, healthy with priority to safety and excellence that provide added value for stakeholders

OUR VALUES

SINCEREPertamina EP runs its business with sincerity and free from conflict of interests

STRONGPertamina EP performs its duties and responsibilities independently, strongly and competently

SENSIBLEPertamina EP remains broad minded and care for the environment in carrying out its operations

218



STRATEGI PERUSAHAAN [4.8]

First Quality then Growth, then Strive for Excellence

Merupakan strategi utama Perusahaan yang diterapkan

di bidang korporat maupun aset. Ada dua aspek utama

yang menjadi perhatian dalam penerapan strategi ini.

Kualitas

Peningkatan return/revenue melalui efektivitas operasi

pada area/lapangan yang ada, berupa:

• Penurunan biaya melalui Optimalisasi Penggunaan

Dana

• Rasionalisasi aset yang tidak efektif

• Peningkatan produksi

Pertumbuhan

Menumbuhkembangkan bisnis hulu melalui pencarian

dan penambahan cadangan migas baru, meliputi:

• Melakukan pemboran eksplorasi

• Mempercepat Manajemen Portofolio Lahan

Pertamina EP

• Monetisasi Aset Gas

COMPANY STRATEGY [4.8]

First Quality then Growth, then Strive for Excel-lence. The key strategy of the Company adopted in corpo-rate sector and assets. There are two main aspects of concern in the implementation of this strategy.

Quality

Increase return/revenue through effective opera-

tions in existing areas/fields, in the form of:

• Cost reduction through Fund Use Optimization

• Rationalization of Ineffective assets

• Production increase

Growth

Grow the upstream business through exploration and

increase of new oil and gas reserves, including:

• Conduct exploration drilling

• Accelerate Land Portfolio Management of Per-

tamina EP

• Monetization of Gas Assets

Tolingul Anwar

VP Transformasi

[email protected]

219



Company Information


SEJARAH SINGKAT PERUSAHAAN

Keberadaan Undang-Undang No.22 Tahun 2001 Tentang

Minyak dan Gas Bumi (UU Migas), membawa konsekuensi

peralihan bentuk Pertamina menjadi PT Pertamina

(Persero). Peralihan ini diikuti perubahan peran PT

Pertamina dari regulator menjadi operator murni dan

menyerahkan peran sebagai regulator kepada lembaga

lain yang dibentuk kemudian oleh Pemerintah. Masing-

masing adalah Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu

Minyak dan Gas Bumi (BP Migas, sekarang Satuan Kerja

Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi/SK

Migas), serta Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi

(BPH Migas).

COMPANY BRIEF HISTORY

Law No. 22 Year 2001 on Oil and Gas (UU Migas) has

brought a consequence in the change of form of Per-

tamina to PT Pertamina (Persero). This was followed

by the role as a pure operator, and handed over the

role of regulalor to other institutions which was later

established by the Government. The institutions are

the Upstream Oil and Gas Regulatory Body (BP Migas,

now the Upstream Oil and Gas Executive Task Force/

SK Migas), and the Downstream Oil and Gas Regulatory

Body (BPH Migas).

220



STRUKTUR ORGANISASI [2.3]ORGANIZATIONAL STRUCTURESTRUKTUR ORGANISASI [2.3]ORGANIZATIONAL STRUCTURE

221



Company Information


222



Penerapan UU Migas juga mewajibkan PT Pertamina

(Persero) mendirikan anak perusahaan sebagai entitas

bisnis yang merupakan kepanjangan tangan dalam

pengelolaan kegiatan usaha di sektor hulu, meliputi:

eksplorasi dan eksploitasi minyak, gas dan panas bumi;

pengelolaan transportasi migas; jasa pemboran; dan

pengelolaan portofolio di sektor hulu. Atas dasar itulah

pada 13 September 2005, PT Pertamina (Persero)

mendirikan PT Pertamina EP. [2.1]

Sejalan dengan pembentukan Perusahaan, pada 17

September 2005 PT Pertamina (Persero) melaksanakan

penandatanganan Kontrak Kerja Sama (KKS) dengan

BP Migas yang berlaku surut sejak 17 September 2003

atas seluruh Wilayah Kuasa Pertambangan Migas yang

dilimpahkan melalui perundangan yang berlaku. Hal

ini menjadikan sebagian besar wilayah PT Pertamina

(Persero) diserahkan menjadi Wilayah Kerja (WK) PT

Pertamina EP.

Pada tanggal yang sama, PT Pertamina EP juga

menandatangani Kontrak Minyak dan Gas Bumi

Pertamina dengan BPMIGAS (sekarang disebut

SKKMIGAS). Kontrak tersebut berlaku selama 30 tahun

sejak penandatanganan.

Sejak didirikan tujuh tahun silam, PT Pertamina EP telah

berkembang sebagai entitas bisnis yang memiliki peran

strategis bagi induk perusahaan dengan memberikan

kontribusi pada perolehan laba PT Pertamina

(Persero). Kontribusi tersebut berasal dari pendapatan

(komersialitas) produk migas berupa lifting minyak

mentah dan gas bumi, baik dari hasil operasi sendiri

dan mitra TAC maupun KSO. Produksi minyak mentah

tersebut selanjutnya disalurkan untuk diolah pada

kilang domestik PT Pertamina (Persero), sedangkan

hasil produksi gas bumi disalurkan langsung kepada

konsumen. [2.2]

The enactment of Law on Oil and Gas requires PT Per-

tamina (Persero) to establish a subsidiary as a business

entity that becomes an extension of business opera-

tion in the upstream sector, covering: exploration and

exploitation of oil, gas and geothermal; oil and gas

transport management; drilling services; and portfo-

lio management in the upstream sector. Therefore on

September 13, 2005, PT Pertamina (Persero) founded PT

Pertamina EP. [2.1]

In line with the establishment of the Company, on

September 17, 2005, PT Pertamina (Persero) signed a

Production Sharing Contract (PSC) with BP Migas which

was retroactively applied since September 17, 2003,

on Oil and Gas Mining Concession handover pursuant to

applicable laws. Thus the majority part of area of PT

Pertamina (Persero) became PT Pertamina EP’s Working

Area (WK).

On the same day, PT Pertamina EP also signed Pertamina

Oil and Gas Contract with BPMIGAS (now referred as

SKKMIGAS). The contract is valid for 30 years since the

signing.

Since its establishment seven years ago, PT Pertamina

EP has grown into a business entity that has a strategic

role for the holding company, by contributing to the

profit of PT Pertamina (Persero). The contribution is

from income (commerciality) of oil and gas products

such as oil and natural gas lifting, both from own

operation as well as TAC and KSO partners. Crude

oil production is then distributed to be processed in

domestic refineries of PT Pertamina (Persero), while

natural gas production is distributed directly to the

consumers. [2.2]

223



Company Information


Selama tahun 2012 rata-rata tingkat pertumbuhan

produksi sebesar 6-7 persen per tahun. Total produksi

minyak mentah tahun 2012 sebesar 127,31 MBOPD,

atau 93,9% dari target produksi. Sedang produksi

gas mencapai 1.054 MMSCFD, atau 95,3% dari target

produksi. [2.7]

Komposisi Pemegang Saham [2.6]

PT Pertamina (Persero) 99,99%

Koperasi Energi Indonesia 0,01%

PT Pertamina (Persero) selanjutnya bertindak sebagai

pemegang saham pengendali. Tidak ada Dewan

Komisaris dan/atau Direksi yang menjadi pemegang

saham Perusahaan.

Composition Of Shareholders [2.6]

PT Pertamina (Persero) 99,99%

Koperasi Energi Indonesia 0,01%

PT Pertamina (Persero) acts as controlling shareholder.

There is no member of Board of Commissioners and/or

Board of Directors who becomes the company’s share-

holder.

During 2012, average production growth was 6 to 7%

per year. Total crude oil production in 2012 was 127.71

MBOPD, or 93.3% of production target. While gas pro-

duction reached 1,054 MMSCFD, or 95.3% of production

target. [2.7]

224



IMPLEMENTASITATA KELOLA PERUSAHAAN YANG BAIK

Penerapan prinsip-prinsip dan praktik terbaik tata

kelola perusahaan merupakan suatu keharusan bagi

PT Pertamina EP, dalam rangka mewujudkan visi

menjadi “World Class Company” pada tahun 2014.

Penerapan tata kelola perusahaan meliputi seluruh aspek

Perusahaan, baik dari sisi struktur organisasi maupun

proses bisnis.

Dari sisi struktur organisasi, penerapan tata kelola

perusahaan secara tegas memberikan kejelasan fungsi,

hak, kewajiban dan tanggung jawab antara pihak-

pihak yang berkepentingan atas Perusahaan. Dari sisi

proses, penerapan tata kelola perusahaan menjadikan

pengaturan Perusahaan diarahkan dan dikendalikan

untuk keberlanjutan bisnis secara bertanggung jawab.

IMPLEMENTATION OF GOOD CORPORATE GOVERNANCE

The application of principles and best practice of

corporate governance is mandatory for PT Pertamina

EP, in order to realize vision to become a “World Class

Company” in 2014. The application of corporate govern-

ance covers all aspects of Company, both in the aspect

of organizational structure and business process.

In the aspect of organizational structure, the applica-

tion of corporate governance clearly describes function,

rights, obligations and responsibility of concerned par-

ties in the Company. In the aspect of process, the appli-

cation of corporate governance makes the management

of the Company to be directed and controlled towards

responsible business sustainability.

225



Company Information


Pedoman Umum

GCG KNK

KNK GCGGeneral Guides

Hukum & Peraturan

Perundangan

Regulation & Legislation

Visi & Misi

PT Pertamina EP

Visi & MisiPT Pertamina EP

Praktik Terbaik

Eksternal

ExternalBest Practice

Hukum & PeraturanPerundangan

Regulation & Legislation

Visi & Misi PT Pertamina EPVisi & Misi PT Pertamina EP

Praktik TerbaikEksternal

ExternalBest Practice

Praktik Terbaik

Internal

InternalBest Practice

Sosialisasi & Internalisasi Socialization & Internalization

Budaya Perusahaan Corporate Culture

Piagam Komite Committee Chart



Visi & Misi PT Pertamina EP Visi & Misi PT Pertamina EP

Prosedur & Proses Bisnis Business Process & Procedure

Implementasi Implementation

Ulasan

Review

Dewan Komisaris, Direksi dan seluruh karyawan

berkomitmen menerapkan tata kelola perusahaan

dengan standar tertinggi. Prinsip-prinsip tata kelola

perusahaan yang baik atau good corporate governance

(GCG), yakni keterbukaan, akuntabilitas, tanggung

jawab, kemandirian dan kewajaran, telah tertanam

dalam nilai-nilai Perusahaan sekaligus menjadi budaya

kerja Perusahaan.

Penerapan tata kelola perusahaan didasarkan pada

ketentuan dan peraturan perundang-undangan yang

berlaku serta penerapan praktik-praktik terbaik

GCG, Code of Corporate Governance (CoCG) maupun

acuan lain yang disusun Komite Nasional Kebijakan

Governance (KNKG). Penerapan sistem tata kelola

dimaksudkan untuk membentuk budaya Perusahaan yang

mendukung peningkatan kinerja secara optimal, dengan

melaksanakan prinsip-prinsip tata kelola perusahaan

berdasarkan ketaatan pada ketentuan dan peraturan

perundang-undangan yang berlaku serta nilai-nilai etika

kerja dan bisnis.

Secara ringkas pola tersebut dapat digambarkan sebagai

berikut:

Board of Commissioners, Board of Directors and all

employees are committed to implementing the highest

standards of corporate governance. The principles of

good corporate governance (GCG), namely transparency,

accountability, responsibility, independence and fair-

ness, have been embedded in the Company’s values as

well as a work culture of the Company.

Implementation of corporate governance is based on

applicable laws and regulations and GCG best practices

application, the Code of Corporate Governance (CoCG)

and other references compiled by the National Com-

mittee on Governance Policies (KNKG). The governance

system is implemented to create a company culture

that supports optimal performance improvement by im-

plementing the corporate governance principles based

on compliance with the provisions of applicable laws

and regulations as well as values of work and business

ethics.

The pattern is briefly described as follows:

Skema Pola Penerapan Tata Kelola Perusahaan

Scheme of Corporate Governance Implementation Pattern

226



Tujuan pelaksanaan tata kelola perusahaan :

1. Mendorong tercapainya kesinambungan

Perusahaan melalui pengelolaan yang

didasarkan pada prinsip transparansi,

akuntabilitas, responsibilitas, independensi

serta kewajaran dan kesetaraan.

2. Mendorong pemberdayaan fungsi dan

kemandirian masing-masing organ Perusahaan.

3. Mendorong pemegang saham, Dewan Komisaris

dan Direksi agar dalam membuat keputusan dan

menjalankan tindakannya dilandasi nilai moral

yang tinggi dan kepatuhan terhadap peraturan

perundang-undangan.

4. Mendorong timbulnya kesadaran dan tanggung

jawab sosial Perusahaan terhadap masyarakat

dan kelestarian lingkungan terutama di sekitar

Perusahaan.

5. Mengoptimalkan nilai Perusahaan bagi

pemegang saham dengan tetap memperhatikan

pemangku kepentingan lainnya.

6. Meningkatkan daya saing Perusahaan.

Manfaat penerapan tata kelola perusahaan:

1. Kejelasan tugas, kewenangan dan tanggung jawab

antarfungsi baik di organ utama maupun organ

pendukung, sehingga mengarah pada iklim kerja

dan budaya koordinasi yang lebih baik.

2. Terciptanya komitmen bersama yang kuat dalam

pencapaian visi Perusahaan.

3. Meningkatnya kepercayaan pemangku kepentingan,

terutama pemangku kepentingan utama yakni PT

Pertamina (Persero) selaku pemegang saham dan

pemerintah.

4. Terciptanya iklim kerja yang kondusif yang

mendorong pada peningkatan kinerja Perusahaan,

yang dibuktikan dengan peningkatan angka produksi

serta keuntungan Perusahaan.

The goals of corporate governance implementation :

1. Encourage the achievement of the Company’s

sustainability through a management based on

the principles of transparency, accountability,

responsibility, independence and fairness.

2. Encourage empowerment of function and inde-

pendence of each organ of the Company.

3. Encourage shareholders, the Board of Com-

missioners and Board of Directors in decision

making and carry out actions based on high

moral values and compliance with laws and

regulations.

4. Raise the awareness and corporate social

responsibility towards community and the envi-

ronment, especially around the Company.

5. Optimize the Company’s value for shareholders

as well as other stakeholders.

6. Raise the Company’s competitiveness.

The benefits of the corporate governance implementation:

1. Clarity of duties, authority and responsibilities

across functions both in main organs and support

organs, in order to lead to a better working climate

and coordination culture.

2. The creation of a strong collective commitment in

achieving the Company’s vision.

3. Increased confidence of stakeholders, especially key

stakeholder, PT Pertamina (Persero) as shareholder

and the government.

4. The creation of a conducive working climate that

leads to the Company’s improved performance,

as evidenced by the increase in the figures of

production and profits of the Company.

227



Company Information


Penerapan tata kelola perusahaan, dilakukan melalui

tiga tahapan:

I. Comprehension

(Pemahaman secara mendalam)

Tahapan ini meliputi serangkaian kegiatan guna

mendapatkan pemahaman mendalam prinsip-

prinsip tata kelola perusahaan oleh key persons.

Mereka adalah pemegang saham, Dewan Komisaris,

Direksi, manajemen, Sekretaris Perusahaan, Satuan

Pengawasan Internal dan Komite Etika & GCG.

Kegiatan yang dilakukan meliputi:

• Internalisasi GCG kepada manajemen.

• Dibentuknya Komite Etika & GCG.

• Training GCG kepada Komite Etika & GCG.

• Penyusunan kerangka dasar Etika Kerja &

Bisnis.

• Dilakukannya pre-assessment GCG.

II. Consolidation

(Konsolidasi manusia dan sistem)

Dalam tahap ini terdapat dua unsur utama

yaitu sistem dan komitmen. Sasarannya adalah

pembangunan sarana dan prasarana tata kelola

perusahaan serta komitmen manajemen.

Kegiatan yang dilakukan meliputi:

• Penyusunan Etika Kerja & Bisnis

• Penyusunan Board Manual

• Pelaksanaan penilaian GCG oleh assessor

independen

• Pelaksanaan sosialisasi dan internalisasi GCG

kepada manajemen

Corporate governance in implemented in three stages:

I. Comprehension

(In-depth understanding)

This stage includes a series of activities to gain

a deep understanding of the corporate govern-

ance principles by key persons. They are the

shareholders, the Board of Commissioners,

Board of Directors, Management, Corporate

Secretary, Internal Control Unit and Ethics &

GCG Committee.

The activities include:

y GCG internalization to management.

y The establishment of Ethics & GCG Com-

mittee.

y GCG Training for Ethics & GCG Committee.

y Formulation of Ethics Code and Business

Conduct basic framework.

y Perform GCG pre-assessment.

II. Consolidation

(Consolidation of people and system)

In this stage there are two main elements,

system and commitment. The goal is the

development of infrastructure and facilities of

corporate governance as well as management

commitment.

Activities include:

y Preparation of Ethics Code and Business

Conduct

y Preparation of Board Manual

y Implementation of GCG assessment by an

independent assessor

y Implementation of GCG dissemination and

internalization to management

228



III. Continuous Improvement

(Perbaikan terus menerus)

Unsur utama dalam tahap ini adalah belajar dan

berbagi, dengan sasaran menjadi Perusahaan

yang memiliki kompetensi dalam praktik bisnis

berdasarkan kompetensi GCG (GCG based

competencies).

Tahap ini berlangsung berkelanjutan dengan kegiatan

meliputi:

• Perbaikan praktek bisnis terus menerus

berdasarkan prinsip GCG

• Learning & sharing GCG

• Internalisasi & sosialisasi GCG kepada seluruh

manajemen dan pekerja

• Assessment GCG secara rutin setiap tahun oleh

lembaga penilai independen.

Penilaian Tata Kelola Perusahaan

Assessment Penerapan GCG di PEP dilakukan oleh Assessor

(Badan Pemeriksa Keuangan dan Pembangunan) BPKP

dengan menggunakan Parameter Peraturan Menteri BUMN

No. PER-01/MBU/2011 tentang Penerapan Tata Kelola

Perusahaan yang Baik (Good Corporate Governance)

pada Badan Usaha Milik Negara (BUMN). Assessment ini

dimaksudkan untuk mengukur kualitas penerapan GCG

di Perusahan dan juga merupakan salah satu bentuk

pemantauan terhadap konsistensi penerapan GCG guna

melakukan penyempurnaan dan pengembangan atas

kebijakan GCG di lingkungan Perusahaan.

Berdasarkan hasil Assessment yang dilaksanakan oleh

BPKP pada tahun 2012, diperoleh simpulan bahwa kondisi

penerapan GCG PT Pertamina EP mencapai predikat

Baik. Berikut adalah Hasil Penilaian Penerapan GCG di PT

Pertamina EP dengan menggunakan Parameter- Parameter

sebagaimana ditetapkan Kementrian Negara BUMN yang

berlaku sesuai dengan periode Assessment :

III. Continuous Improvement

The key element in this stage is to learn

and share, with a target to become a com-

pany with GCG based competencies.

This stage is held continuously with activi-

ties as follows:

y Continuous improvement of business

practices based on the GCG principles

y GCG learning & sharing

y Internalization & dissemination of GCG

to all management and employees

y Regular Assessment GCG every year by

the independent assessor.

Corporate Governance Assessment

GCG Assessment in PEP is carried out by Assessor from

Finance and Development Supervisory Agency (BPKP)

using the Parameter of State-owned Enterprises

Ministerial Regulation No. PER-01/MBU/2011 on Good

Corporate Governance in State-owned Enterprises

(SOEs). The assessment is intended to measure the

quality of GCG implementation in the Company and

is also one form of monitoring the consistency of

GCG implementation to make improvements and

development on GCG policy within the Company.

The assessment conducted by BPKP in 2012 concluded

that PT Pertamina EP achieved a result in good category

for its GCG implementation. The following are results

of GCG Assessment in PT Pertamina EP using parameters

set by the Ministry of State-owned Enterprises

applicable during the Assessment period:

229



Company Information


Penilaian Tata Kelola Perusahaan yang BaikGood Corporate Governance Assessment

NO TAHUNYEAR

ASSESSOR GCGGCG ASSESSOR

SKOR (SKALA 100)SCORE (100 SCALE)

PREDIKATRESULT

PARAMETER ASSESSMENT : Keputusan Menteri BUMN Nomor: KEP-117/M-MBU/2002, tanggal 31 Juli 2002 tentang Penerapan Praktek GCG pada Badan Usaha Milik Negara (BUMN).

ASSESSMENT PARAMETER: SOEs Minister Decree NO. KEP-117/M-MBU/2002, dated July 31, 2002 on Implementation of GCG Practices in State-owned Enterprises (SOEs).

1 2007 - 2008Badan Pemeriksa Keuangan dan PembangunanFinance and Development Supervisory Agency

70.13CukupFair

2 2009Badan Pemeriksa Keuangan dan PembangunanFinance and Development Supervisory Agency

77.86CukupFair


80.41BaikGood


84.69BaikGood

PARAMETER ASSESSMENT : Peraturan Menteri BUMN No. PER-01/MBU/2011 tentang Penerapan Tata Kelola Perusahaan yang Baik (Good Corporate Governance) pada Badan Usaha Milik Negara (BUMN).

ASSESSMENT PARAMETER: SOEs Ministerial Regulation No. PER-01/MBU/2011 on Implementation of Good Corporate Governance in State-owned Enterprises (SOEs).


81.58BaikGood

230



GCG implementation Assessment in 2012 using indicators and parameters (scorecard) which were different from previous years. The scorecard of GCG

assessment in 2012 requires active company organs

supported by very detailed documentation. The

difference lies in the aspect of policy assessment, in

which the scorecard in 2012 is merged into parameter

of company organs, the Board of Commissioners and

Board of Directors, while the policy aspect was

assessed separately in the previous year. Based on the

2012 scorecard, the change in GCG implementation

aspect was followed by change in weight assessment

on company organs. In addition to changes in

weight assessment, overall assessment of the GCG

implementation has been applied more extensively,

detailed and required detailed documentation.

Assessment penerapan GCG tahun 2012 menggunakan

indikator dan parameter pengujian (scorecard) yang

berbeda dengan tahun-tahun sebelumnya. Scorecard

pengujian GCG tahun 2012 menghendaki keaktifan

dari seluruh organ perusahaan yang didukung dengan

pendokumentasian yang sangat rinci. Perbedaan antara

lain terletak pada aspek pengujian Kebijakan, dimana

pada scorecard pengujian tahun 2012 dilebur ke dalam

parameter organ perusahaan Dewan Komisaris dan

Direksi sementara untuk tahun sebelumnya aspek

Kebijakan dinilai secara terpisah. Berdasarkan scorecard

tahun 2012 pada aspek Penerapan GCG perubahan

tersebut diikuti dengan perubahan bobot penilaian

dari organ Perusahaan. Selain perubahan Bobot

penilaian, secara keseluruhan penilaian dari penerapan

GCG diberlakukan lebih luas dan terperinci serta

membutuhkan dokumentasi yang terperinci.

231



Company Information


g

Ethics Code And Business Conduct

Ethics Code & Business Conduct is the elaboration

and implementation of corporate values that become

culture of the company in carrying out the business to

be used as guideline for the company’s organs and all

employees in interacting with stakeholders.

We provide equal opportunities to each person to work

and pursue a career, without regard to matters that

may trigger work discrimination and discrimination at

workplace. Professional relationships are built among

employees regardless of gender, age, ethnicity, religion,

race and intergroup or other issues that could lead to

discrimination. The ECBC application has prevented the

company from facing reports or incidents on discrimina-

tion against workers. [HR4]

Ethics Code and Business Conduct contains code of con-

duct stated in the definition, boundaries, and behavior

of what to do (DOs) and what not to do (DON’Ts). Ethics

Etika Kerja dan Bisnis

Etika Kerja & Bisnis merupakan penjabaran & penerapan

nilai-nilai perusahaan yang menjadi budaya perusahaan

dalam melaksanakan usaha sehingga menjadi

panduan bagi organ perusahaan & semua pekerja

dalam berinteraksi dengan pemangku kepentingan

(stakeholders).

Kami memberikan kesempatan yang sama dan setara

kepada setiap orang untuk bekerja dan berkarir, tanpa

mempertimbangkan hal-hal yang bisa memicu terjadinya

diskriminasi kerja maupun diskriminasi dalam bekerja.

Hubungan profesional yang terbangun di antara pekerja

terbangun tanpa memperhatikan latar belakang gender,

usia, suku, agama, ras dan antargolongan (SARA) serta

hal-hal lain yang bisa memicu terjadinya diskriminasi.

Penerapan EKB menjadikan Perusahaan tidak pernah

dihadapkan pada adanya laporan atau insiden terkait

diskriminasi yang dialami para pekerja. [HR4]

Etika Kerja & Bisnis berisi aturan perilaku yang

dinyatakan dalam definisi, batasan, dan perilaku yang

harus dilakukan (DO) dan tidak boleh dilakukan (DON’T).

232



Etika Kerja & Bisnis berisi 7 aspek dan setiap aspek

terdiri dari beberapa modul yang meliputi :

1. Kesetaraan & Profesionalisme

• Kesetaraan Kesempatan

• Pelecehan

• Penyalahgunaan Psikotropika

• Hubungan Profesional

2. Integritas Bisnis

• Benturan Kepentingan

• Cinderamata & Keramahtamahan

• Korupsi

3. Pengamanan Data dan Informasi

• Kerahasiaan data dan Informasi

• Kekayaan Intelektual

• Record Management

4. Politik

• Aktifitas Politik

5. Finansial, Kinerja & Perlindungan Aset

• Laporan Keuangan & Kinerja

• Perlindungan Terhadap Aset Perusahaan

6. Kepedulian Terhadap Komunitas

• HSE

• Tanggung Jawab Sosial Perusahaan

7. Persaingan Usaha

• Iklim Persaingan Usaha

Iklim Persaingan Usaha

Etika Kerja dan Bisnis (EKB) berlaku untuk seluruh

pekerja dari seluruh organisasi PT Pertamina EP tanpa

pengecualian, termasuk di dalamnya adalah Dewan

Komisaris dan Direksi Hal ini diperkuat dengan komitmen

untuk menandatangani Lembar Pernyataan EKB & Pakta

Integritas. [SO2]

Sebelum tahun 2011, EKB disosialisasikan melalui

sosialisasi langsung ke seluruh lokasi kerja termasuk

kepada mitra kerja PEP. Sosialisasi bersifat classroom

dengan metode sosialisasi yang disampaikan oleh para

Komite Etika Pusat dan Komite Etika Field/Lapangan dan

diikuti oleh seluruh pekerja di seluruh lokasi kerja.

Code and Business Conduct contains 7 aspects with every

aspect is composed of several modules which include:

1. Equality & Professionalism

• Equal Opportunities

• Harassment

• Substance Abuse

• Professional Relationships

2. Business Integrity

• Conflict of Interest

• Gift & Hospitality

• Corruption

3. Data and Information Protection

• Data & Information Confidentiality

• Intellectual Property

• Record Management

4. Politics

• Political Activities

5. Finances, Performance & Asset Protection

• Reporting of Finances & Performance

• Protection of Corporate Assets

6. Caring for Community

• HSE

• Corporate Social Responsibility

7. Competition

• Business Competition Climate

Business Competition Climate

Ethics Code and Business Conduct (ECBC) is applicable to

all employees of all organizations under PT Pertamina

EP without exception. This is reinforced by the

employees’ commitment to sign the ECBC Declaration

Sheet & Integrity Pact. [SO2]

Prior to 2011, ECBC was disseminated through direct

dissemination to all work sites, including PEP partners.

Classroom dissemination methods were conducted by

the Ethics & GCG Committee and Ethics Superintendents

and attended by all employees from all work sites.

233



Company Information


In 2011, the method of dissemination changed by

multiplying video screenings that showed the practices

of ECBC implementation & violations that occurred

in Indonesia and overseas. It was aimed to raise the

effectiveness of employees’ understanding of the ECBC

practices.

In mid 2012, PT Pertamina EP launched its GCG

Compliance Online through intranet portal.pertamina-

ep.com. The aim is to improve the effectiveness of

ECBC dissemination in all work locations and facilitate

the recording of recording the employees’ active

participation in understanding and reporting violation

findings.

GCG Compliance Online is online GCG and Ethics Code

& Business Conduct learning tools that can be accessed

through Pertamina EP portal and contain:

1. ECBC E-Learning

2. LP2P (Personal Tax Reports)

3. Code of Conduct

4. Gratification

5. Conflict of Interest

The training programs have not specifically provided

anti-corruption material, but PT Pertamina EP has

provided a briefing to those concerned with aspects

related to actions and practices that can be classified as

an act of corruption. [SO3]

GCG Compliance Online target was set at 80%, however

the achievement by the end of 2012 was 90%, exceeded

the planned target.

Some work sites even achieved up to 100%, which were

rewarded with appreciation from management. Three

sites that managed to receive the appreciation are

Pendopo Langan (Field), Prabumulih Field, and Sumatra

Region that achieved >90%.

Pada tahun 2011, metode sosialisasi diubah dengan

memperbanyak tayangan video yang memperlihatkan

praktik penerapan & pelanggaran EKB yang terjadi di

Indonesia dan Luar Negeri. Hal ini bertujuan untuk

meningkatkan efektifitas pemahaman pekerja terhadap

praktik EKB.

Selanjutnya pada pertengahan tahun 2012, melalui

portal intranet portal.pertamina-ep.com khusus untuk

internal perusahaan, PT Pertamina EP meluncurkan

GCG Compliance Online. Tujuannya untuk meningkatkan

efektifitas pelaksanaan sosialisasi EKB di seluruh lokasi

kerja dan memudahkan pencatatan partisipasi aktif

pekerja dalam memahami dan melaporkan temuan

pelanggaran.

GCG Compliance Online adalah pembelajaran GCG dan

Etika Kerja Bisnis secara online yang diakses melalui

portal pertamina EP dan berisi konten :

1. E-Learning EKB

2. LP2P (Laporan Pajak-Pajak Pribadi)

3. Code of Conduct

4. Gratifikasi

5. Conflict Interest

Pelatihan diatas belum memberikan secara khusus

materi antikorupsi kepada para pekerja, namun PT

Pertamina EP sudah memberikan pembekalan terkait

berbagai aspek menyangkut tindakan dan praktik-praktik

yang bisa digolongkan sebagai perbuatan korupsi kepada

pekerja. [SO3]

Pelaksanaan GCG Compliance Online tahun 2012

mencapai rata-rata 90%. Capaian ini melampaui target

yang ditetapkan sebesar 80%.

Beberapa lokasi kerja memperoleh capaian maksimal

sebesar 100% sehingga mendapatkan apresiasi

dari manajemen. Tiga lokasi kerja yang berhasil

mendapatkan apresiasi adalah Langan (Field) Pendopo

dan Field Prabumulih, sementara capaian untuk Region

Sumatera diatas 90%.

234



GCG Compliance Online wajib diikuti seluruh pekerja

dan akan diperbaharui setiap tahunnya. Tujuannya

agar pekerja memiliki pemahamam yang akan

diimplementasikan dalam aktivitas kerja setiap hari.

Sebagai contoh praktek gratifikasi dapat dilaporkan oleh

semua pekerja sebab penerimaan maupun pemberian

dianggap melanggar ketentuan gratifikasi Pertamina EP.

Selain dapat melaporkan penerimaan dan pemberian

Gratifikasi secara online melalui GCG Compliance

Online, pelaporan atas pelanggaran terhadap EKB juga

diatur dengan ketentuan sebagai berikut :

1. Semua pekerja memiliki hak dan kewajiban untuk

melapor, apabila ada dugaan pelanggaran terhadap

EKB yang dapat mempengaruhi reputasi perusahaan

2. Hak pelaporan harus dipergunakan secara

bertanggung jawab dan dilakukan hanya apabila

diyakini terjadi pelanggaran, bukan pelaporan yang

bertujuan untuk menjatuhkan seseorang

3. Pelaporan terhadap pelanggaran EKB dapat

dilakukan melalui surat atau email kepada atasan

langsung, pengawas etika atau Komite Etika & GCG.

4. Pertanyaan, isu, masukan, saran dan pelaporan

dapat dilakukan melalui email: pep-etika@

pertamina.com.

5. Perusahaan tidak memberi toleransi terhadap

segala macam bentuk intimidasi yang terkait

dengan pelaporan yang benar

GCG Compliance Online is mandatory for all employees

and will be udpated every year. The goal is to enable

employees to have an understanding to be implemented

in daily work activities. Meanwhile, gratification is

reported monthly by all employees, both accepting

or giving, that violates gratification provisions of

Pertamina EP.

Besides being able to report online the acceptance and

giving of gratification via GCG Compliance Online,

reporting on ECBC violations is also regulated by the

following provisions:

1. Every employee has the right and responsibility

to report suspected violations of the ECBC that

could affect the company’s reputation.

2. Rights of reporting must be exercised responsi-

bly and only if the employee is convinced there

is a violation, not with the intention to cause

one’s disgrace.

3. ECBC violations can be reported by letter or e-

mail to line managers, Ethics Superintendents

and/or the Ethics & GCG Committee.

4. Questions, issues, feedback, suggestions and

reports may be sent to email: pep-etika@

pertamina.com.

5. The Company will not tolerate any form of in-

timidation against people making valid reports

of violations.

235



Company Information


STRUKTUR TATA KELOLA PERUSAHAAN YANG BAIK

Sesuai Undang-Undang (UU) No.40 Tahun 2007 tentang

Perseroan Terbatas, struktur tata kelola PT Pertamina

EP terdiri atas Rapat Umum Pemegang Saham (RUPS),

Dewan Komisaris dan Direksi. Dengan demikian

Perusahaan menganut azas dwitarian yang memisahkan

dengan tegas fungsi, tanggung jawab dan kewenangan

antara Dewan Komisaris dan Direksi. Tidak ada anggota

Dewan Komisaris yang merangkap jabatan sebagai

Direktur maupun pejabat perusahaan. [4.1] [4.2] [4.3]

Rapat Umum Pemegang Saham (RUPS)

RUPS merupakan organ Perusahaan tertinggi dan

memfasilitasi pemegang saham dalam membuat

keputusan-keputusan penting atas segala keputusan

strategis dan operasional, yang menentukan arah

GOOD CORPORATE GOVERNANCE STRUCTURE

Pursuant to Law No. 40 Year 2007 on Limited Liability Companies, structure of PT Pertamina EP governance comprises General Meeting of Shareholders (GMS), the Board of Commissioners and Board of Directors. Thus the company adheres to the two-tier principle that strictly separating functions, responsibilities and authority between the Board of Commissioners and Board of Directors. There is no member of the Board of Commissioners concurrently hold position as Director or officer of the Company. [4.1] [4.2] [4.3]

General Meeting of Shareholders (GMS)

GMS is the supreme organ of the Company and

facilitates shareholders in making important decisions

on all strategic and operational matters, which

determine the direction of the Company’s investment.

236



investasi Perusahaan. Setiap pemegang saham memiliki

hak yang sama untuk terlibat dalam proses setiap

keputusan yang diambil dalam RUPS. [4.4]

Penyelenggaraan RUPS juga menjadi mekanisme bagi

Dewan Komisaris dan Direksi, untuk menyampaikan

laporan hasil pelaksanaan tugas, tanggung jawab maupun

kewenangan termasuk kinerja dalam pelaksanaan

tanggung jawab sosial. Selanjutnya para pemegang saham

melakukan penilaian atas laporan yang disampaikan

tersebut, dan menyampaikan hasilnya sebagai keputusan

dalam RUPS yang bersifat mengikat. [4.10]

Secara resmi penyelenggaraan RUPS tidak menjadi

mekanisme bagi pekerja untuk melakukan komunikasi

dengan Dewan Komisaris maupun Direksi. PT Pertamina

EP memiliki tata cara dan prosedur tersendiri terkait

pelaksanaan komunikasi dari pekerja kepada pimpinan

badan tata kelola (bottom up), yakni melalui Serikat

Pekerja, management walkthrough, forum, ruang diskusi

(war room), dan juga surat elektronik (email) serta

berbagai bentuk komunikasi non-formal. [4.4]

RUPS terbagi RUPS Sirkuler dan RUPS Tahunan. Selama

Tahun 2012, Pertamina EP bersama para pemegang

saham telah mengadakan 13 kali RUPS Sirkuler dan 1 kali

RUPS Tahunan.

Pelaksanaan RUPS SirkulerCircular GMS Implementation

JUDUL RUPS SIRKULERTITLE OF CIRCULAR GMS

TANGGAL RUPS SIRKULERDATE OF CIRCULAR GMS AGENDA

Penetapan Pejabat Definitif Direktur OperasiDetermination of Definitive Officer for Operations Director

25 Januari 2012January 25, 2012

Penetapan Pejabat Direktur OperasiDetermination of Operations Director

Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) Tahun 2012Corporate Work Plan and Budget 2012


1. Penetapan dan pengesahan RKAP Tahun 2012.2. Menyetujui Tingkat Kesehatan Perusahaan.3. Menugaskan Perseroan untuk menyusun Key Perfor-

mance Indicator (KPI). 1. Establishment and Ratification of Corporate Work Plan and

Budget 2012.2. Approval of Company Financial Health Indicator.3. Assign the Company to prepare Key Performance Indicator

(KPI)

Pengangkatan Direktur KeuanganAppointment of Director of Finance

23 Februari 2012February 23, 2012

Pengangkatan Direktur KeuanganAppointment of Finance Director

Penandatanganan hasil penawaran kerjasama operasional (KSO) Batch IVSigning of bid results for operations cooperation (KSO) Batch IV

23 April 2012April 23, 2012

Menyetujui Penandatanganan Perjanjian KSO untuk beberapa wilayah kerja.Approval KSO Agreement Signing for several working areas.

Every shareholder has the equal rights to be involved in

the process of every decision making in the GMS. [4.4]

General Meeting of Shareholders also serves as a

mechanism for the Board of Commissioners and Board of

Directors to submit report of duties, responsibilities and

authority performance, including performance in the

social responsibility implementation. The shareholders

then assess the reports submitted, and deliver the

results as binding resolutions in the GMS. [4.10]

The GMS is not a formal mechanism for employees

The GMS does not officially serve as a mechanism

for employees to communicate with the Board of

Commissioners and Board of Directors. PT Pertamina

EP has its own mechanism and procedures for employee

communications to the governance bodies (bottom up),

through workers unions, management walk through,

forums, war room, as well as email and various forms of

non-formal communication. [4.4]

GMS is divided into Circular GMS and the Annual General

Meeting of Shareholders. During 2012, Pertamina EP

with the shareholders have held 13 Circular GMS and 1

AGMS.

237



Company Information


Kesepakatan Kinerja tahun 2012Performance Agreement 2012

10 Mei 2012May 10. 2012

Menyetujui Kesepakatan Kerja Manajemen PT Pertamina EP dengan para Pemegang Saham untuk tahun buku 2012.Approval of Performance Agreement between PT Pertamina EP Management and Shareholders 2012 financial year.

Penunjukkan kantor akuntan publik (KAP) se-bagai Auditor Laporan Keuangan tahun 2012Appointment of Public Accounting Firm as Auditor for Financial Statements 2012

10 Mei 2012May 10, 2012

Penunjukkan auditor independen untuk melakukan audit atas Laporan Keuangan tahun 2012Appointment of independent auditor to perform audit on Financial Statements 2012

Rencana penawaran KSO pada wilayah kerja PT Pertamina EPKSO bid plan of PT Pertamina EP’s working areas

9 Agustus 2012August 9, 2012

Menyetujui Perseroan atas rencana penawaran KSO untuk beberapa wilayah kerja PT Pertamina EP dan menyetujui Direktur Perseroan untuk menandatangani perjanjian KSO untuk wilayah-wilayah yang ditentukan.Approval of the Company’s KSO bid plan for several working areas of PT Pertamina EP and approve of Director of the Com-pany signing KSO agreements for designated regions.

Penandatanganan Perjanjian KSO Eksplorasi untuk Area Operasi West Jambi – II dan KSO Eksplorasi Operasi Klamono SelatanSigning of KSO Exploration Agreement for West Jambi - II Operational Area and KSO Exploration of Klamono Selatan Operations


Menyetujui Direksi Perseroan untuk menandatangani Perjanjian Kerjasama Operasi (KSO) Eksplorasi Area Operasi West Jambi - II dan Klamono Selatan.Approval for Board of Directors to sign Operation Cooperation Agreement (KSO) of Exploration for West Jambi - II and Klamono Selatan Operations Areas.

Pergantian KomisarisChange of Commissioners

7 September 2012September 7, 2012

Perubahan susunan Dewan Komisaris PT Pertamina EP dengan adanya pengangakatan Komisaris baru PT Pertamina EP.Changes in composition of PT Pertamina EP’s Board of Com-missioners with the appointment of new Commissoners of PT Pertamina EP

Penandatanganan Unitization Agreement (UA) dan Unit Operating Agreement (UOA) Lapangan Jambaran Tiung BiruSigning of Unitization Agreement (UA) and Unit Operating Agreement (UOA) for Jambaran Tiung Biru Field


Menyetujui Direksi Perseroan untuk menandatangani Unitization Agreement (UA) dan Unit Operating Agree-ment (UOA) Lapangan Jambaran - Tiung BiruApproval for Board of Directors to sign Unitization Agreement (UA) and Unit Operating Agreement of Jambaran - Tiung Biru Field

Persetujuan KSO atas Struktur Pandan Petan-ang TepusApproval of KSO on Pandan Petanang Tepus Struc-ture

8 Nopember 2012November 8, 2012

Menyetujui tindakan Direksi Perseroan untuk melak-sanakan Kerjasama Operasi (KSO) atas struktur Pandan, Petanang, Tepus dengan mekanisme sesuai Pedoman Kerjasama Usaha Hulu (KSO) pada Wilayah Kerja Pers-eroan.Approval for Board of Directors’ actions to implement Operations Cooperation (KSO) on Pandan, Petanang, Tepus structures with mechanism according to Upstream Business Cooperation Guideline in the Company’s Working Areas.

Penyisihan Wilayah Kerja/Relingusih PT Pertamina EPRelinquish of PT Pertamina EP Working Area


Menyetujui Direksi PT Pertamina EP untuk melaksana-kan rencana penyisihan Wilayah Kerja PT Pertamina EP.Approval of PT Pertamina EP’s Board of Directors to execute relinquish plan of PT Pertamina EP’s Working Area

Persetujuan Kerjasama Operasi (KSO) Produksi EOR Waterflooding Area Operasi Sungai Taham - Batu Keras - Suban Jeriji dan KSO Produksi Area Operasi Loyak Talang GulaApproval for Operations Cooperation (KSO) of Waterflooding EOR Production for Sungai Taham - Batu Keras - Suban Jeriji and KSO Production for Loyak and Talang Gula Operations Areas.

29 Desember 2012December 29, 2012

Menyetujui Direksi Perseroan untuk menandatangani dan melaksanakan Perjanjian Kerjasama Operasi (KSO) Produksi EOR Waterflooding Area Operasi Sungai Taham - Batu Keras - Suban Jeriji dan KSO Produksi Area Operasi Loyak Talang Gula.Approval for Board of Directors to sign and implement Operations Cooperation Agreement (KSO) of Waterflooding EOR Production for Sungai Taham - Batu Keras - Suban Jeriji and KSO Production for Loyak and Talang Gula Operations Areas

Perubahan sebutan jabatan Direksi dan penambahan DirektoratChange of Board of Directors’ position title and additional directorate

29 Desember 2012December 29, 2012

Menyetujui sebutan jabatan Direksi Perseroan dan penambahan satu DirektoratApproval of Board of Directors’ position title and one ad-ditional directorate

JUDUL RUPS SIRKULERTITLE OF CIRCULAR GMS

TANGGAL RUPS SIRKULERDATE OF CIRCULAR GMS AGENDA

238



RUPS Tahunan 2012 dilaksanakan pada akhir Februari

2013. Adapun Agenda RUPS Tahunan tahun buku 2012

adalah sebagai berikut :

1. Laporan Kinerja Tahunan Perseroan tahun 2012

2. Usulan persetujuan atas laporan Tahunan dan

Pengesahan Laporan Keuangan Perseroan Tahun

2012.

3. Usulan Penetapan Penggunaan Laba.

4. Penunjukan Kantor Akuntan Publik serbagai Auditor

kepada Dewan komisaris dan Direksi

Hasil RUPS Tahunan 2012

1. Laporan Tahunan PT Pertamina EP Tahun 2012.

2. Laporan Pengawasan Dewan Komisaris.

3. Usulan Persetujuan Laporan Tahunan dan

Pengesahan Laporan Keuangan PT Pertamina EP

tahun 2012 dan pemberian Pelunasan Tanggung

Jawab sepenuhnya kepada Direksi dan Dewan

Komisaris PT Pertamina EP.

4. Usulan Penetapan Penggunaan Laba.

5. Usulan Penetapan Penghargaan atas Kinerja

(Tantiem) kepada Direksi dan Dewan Komisaris PT

Pertamina EP

Dewan Komisaris

Posisi Dewan Komisaris pada saat 31 Desember 2012

terdiri dari lima orang, termasuk di antaranya 1

(satu) orang atau 20% adalah Komisaris Independen

yang tidak memiliki afiliasi dengan pemegang saham

maupun anggota Dewan Komisaris yang lain dan

Direksi. Keberadaan Komisaris Independen telah sesuai

ketentuan yang ditetapkan dalam Peraturan Menteri

BUMN No. PER-01/MBU/2011 tentang Penerapan Tata

Kelola yang Baik Bagi Badan Usaha Milik Negara dan

Anggaran Dasar Perseroan. Sedangkan proses penentuan

dan penetapan Dewan Komisaris merupakan hak

prerogatif pemegang saham. [4.1] [4.7]

Annual GMS 2012 was held at the end of February 2013.

The agenda of Annual GMS for financial year 2012 are as

follows:

1. Corporate Annual Performance Report 2012

2. Proposal for approval on Annual Report and

Ratification of Corporate Financial Statements

2012.

3. Proposal of Profit Use Determination.

4. Appointment of Public Accounting Firm as Auditor

to Board of Commissioners and Board of Directors

Annual GMS 2012 Resolutions

1. PT Pertamina EP Annual Report 2012

2. Board of Commissioners’ Oversight Report

3. Proposal of Annual Report Approval and Approval

of PT Pertamina EP Financial Statements 2012 and

giving full acquittal and discharge to PT Pertamina

EP Board of Directors and Board of Commissioners

from any responsibility and accountability.

4. Proposal of Profit Use Determination.

5. Proposal of Performance-based Bonus

Determination for PT Pertamina EP Board of

Directors and Board of Commissioners

Board of Commissioners

The Board of Commissioners as of December

31, 2012 consisted of five members, including

one Independent Commissioner or 20% of total

members, who has no affiliation with other members

of Board of Commissioners and Board of Directors.

The Independent Commissioner position was deter-

mined pursuant to SOE Minister Regulation No. PER-01/

MBU/2011 on the Application of Good Governance for

State Owned Enterprises and the Articles of Association

of the Company. [4.1] [4.7]

239



Company Information


Komposisi Dewan Komisaris pada September 2012, sebelum perubahanBoard Of Commissioners' Composition As Of September 2012, Prior To Change

Dewan KomisarisBoard of Commissioners

Muhamad Husen Mohamad Afdal Bahaudin

Achmad Luthfi Mulyani Wahyono A. Edy Hermantoro

Sekretaris Dewan KomisarisBoard of Commissioners’ Secretary

Soediatmoko

Komposisi Dewan Komisaris Pada 31 Desember 2012Board of Commissioners' Composition as of December 31, 2012

NAMANAME

TANGGAL LAHIR(USIA)

DATE OF BIRTH (AGE)

JABATANPOSITION

TANGGAL PENGANGKATAN

DATE OF APPOINTMENT

PENDIDIKANDAN PENGALAMAN KERJA

EDUCATION AND WORK EXPERIENCE

Muhamad Husen 2 Maret 1957(55 Tahun)

March 2, 1957 (55 Years)

Komisaris Utama

PresidentCommissioner


• M.Sc., in Remote Sensing, University of London, 1989

• 20 tahun pengalaman dalam mengevaluasi kebijakan industri minyak dan gas

• M.Sc., in Remote Sensing, University of London, 1989

• 20 years of experience in evaluating oil and gas industry policies

Mohamad Afdal Bahaudin

14 November 1955(57 Tahun)

November 14, 1955 (57 Years)

KomisarisCommissioner

12 Juli 2010July 12, 2010

• Universitas Illinois – Urbana, USA, S2 majoring in Business Administration

• Anggota Ikatan Akuntan Indonesia• Ketua Dewan pengawas Institut Akuntan

Manajemen Indonesia• Universitas Illinois – Urbana, USA,

Graduate program majoring in Business Administration

• Member of Indonesian Institute of Ac-countants

• Advisory Board Chairman of Indonesian Institute of Management Accountant

Achmad Luthfi 14 Maret 1955 (57 Tahun)

March 14, 1955 (57 Years)

Komisaris IndependenIndependent

Commissioner


• MBA, Maastricht School of Management (MSM), Lulus 1996

• Tim inti dalam menemukan lapangan minyak/gas, mempercepat pengem-bangan lapangan, pembinaan SDM

• Menjabat sebagai penasehat IAGI• MBA, Maastricht School of Management

(MSM), graduated in 1996• Core team in discovering oil/gas fields,

accelerating field development, Human Resources development

• Advisor for IAGI

Mulyani Wahyono 29 Juni 1957(55 Tahun)

June 29, 1957 (55 Years)


1 November 2011November 1, 2011

• Universitas Gajah Mada – Magister Manajemen

• Gajah Mada University - Master of Management

240



Susilo Siswou-tomo

4 Septermber 1950(62 Tahun)

September 4, 1950 (62 Years)



• ITB – Bandung, major in Mechanical Engineering – solar refrigeration, lulus 1974

• 33 tahun pengalaman dan ahli dalam in-dustry minyak dan gas, terkait operasi, perencanaan, engineering, dan kegiatan logistic & sales.

• ITB – Bandung, major in Mechani-cal Engineering – solar refrigeration, graduated in 1974

• 33 years of experience and an expert in oil and gas industry, particularly in operations, planning, engineering and logistics & sales.

The process of determination and appointment of Board of Commissioners [4.7]

The determination and appointment of Board of Commissioners are prerogative rights of shareholders. Duties and Responsibilities of the Board of Commissioners:

a. Oversee the policies and actions the Board of

Directors in carrying out the management of the

Company and submit a written report on the

performance to the shareholders.

b. Provide advice to the Board of Directors including

on the execution of Long Term Corporate Plan

(RJPP), Corporate Work Plan and Budget(RKAP),

Work Program and Budget (WP&B), Articles of

Association, GMS resolutions and applicable laws

and regulations.

c. Prepare annual work plan that includes targets

to be achieved and communicating the results to

shareholders.

d. Review risk management policies and strategies, as

well as provide input or direction to the Board of

Directors regarding risk management.

e. In performing these duties, the Board of Commissioners shall:

1. Comply with Articles of Association and

applicable laws and regulations as well

as required to apply the principles of

professionalism, efficiency, transparency,

Proses Penentuan dan Penetapan Dewan Komisaris [4.7]

Proses penentuan dan penetapan Dewan Komisaris

merupakan hak prerogratif pemegang saham.

Tugas dan Tanggung Jawab Dewan Komisaris:

a. Melakukan pengawasan terhadap kebijakan dan

tindakan Direksi dalam melaksanakan pengurusan

Perusahaan dan melaporkan hasil pengawasannya

secara tertulis kepada pemegang saham.

b. Memberi nasihat kepada Direksi termasuk

pelaksanaan Rencana Jangka Panjang Perusahaan

(RJPP), Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan

(RKAP), Program Kerja dan Anggaran (Work Program

and Budget atau WP&B), Anggaran Dasar dan

Keputusan RUPS dan peraturan perundang-undangan

yang berlaku.

c. Menyusun rencana kerja setiap tahun yang memuat

sasaran yang ingin dicapai dan mengkomunikasikan

hasilnya kepada pemegang saham.

d. Meninjau kebijakan dan strategi manajemen risiko,

serta memberikan masukan atau arahan kepada

Direksi terkait dengan pengelolaan risiko.

e. Dalam melaksanakan tugasnya tersebut, Dewan

Komisaris harus:

1. Mematuhi Anggaran Dasar dan peraturan

perundang-undangan yang berlaku serta wajib

melaksanakan prinsip-prinsip profesionalisme,

efisiensi, transparansi, kemandirian,

NAMANAME

TANGGAL LAHIR(USIA)

DATE OF BIRTH (AGE)

JABATANPOSITION

TANGGAL PENGANGKATAN

DATE OF APPOINTMENT

PENDIDIKANDAN PENGALAMAN KERJA

EDUCATION AND WORK EXPERIENCE

241



Company Information


akuntabilitas, pertanggung-jawaban serta

kewajaran.

2. Bertindak sewaktu-waktu untuk kepentingan

dan usaha Perusahaan serta bertanggung

jawab kepada Perusahaan yang dalam hal ini

diwakili oleh RUPS.

f. Dewan Komisaris tidak boleh mengambil

keputusan kegiatan operasional, kecuali dalam

keadaan tertentu pada saat Dewan Komisaris

menjabat sebagai Direksi sementara.

g. Memastikan bahwa tidak ada jabatan Direksi yang

lowong.

h. Melakukan pemanggilan dan penyelenggaraan

RUPS Tahunan dan RUPS Lainnya jika Direksi

berhalangan atau terdapat pertentangan

kepentingan antara Direksi dengan Perusahaan.

i. Anggota Dewan Komisaris bertanggung jawab

secara bersama:

1. Bersama dengan anggota Direksi terhadap

pihak yang dirugikan apabila laporan keuangan

yang disediakan ternyata tidak benar dan/

atau menyesatkan.

2. Bersama dengan anggota Direksi, apabila

setelah tahun buku berakhir ternyata

Perusahaan menderita kerugian dan pemegang

saham tidak dapat mengembalikan dividen

interim yang telah dibagikan sebelum tahun

buku berakhir.

3. Bersama dengan anggota Direksi membayar

seluruh kewajiban Perusahaan akibat

kepailitan yang disebabkan oleh kesalahan

atau kelalaian Dewan Komisaris dan Direksi

jika kekayaan Perusahaan tidak cukup untuk

membayarnya.

4. Bersama dengan anggota Direksi atas

persetujuan dan/atau rekomendasi tertulis

yang diberikan terhadap perbuatan tertentu.

j. Bertanggung jawab secara pribadi atas kerugian

Perusahaan apabila yang bersangkutan bersalah

atau lalai menjalankan tugasnya.

k. Bersama dengan Direksi memastikan bahwa

Auditor Internal maupun Eksternal dan

independence, accountability, responsibility and fairness.

2. Act at any time for the Company’s interest and business, as well as answer to the Company, in this case represented by the

GMS.

f. Board of Commissioners is not allowed to make operational decisions, except under certain circumstances when the Board of Commissioners

serves as interim Board of Directors.

g. Ensure that there is no vacant position in the Board

of Directors.

h. Summon and organize the Annual General Meeting of Shareholders and other General Meeting of Shareholders if the Board of Directors is absent or there is a conflict of interest between the Board of

Directors and the Company.

i. Members of the Board of Commissioners are

collegially responsible:

1. Together with members of the Board of

Directors to the aggrieved party if the

financial statements provided are found

incorrect and/or misleading.


Directors, if after the fiscal year end the

Company suffers losses and shareholders are

unable to return the interim dividend which

has been distributed before the fiscal year

ends.


Directors settle all obligations of the Company due to bankruptcy caused by the fault or negligence of the Board of Commissioners and the Board of Directors if the Company’s assets is insufficient for the

payment.


Directors, with written approval and/or

recommendations given to certain acts.

j. Personally liable for the Company’s losses if the

concerned party is guilty or negligent in performing

their duties.

k. Together with the Board of Directors ensures that

the Internal and External Auditors as well as the

242



Komite Audit memiliki akses terhadap informasi

mengenai Perusahaan yang dianggap perlu dalam

melaksanakan tugasnya.

l. Memantau efektivitas penerapan praktik tata kelola

perusahaan yang baik.

m. Memantau implementasi tanggung jawab sosial.

n. Mengesahkan uraian tugas Sekretaris Dewan

Komisaris dan menetapkan indikator kinerjanya.

o. Melaporkan pengangkatan Anggota Komite Audit

kepada pemegang saham.

Anggaran Dasar Perusahaan mengatur pelaksanaan rapat Dewan Komisaris paling sedikit sekali dalam setiap bulan, dan dapat mengundang Direksi. Pengambilan keputusan yang bersifat mengikat dinyatakan sah apabila dihadiri atau diwakili lebih dari ½ (satu per dua) jumlah anggota Dewan Komisaris.

Selama tahun 2012, Dewan Komisaris telah menyelenggarakan 28 kali rapat dan 12 kali rapat di antaranya bersama dengan Direksi. Penyelenggaraan rapat menjadi mekanisme Dewan Komisaris untuk melakukan penilaian atas pelaksanaan tugas dan tanggung jawab mereka maupun Direksi. Termasuk terhadap pelaksanaan tanggung jawab sosial perusahaan. [4.10]

Audit Committee have access to necessary

information about the Company while

performing their duties.l. Monitor the effectiveness of the good corporate

governance practices.m. Monitor the implementation of social

responsibility.n. Authorize the job descriptions of the Board

of Commissioners Secretary and establish performance indicators.

o. Report the appointment of the Audit Committee

members to the shareholders.

Articles of Association regulates the Board of

Commissioners meeting to be held at least once in

every month, and may invite the Board of Directors.

The making of binding decision declared valid if

the attendees or their representatives are more

than ½ (one half) of total members of the Board of

Commissioners.

During 2012, the Board of Commissioners has held

28 meetings and 12 of which were with the Board of

Directors. The meeting is used as mechanism for the

Board of Commissioners to assess their performance

of duties and responsibilities as well as the Board

of Directors’. It includes the implementation of

corporate social responsibility. [4.10]

Pelaksanaan Rapat Dewan KomisarisBoard of Commissioners Meeting

Jenis RapatType of Meeting

RapatMeeting

KehadiranAttendance

Rapat dengan Dewan DireksiMeeting with Board of Directors

12 kali12 times

81.67%

RUPS TahunanAnnual GMS

1 kali1 time

40%

Rapat dengan Komite AuditMeeting with Audit Committee

13 kali13 times

93.62%

Rapat Komite investasi dan Manajemen RisikoMeeting with Investment and Risk Management

2 kali2 times

100%

243



Company Information


Sepanjang tahun 2012, dalam melaksanakan tugas

pengawasannya baik secara umum maupun khusus telah

memberikan rekomendasi kepada pemegang saham

maupun Direksi.

Perusahaan menyertakan Dewan Komisaris dalam

berbagai program yang ditujukan untuk pengembangan

dan meningkatkan kompetensi. Salah satunya adalah

Program Pengembangan Dewan Komisaris. Program

pengembangan dewan komisaris hanya Bpk Acmad

luthfi SPE Annual Technical Conference tanggal 8 – 11

Okt 2012 di San Antonio Texas, Amerika Serikat.

Dalam melaksanakan fungsi, tugas dan wewenangnya,

Dewan Komisaris dibantu oleh Komite Audit yang dalam

bekerja berkoordinasi dengan Satuan Pengawasan

Internal (SPI). [4.1]

Direksi

Direksi adalah organ Perusahaan yang bertugas dan

bertanggung jawab secara kolegial dalam mengelola

Perusahaan. Masing-masing anggota Direksi tidak

memiliki hubungan afiliasi dengan pemegang saham

maupun Dewan Komisaris dan sesama Direksi lainnya.

Setiap anggota Direksi dapat melaksanakan tugas

dan mengambil keputusan sesuai dengan pembagian

tugas dan wewenangnya. Namun, pelaksanaan tugas

oleh masing-masing anggota Direksi tetap merupakan

tanggung jawab bersama.

Direksi Perusahaan sampai dengan 31 Desember 2012,

terdiri dari empat pejabat Direktur. Salah seorang di

antaranya adalah perempuan. Tidak ada Direksi yang

melakukan rangkap jabatan sebagai pejabat perusahaan

satu tingkat di bawah Direktur. [4.1] [4.3] [LA13]

During 2012, in performing its general and specific

oversight duties, the Board of Commissioners have

made recommendations to shareholders and Board of

Directors.

The company provides members of the Board of

Commissioners with various programs aimed at

developing and improving their competencies. Board

of Commissioners Development Program Board of

Commissioners’ member, Achmad Luthfi SPE attended

Annual Technical Conference on October 8 to 11, 2012

in San Antonio, Texas, US. In carrying out its functions,

duties and responsibilities, the Board of Commissioners

is assisted by the Audit Committee in working

coordination with the Internal Audit Unit. [4.1]

Board of Directors

Board of Directors is the Company’s organ in charge

of and collegially responsible for managing the

Company. Each member of the Board of Directors has no

affiliation with shareholders or Board of Commissioners

and other members of Board of Directors.

Every member of Board of Directors may carry out their

duties and make decision according to division of their

respective job and authority. However, the performance

of duties by each member of the Board of Directors

remains a shared responsibility.

The Board of Directors as of December 31, 2012,

consisting of four Directors. One of them is a woman.

There was no director concurrently held a position as a

corporate officer at one level below Director. [4.1] [4.3]

[LA13]

Pelaksanaan GCG Compliance Online tahun 2012 mencapai rata-rata

90%.

244



Direksi PT Pertamina EP sebagai direksi anak perusahaan

Pertamina (Persero) dipilih dan diangkat berdasarkan

prosedur yang sistematis melalui mekanisme Dewan

Pertimbangan Karir Pekerja (DPKP) Pertamina, dan

RUPS. Pemilihan calon Direksi mengacu pada Succession

Planning Pertamina berdasarkan data kandidat

terbaik. Para kandidat akan mengikuti uji kelayakan

dan kepatutan (fit & proper test) dan dilakukan oleh

DPKP Pertamina, yang terdiri atas para Direksi anak

Komposisi Direksi Pada 31 Desember 2012Board of Directors Composition as of December 31, 2012

NamaName

Tanggal Lahir (Usia)Age

JabatanPosition

Tanggal PengangkatanDate Of Appointment

Pendidikan Dan Pengalaman KerjaEducation And Work Experience

Syamsu Alam 2 April 1963(49)

April 2, 1963 (49)

Presiden DirekturPresident Director


• Doktor, Texas A&M University, US (2001)

• Sebelumnya menjabat sebagai Direktur Eksplorasi dan Pengem-bangan

• Anggota Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI), Himpunan Ahli Geofisika Indonesia (HAGI), American Association of Petro-leum Geologists (AAPG)

• Doctorate, Texas A & M University, U.S. (2001)

• Previously served as Exploration and Development Director

• Member of the Indonesian Associa-tion of Geologists (IAGI), Indonesian Association of Geophysicists (HAGI), American Association of Petroleum Geologists (AAPG)

Doddy Priam-bodo

11 April 1961(51)

April 11, 1961 (51)

Direktur Eksplorasi dan PengembanganExploration and De-velopment Director


• Master Geologi (2003) di Institut Teknologi Bandung

• Anggota IAGI, HAGI, dan IPA• Master in Geology (2003) from Band-

ung Institute of Technology• Member of IAGI, HAGI and IPA

Bagus Sudary-anto

13 September 1960(52)

September 13, 1960 (52)

Direktur OperasiOperations Director


• Doktor Teknik Perminyakan di California (1998)

• 27 tahun pengalaman kerja di pertamina, industry minyak dan gas

• Doctor in Petroleum Engineering from California (1998)

• 27 years of experience in Pertamina, oil and gas industry

Lukitaningsih 3 Juli 1959(53)

July 3, 1959 (53)

Direktur KeuanganFinance Director

23 Februari 2012February 23, 2012

• Magister Manajemen Ekonomi dari Universitas Gajah Mada (1998)

• 30 tahun pengalaman kerja di Manajemen keuangan Pertamina

• Master of Economic Management from Gajah Mada University (1998)

• 30 years of experience in financial management of Pertamina

The members of Board of Directors of PT Pertamina

EP are selected and appointed based on a systematic

procedure through the mechanism of Employee Career

Advisory Council (DPKP) Pertamina, and the GMS. Selec-

tion of candidates for the Board of Directors refers to

Pertamina Succession Planning based on data of the best

candidates. The candidates will undergo fit and proper

test performed by DPKP Pertamina, which consists of the

Board of Directors of PT Pertamina (Persero) and chaired

245



Company Information


by the President Director of PT Pertamina (Persero).

The best candidates will be appointed as members of

the Board of Directors of PT Pertamina EP and will be

ratified in the AGMS. [4.7]

The directors who have been elected, are obliged to

make a statement of no conflict of interest at the

beginning of the year of appointment. The statement is

renewed in the beginning of each year. [4.6]

Duties and Responsibilities of the Board of Directors

1. Lead and manage the Company in accordance with

the interests and goals of the Company.

2. Control, maintain and manage the Company’s as-

sets.

3. Comply with applicable laws and regulations.

4. Personally liable if the concerned party is guilty or

negligent in carrying out their duties for the Com-

pany’s interest and business.

5. Represent the company in and out of court and

carries out all acts and deeds, both in administra-

tion as well as ownership of the Company’s assets

and bind the Company with other parties or other

parties with the Company, within limits stipulated

in the Articles of Association.

6. Perform certain actions that require written ap-

proval from the Board of Commissioners.

7. Transfer, release of rights or make as collateral

of all or majority of Company assets (which is not

inventory), either in a single transaction or several

individual transactions or are related to one an-

other, with the approval of the GMS.

8. Transfer or make as collateral debt or release of

rights of the Company’s assets in accordance with

the Articles of Association.

9. Perform certain actions that require a written

recommendation from the Board of Commissioners

and GMS approval.

10. Establish corporate policy management through the

Board of Directors Meeting.

perusahaan PT Pertamina (Persero) dan diketuai oleh

Direktur Hulu Pertamina (Persero). Hasil kandidat yang

terbaik akan ditetapkan sebagai Direksi PT Pertamina EP

yang kemudian akan disahkan dalam Rapat RUPS. [4.7]

Direksi yang telah dipilih, selanjutnya wajib untuk

membuat surat pernyataan tidak memiliki benturan

kepentingan di awal tahun pengangangkatannya. Surat

pernyataan ini selanjutnya diperbaharui setiap awal

tahun. [4.6]

Tugas dan Tanggung Jawab Direksi

1. Memimpin dan mengurus Perusahaan sesuai dengan

kepentingan dan tujuan Perusahaan.

2. Menguasai, memelihara dan mengurus kekayaan

Perusahaan.

3. Mematuhi peraturan perundang-undangan yang

berlaku.

4. Bertanggung jawab penuh secara pribadi apabila

yang bersangkutan be rsalah atau lalai menjalankan

tugasnya untuk kepentingan dan usaha Perusahaan.

5. Mewakili Perusahaan di dalam dan di luar

pengadilan serta melakukan segala tindakan dan

perbuatan, baik mengenai pengurusan maupun

mengenai pemilikan kekayaan Perusahaan serta

mengikat Perusahaan dengan pihak lain dan atau

pihak lain dengan Perusahaan, sesuai dengan

batasan-batasan yang ditetapkan Anggaran Dasar.

6. Melakukan perbuatan-perbuatan tertentu yang

membutuhkan persetujuan tertulis dari Dewan

Komisaris.

7. Mengalihkan, melepaskan hak atau menjadikan

jaminan hutang seluruh atau sebagian besar harta

kekayaan Perusahaan (yang bukan merupakan barang

dagangan), baik dalam satu transaksi atau beberapa

transaksi yang berdiri sendiri ataupun yang berkaitan

satu sama lain, dengan persetujuan RUPS.

8. Mengalihkan atau menjadikan sebagai jaminan

utang atau melepaskan hak atas harta kekayaan

Perusahaan sesuai dengan Anggaran Dasar.

9. Melakukan perbuatan-perbuatan tertentu yang

membutuhkan rekomendasi tertulis dari Dewan

Komisaris dan persetujuan RUPS.

10. Menetapkan kebijakan pengurusan Perusahaan

melalui Rapat Direksi.

246



11. Tindakan yang dilakukan oleh anggota Direksi di

luar yang diputuskan oleh Rapat Direksi menjadi

tanggung jawab pribadi yang bersangkutan sampai

dengan tindakan dimaksud disetujui oleh Rapat

Direksi.

12. Presiden Direktur berhak dan berwenang bertindak

untuk dan atas nama Direksi serta mewakili

Perusahaan dengan ketentuan semua tindakan

Presiden Direktur dimaksud telah disetujui oleh

Rapat Direksi.

13. Anggota Direksi bertanggung jawab secara bersama:

a. Bersama dengan anggota Dewan Komisaris, terhadap pihak yang dirugikan apabila laporan keuangan yang disediakan ternyata tidak benar dan/atau menyesatkan.

b. Bersama dengan anggota Dewan Komisaris, apabila setelah tahun buku berakhir ternyata Perusahaan menderita kerugian dan pemegang saham tidak dapat mengembalikan dividen interim yang telah dibagikan sebelum tahun buku berakhir.

c. Bersama dengan anggota Dewan Komisaris, membayar seluruh kewajiban Perusahaan akibat kepailitan yang disebabkan oleh kesalahan atau kelalaian Dewan Komisaris dan Direksi jika kekayaan Perusahaan tidak cukup untuk membayarnya.

d. Bersama dengan anggota Dewan Komisaris, atas persetujuan dan/atau rekomendasi tertulis yang diberikan terhadap perbuatan tertentu.

e. Apabila 2 (dua) anggota Direksi atau lebih bersalah atau lalai dalam menjalankan tugasnya. Setiap anggota Direksi bertanggung jawab penuh secara pribadi atas kerugian Perusahaan apabila yang bersangkutan bersalah atau lalai menjalankan tugasnya.

14. Bertanggung jawab sepenuhnya apabila Direksi

bertindak tanpa persetujuan Dewan Komisaris,

dimana tindakan tersebut merugikan Perusahaan

atau pihak ketiga.

15. Bersama dengan Dewan Komisaris memastikan

11. Actions taken by the Board of Directors out of

which is decided by the Board of Directors Meeting

is the concerned individual’s responsibility until the

action is approved by the Board of Directors.

12. President Director is entitled and authorized to

act for and on behalf of the Board of Directors and

represent the Company with the provisions that all

actions of the President Director is approved by the

Board of Directors.

13. The Board of Directors are collegially responsible:

a. Together with members of the Board of Com-

missioners to the aggrieved party if the finan-

cial statements provided are found incorrect

and/or misleading.

b. Together with members of the Board of Com-

missioners, if after the fiscal year end the

Company suffers losses and shareholders are

unable to return the interim dividend which

has been distributed before the fiscal year

ends.

c. Together with members of the Board of Com-

missioners, settle all obligations of the Com-

pany due to bankruptcy caused by the fault or

negligence of the Board of Commissioners and

the Board of Directors if the Company’s assets

is insufficient for the payment.

d. Together with members of the Board of Com-

missioners, with written approval and/or

recommendations given to certain acts.

e. If two (2) members of the Board of Directors

or more are guilty or negligent in performing

their duties. Each member of the Board of

Directors personally liable for the Ccompany’s

losses if the concerned party is guilty or negli-

gent in performing their duties.

14. Fully liable if the Board of Directors acts without

the approval of the Board of Commissioners, in

which such action is detrimental to the Company or

a third party.

15. Together with the Board of Commissioners make

247



Company Information


bahwa Auditor Internal maupun Eksternal dan

Komite Audit memiliki akses terhadap informasi

mengenai Perusahaan yang dianggap perlu dalam


16. Mengkaji dan mengelola risiko usaha.

17. Menerapkan praktik tata kelola perusahaan yang

baik secara efektif.

18. Memastikan Perusahaan melaksanakan tanggung

jawab sosial perusahaan sesuai dengan peraturan

perundangan yang berlaku.

19. Melaksanakan petunjuk yang diberikan oleh RUPS.

Tugas dan tanggung jawab masing-masing Direksi secara

spesifik:

Presiden Direktur bertanggung jawab untuk memimpin

dan mengendalikan kegiatan eksplorasi & produksi

migas dan pengelolaan aset di dalam wilayah kerja

Pertamina EP untuk memaksimalkan keuntungan

Perusahaan melalui kegiatan yang efektif, efisien, aman

dan berwawasan lingkungan mengacu kepada visi, misi,

target dan strategi Perusahaan.

sure that the Internal and External Auditors and

the Audit Committee have access to necessary

information about the Company while carrying out

their duties.

16. Review and manage business risks.

17. Apply good corporate governance practices effec-

tively.

18. Ensure the Company implements corporate social

responsibility in accordance with applicable laws

and regulations.

19. Carry out the directives given by the GMS.

Specific duties and responsibilities of each Board of

Directors member:

President Director is responsible for directing and con-

trolling the activities of oil and gas exploration & pro-

duction as well as asset management within the working

area of Pertamina EP to maximize its profit through

effective, efficient, safe and environmentally friendly

activities in accordance with the vision, mission, targets

and strategies of the Company.

248



Direktur Operasi bertanggung jawab sebagai

penyelenggaraan kebijakan, perencanaan strategis,

pengkoordinasian dan pengendalian kegiatan operasi

produksi migas pada Wilayah Kerja Pertamina EP dalam

rangka memaksimalkan keuntungan Perusahaan sesuai

dengan visi, misi dan strategi.

Direktur Eksplorasi dan Pengembangan bertanggung

jawab atas penetapan kebijakan dan strategi

pengelolaan eksplorasi & pengembangan proyek-proyek

serta mempersiapkan konsep pengembangan dan

pengelolaan lahan melalui kegiatan eksplorasi maupun

upaya akselerasi untuk mendapatkan keuntungan yang

optimal bagi Perusahaan.

Direktur Keuangan bertanggung jawab atas:

• Penyelenggaraan kebijakan dan pengelolaan

keuangan.

• Pelaksanaan analisis dan evaluasi untuk memberikan

informasi kinerja finansial dan rekomendasi bisnis.

• Pengendalian RKAP dan WP&B, KKS (Kontraktor

Kontrak Kerja Sama), pengawasan Authorization for

Expenditure (AFE), manajemen risiko dan asuransi,

pengendalian kekayaan Perusahaan, perencanaan

strategis pendanaan.

• Penyelenggaraan pelaporan keuangan untuk

kepentingan eksternal dan untuk kepentingan

internal.

• Penyelenggaraan perhitungan pendapatan operasi

bersih dalam rangka implementasi Undang-Undang

Otonomi Daerah dan Perimbangan Keuangan Pusat

dan Daerah (PKPD).

Selama tahun 2012 Direksi mengadakan rapat sebanyak

31 kali, dengan rincian 19 kali adalah rapat internal

dan 12 kali merupakan rapat gabungan dengan Dewan

Komisaris. Penyelenggaraan rapat menjadi mekanisme

bagi Direksi untuk melakukan evaluasi atas pencapaian

kinerja termasuk pelaksanaan tanggung jawab sosial

oleh Perusahaan. [4.10]

Operation Director is responsible for the implementa-

tion of policies, strategic planning, coordinating and

controlling oil and gas production operations in the

working area of Pertamina EP in order to maximize

profit in accordance with the Company’s vision, mission

and strategies.

Exploration and Development Director is responsible

for determining policies and management strategies

of exploration and project development as well as to

prepare development concept and land management

through exploration activities and acceleration efforts

to gain optimum benefit for the Company.

Finance Director is responsible for:

y Implementation of financial policies and

management.

y Implementation of analysis and evaluation to

provide information on financial performance and

business recommendations.

y Control of RKAP and WP&B, PSC (Production

Sharing Contract), supervision of Authorization for

Expenditure (AFE), risk management and insurance,

corporate wealth management, funding strategic

planning.

y Implementation of financial reporting for external

and internal purposes.

y Conduct net operating income calculation for the

implementation of the Law on Regional Autonomy

and Fiscal Balancing of Central and Regional

Governments (PKPD).

During 2012 the Board of Directors held 31 meetings,

consisting of 19 internal meetings and 12 joint meet-

ings with the Board of Commissioners. The meeting is

a mechanism for the Board of Directors to evaluate the

performance achievement including the implementation

of social responsibility by the Company. [4.10]

249



Company Information


Pelaksanaan Rapat Dewan DireksiBoard of Commissioners’ Meeting

NAMANAME

JABATANPOSITION

RAPAT INTERNALINTERNAL MEETING

KEHADIRANATTENDANCE

RAPAT GABUNGANJOINT MEETING

KEHADIRANATTENDANCE

Syamsu Alam Presiden DirekturPresident Director

19 15 12 12

Doddy Priambodo Direktur Eksplorasi dan Pengembangan Exploration and Development Director

19 15 12 12

Bagus Sudaryanto Direktur OperasiOperations Director

19 16 12 12

Lukitaningsih Direktur Keuangan Finance Director

19 17 12 12

Perusahaan menyertakan Direksi pada berbagai program

pengembangan dan meningkatkan kemampuan maupun

keahlian, sehingga diharapkan mereka dapat mengikuti

dan menyesuaikan dengan perkembangan teknologi serta

lingkungan dalam upaya-upaya mendukung keberlanjutan

bisnis. Direksi juga aktif berpartisipasi dalam berbagai

kesempatan untuk menyampaikan materi-materi terkait

perkembangan pengetahuan yang berkaitan dengan

kegiatan utama Perusahaan.

The Company provides members of the Board of Direc-

tors with various development programs and enhance

their competencies and skills, and expect them to keep

abreast of and adapt to the technological development

as well as the environment in efforts to support busi-

ness sustainability. The Board of Directors also actively

participates in various occassions to deliver materials

related to the development of knowledge regarding the

Company’s main activities.

250



Program Pengembangan DireksiBoard of Directors Development Program

NO NamaName

Kegiatan dan WaktuActivities and Date

TempatPlace

1 Syamsu AlamPresident Director

Pembicara:Speaker1. Sharing Knowledge K3S KTI,

10-11 February 2012K3S Knowledge Sharing Eastern Indonesia Region February 10-11, 2012

2. Panel Session Shale Gas6 November 2012 Shale Gas Session PanelNovember 6, 2012

3. Fracture Carbonates Reservoir February 15, 2012

4. Seminar UU Pertanahan28 Maret 2012 Agrarian Law Seminar March 28, 2012

5. Seminar Energi 26 April 2012

6. Safety Meeting Migas29 November 2012

Workshop:7. CEPSI 2012 – Bali Dinner II

The 19th Conference on Electric Power Supply Industri8. Seminar Industri Hulu Migas

30 Maret 2012 Upstream Oil and Gas Industry SeminarMarch 30, 2012

9. Deep Offshore Forum April 11, 2012

10. CBM Business Forum – 11. Offshore Technology Conference12. Forum Nasional BPMIGAS

15 Mei 2012 BPMIGAS National ForumMay 15, 2012

13. Service Quality Management SchlumbergerMay 25, 2012

14. Pertamina Senior Executive WorkshopMay 29 - 30, 2012 – WoodMackenzie

15. Workshop Hulud an Gas Direktorat Hulu 31 Oktober 2012 Upstream and Upstream Gas Directorate WorkshopOctober 31, 2012

16. Value Based Development Program Modul K 24 Batch 3, 14 November

17. BOD Retreat Upstream Directorate November 24, 201218. Quality Management Forum

December 13, 2012

1. Balikpapan, Kalimantan Timur East Kalimantan

2. Four Season Hotel, Jakarta

3. Bali

4. Univ. Gadjah Mada, Yogyakarta Gajah Mada University

5. Unitersitas Trisakti, Jakarta Trisakti Unversity6. Hotel Harris, Jakarta

7. Bimasena Lounge, Jakarta

8. Hotel Kempinski, Jakarta

9. Four Season Hotel, Jakarta

10. JCC, Jakarta11. Houston, Texas, USA12. Bandung, Jawa Barat West Java

13. Batam, Kepulauan Riau Riau Islands14. Bali

15. Hotel Kempinski, Jakarta

16. Gran Melia, Jakarta

17. Gran Melia, Jakarta18. Bali

251



Company Information


2 Doddy PriambodoDirektur Eksplorasi dan Pengembangan Exploration and Develop-ment Director

Pembicara:Speaker1. Forum Oil and Gas Executive

November 5, 2012 2. Seminar Pada Fakultas Tambang & Mineral

30 November 2012Seminar at Faculty of Mine & MineralNovember 30, 2012

3. Seminar “Pemberdayaan Masyarakat Berbasis Tehnologi Ramah Lingkungan” 18 Desember 2012Empowerment of Technology-based and Environmentally Friendly Community» SeminarDecember 18, 2012

Workshop:4. Workshop POFD

19 January 20125. Workshop

Usaha Menuju Target Produksi PEP Th. 2012 30 – 31 Januari 2012 Efforts to Achieve PEP Production Target 2012January 30-31, 2012

6. Workshop Blue Print Dit. Hulu s.d 2025 30 April – 02 Mei 2012 Upstream Directorate Blue Print 2025 WorkshopJuly 14-15, 2012

7. Workshop & Out Bound Dit.Hulu, Dit.Gas& AP14-15 Juli 2012

8. Workshop Job Evaluation 18 Oktober 2012 Job Evaluation WorkshopOctober 18, 2012

1. Hotel Dharmawangsa, Jakarta

2. Univ. Pembangunan Nasional (UPN), Jakarta

3. Insistut Pertanian Bogor (IPB), Bogor, Jawa Barat Bogor Institute of Agricul-ture, Bogor, West Java

4. Bali

5. Shangri La Hotel, Jakarta

6. Holiday Hotel,Bandung

7. Di Trans Hotel, Bandung

8. Sheraton Hotel, Bandung

3 Bagus Sudaryanto Direktur OperasiOperations Director

Workshop 1. Usaha Menuju Target Produksi PEP 2012

30-31 Jan 2012 Efforts to Achieve PEP Production Target 2012January 30-31, 2012

2. IndoCBM Opening Cermony18 April 2012 IndoCBM Opening CeremonyApril 18, 2012

3. Diskusi Panel Peluang Bisnis Hulu Migas Di Indonesia10 Juli 2012 Panel Discussion on Upstream Oil and Gas Business Op-portunities i IndonesiaJuly 10, 2012

4. Simposium Nasional & Konggres XII IATM I4 Desember 2012 National Symposium & Congress XII IATMDecember 14, 2012

1. Hotel Sangrila,Jakarta

2. JCC, Jakarta

3. Hotel Grand Sahid Jaya,Jakarta

4. JCC, Jakarta

NO NamaName

Kegiatan Dan Waktu Activities And Date

TempatPlace

252



Remunerasi dan Fasilitas

Penetapan besaran remunerasi Direksi dan Dewan

Komisaris, ditentukan dalam RUPS Tahunan dengan

mempertimbangkan usulan perhitungan dan penentuan

yang diajukan Direksi serta Komite Nominasi dan

Remunerasi yang berada di Perusahaan induk. Dalam

pengajuannya, Direksi mempertimbangkan Pencapaian

Kesepakatan Kinerja Tahun 2012, yang mencakup

penilaian kinerja individu, batasan key performance

indicators (KPI) dan matriks operasional lainnya meliputi

keberhasilan pengurangan emisi, efisiensi energi dan

transfer pengetahuan. [4.5][4.10]

Dewan Komisaris menerima remunerasi yang terdiri dari:

honorarium, tunjangan transportasi, fasilitas telepon,

kesehatan, konsesi terbang, uang perjalanan dinas dan

santunan purnajabatan, yang masing-masing jumlahnya

diputuskan dalam RUPS Tahunan.

4 Lukita Ningsih Direktur Keuangan Finance Director

Workshop1. Forum Change Champion

28 Februari - 1 Maret 2012 Change Champion ForumFebruary 28 - March 1, 2012

2. SAP CFO Summit IndonesiaMarch 14, 2012

3. Koordinasi Pengelolaan Hub dgn Media Masa, School of PEP, 7 Juni 2012 Mass Media Relations Management Coordination, School of PEP, June 7, 2012

4. Mandiri CEO ForumJune 14, 2012

5. Pemantapan Nilai-nilai Kebangsaan, Lemhanas3 - 6 September 2012 National Values Enhancement, National Resilience InstituteSeptember 3-6, 2012

6. Workshop on Conference Call MURA/Business ProcessOctober 10, 2012

7. Workshop Internal Audit Practices of World Class Com-panies11 Oktober 2012 Internal Audit Practices of World Class Companies WorkshopOctober 11, 2012

8. McKinsey 4th Asian Upstream RoundtableNovember 30, 2012

9. Mengelola Komunikasi dengan Media Saat Krisis19 Desember 2012 Managing Communication with Media at the Time of CrisisDecember 18, 2012

1. Hotel Nirwana, Bogor

2. Intercontinental Hotel, Jakarta

3. School of PEP, Jakarta

4. Ritz Carlton Ballroom, Jakarta

5. Jakarta

6. Gd Bursa Efek Indonesia, Jakarta. Indonesia Stock Exchange Building, Jakarta

7. KP Pertamina Persero,Pertamina (Persero) Head Office

8. Singapore

9. School of PEP, Jakarta

Remuneration and Facilities

Remuneration amount for Board of Directors and Board

of Commissioners, is determined in the Annual General

Meeting of Shareholders taking into account the calcula-

tion and composition proposed by Board of Directors. In

its proposal, the Board of Directors considers achieve-

ment of Performance Agreement 2012, which includes an

assessment of individual performance, key performance

indicators (KPI) and other operations matrix including

the success of emissions reduction, energy efficiency and

knowledge transfer. [4.5][4.10]

The Board of Commissioners receives remuneration con-sisting of honorarium, transport allowance, telephone facilities, health, concession flights, business trip allow-ance and retirement benefit, in which each amount is

decided in the Annual General Meeting of Shareholders.

NO NamaName

Kegiatan Dan Waktu Activities And Date

TempatPlace

253



Company Information


Direksi menerima remunerasi yang terdiri atas gaji,

fasilitas rumah jabatan/kompensasi, kendaraan

jabatan, kesehatan, fasilitas air, gas, listrik, telepon,

konsesi terbang, bantuan istirahat tahunan, pakaian

representatif, tunjangan harian dan perjalanan serta

santunan purnajabatan. Besaran remunerasi berdasarkan

rekomendasi Dewan Komisaris dan ditetapkan dalam

RUPS Tahunan.

The Board of Directors receives remuneration consisting

of salary, housing facility/compensation, vehicle, health

allowance, water, gas, electricity, telephone, concession

flights, annual leave allowance, representative cloth-

ing, daily and travel allowance and retirement benefit.

The amount of remuneration is based on the the Board

of Commissioners’ recommendations and is ratified in

the Annual General Meeting of Shareholders.

Besaran Remunerasi*Remuneration Amount*

Jenis RemunerasiType of Remuneration

Dewan Komisaris Board Of Commissioners

DireksiBoard Of Directors

2011 2012 2011 2012

Penghasilan dan FasilitasSalary and Facilities 3,482,583,313 5,053,182,581 8,137,216,419 9,244,739,713

Tunjangan Hari RayaReligious Holiday Allowance 810,000,000 191,893,009 480,280,000 543,808,218

CutiLeave - 3,482,583,313 271,904,109

PajakTax 810,072,000 1,151,358,056 3,150,076,497 3,543,753,420

JumlahTotal 4,400,000,000 6,396,433,647 11,958,000,000 13,595,205,460

* Dalam IDR * In IDR

254



Komite Audit

Komite Audit dibentuk Dewan Komisaris dan secara

struktural berada langsung di bawah Dewan Komisaris.

Komite dibentuk untuk membantu dan memperkuat

fungsi Dewan Komisaris dalam menjalankan fungsi

pengawasan atas proses penyusunan laporan keuangan,

pemilihan auditor eksternal dan proses auditnya,

termasuk melakukan evaluasi independensi dari auditor

eksternal, proses audit oleh Satuan Pengawasan Internal

(SPI), Assessment control dan risiko serta penerapan

GCG.

Komite Audit melaksanakan tugas dan tanggung

jawabnya dengan berpedoman pada Piagam Audit yang

dituangkan dalam bentuk Pedoman Pelaksanaan Kerja

Komite Audit (Audit Committee Charter) No. A-011/DK-

PEP/2010-S0.

Komite Audit secara kolektif mempunyai kompetensi

dan pengalaman di bidang akuntansi, keuangan dan

operasional. Semua anggota komite adalah independen

terhadap Direksi dan auditor internal maupun auditor

eksternal. Untuk memenuhi syarat independensi sesuai

peraturan yang berlaku di Indonesia, anggota Komite

Audit tidak ditunjuk dari pejabat eksekutif kantor

akuntan publik yang memberikan jasa audit dan/atau

jasa non-audit kepada Perusahaan dalam jangka waktu

enam bulan terakhir.

Sesuai peraturan Bapepam-LK tentang Komite Audit,

maka struktur keanggotaan Komite Audit sedikitnya

terdiri dari tiga orang. Seorang di antaranya adalah

Komisaris Independen yang bertindak sebagai ketua.

Dua anggota lainnya merupakan pihak independen, dan

minimal salah satu diantaranya memiliki keahlian dalam

bidang akuntansi dan/atau keuangan.

Struktur Anggota Komite Audit per 31 Desember 2012,

berdasarkan Surat Keputusan Dewan Komisaris PT

Pertamina EP No Kpts-099/DK-PEP/2012 tanggal 25 Juli

2012 tentang Pengangkatan Ketua dan Anggota Komite

Audit di Lingkungan Dewan Komisaris PT Pertamina EP,

adalah:

Audit Committee

The Audit Committee is established by the Board of

Commissioners and structurally is directly under the

Board of Commissioners. The Committee is formed

to assist and strengthen the function of the Board of

Commissioners to carry out its oversight function on

the preparation of financial statements, the selection

of external auditors and their audit process, including

evaluating the independence of the external auditors,

the audit process by the Internal Audit Unit, risk control

and assessment as well as GCG implementation.

The Audit Committee carries out its duties and

responsibilities in accordance with Audit Committee

Charter as outlined in the Operating Guidelines of Audit

Committee No. A-011/DK-PEP/2010-S0.

Audit Committee collectively has the competence and

experience in accounting, finance and operations. All

committee members are independent of the Board of

Directors, internal and external auditors. To qualify the

independence requirement according to the existing

regulations in Indonesia, selected members of Audit

Committee are not executives of public accounting

firms that provide audit and/or non audit services to

the Company within the period of six months.

According to Bapepam-LK regulation on Audit Commit-

tee, the membership of Audit Committee consisting of

at least three people. One of them is an Independent

Commissioner who acts as chairman. Two other mem-

bers are independent parties, and at least one of whom

has expertise in accounting and/or finance.

Structure of Audit Committee Members as of December

31, 2012, based on PT Pertamina EP Board of Commis-

sioners Decree No Kpts-099/DK-PEP/2012 dated July

25, 2012, on the Appointment of the Chairman and

Members of the Audit Committee within the Board of

Commissioners of PT Pertamina EP, is as follows:

255



Company Information


Susunan Komite Audit per 31 Desember 2011 sampai

dengan 31 Juli 2012

Ketua Achmad Luthfi

Anggota

1. Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA

2. Prof. Dr. Lindawati Gani, CMA

3. Dr. Erna Hernawati, Ak

Composition of Audit Committee as of December 31,

2011 to July 31, 2012

Chairman Achmad Luthfi

Members:

1. Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA

2. Prof. Dr. Lindawati Gani, CMA

3. Dr. Erna Hernawati, Ak

Susunan Komite Audit per 1 Agustus 2012 sampai dengan 31 Desember 2012Audit Committee Members as of December 31, 2012

NAMANAME

TANGGAL LAHIR(USIA)

DATE OF BIRTH(AGE)

JABATANPOSITION

PENDIDIKAN DAN PENGALAMAN KERJAEDUCATION AND WORK EXPERIENCE

Achmad Luthfi 14 Maret 1955 (57 Tahun)MArch 14, 1955 (57 Years)

Komisaris IndependenKomisaris Inde-penden

• MBA, Maastricht School of Management (MSM), Lulus 1996

• Tim inti dalam menemukan lapangan minyak/gas, mempercepat pengembangan lapangan, pembinaan SDM

• Menjabat sebagai penasehat IAGI

y MBA, Maastricht School of Management (MSM), graduated in 1996

y Core team in discovering oil/gas fields, accelerating field development, Human Resources development

y Advisor for IAGI

Prof. Dr. Lindawati Gani, CMA

Surabaya, 4 Mei 1962Surabaya, May 4, 1962

AnggotaMember

• Doctor of Philosophy (PhD), Universitas Indonesia, (2002).Director of MAKSI-PPAk. Faculty of Economics and Business, Universitas Indonesia Anggota IAI, IAMI, IKAI, IICD, dan beberapa komunitas akademik internasional

y Doctor of Philosophy (PhD), University of Indonesia, (2002).Director of MAKSI-PPAk. Faculty of Economics and Business,University of Indonesia Member of IAI, IAMI, IKAI, IICD and several international academic communities

Dr. Erna Hernawati, Ak Bandung, 14 November 1961Bandung, November 14, 1961

AnggotaMember

• S3 Ilmu Ekonomi, Universitas Airlangga (2007)• Pembina Tax Center FE UPNVJy Post Graduate in Economic Science, Airlangga

University (2007)y Tax Center Advisor at Faculty of Economics,

UPNVJ

256



Profil Ketua Komite terungkap terpisah dalam bahasan mengenai profil Komisaris.

Pelaksanaan tugas Komite Audit untuk Tahun yang Berakhir pada 31 Desember 2012

Komite Audit dalam tahun 2012 telah melaksanakan

tugas dan tanggungjawabnya sesuai dengan ketentuan,

yang meliputi pemberian rekomendasi dan saran kepada

Dewan Komisaris terhadap laporan Perusahaan. Dalam

melaksanakan tugasnya sesuai dengan program kerja,

Komite Audit telah melakukan pertemuan secara rutin

dengan Satuan Pengawasan Internal (SPI) sebulan sekali,

maupun pertemuan yang dilakukan didasarkan adanya

kebutuhan untuk membahas hal-hal tertentu dengan

melibatkan pihak lainnya seperti pihak manajemen

maupun komite lainnya. Jumlah pertemuan yang

dilakukan Komite Audit dengan SPI dalam tahun 2012

dengan tingkat kehadiran anggota Komite Audit rata-

rata 93,6%.

Monitoring Komite Audit Terhadap Audit Internal

Komite Audit berupaya agar peran audit internal dalam

hal ini SPI, dapat terus ditingkatkan. Upaya dilakukan

dengan evaluasi atas pelaksanaan audit internal dan

tindak lanjut atas temuannya. Secara rutin sebulan

sekali dilakukan pertemuan rutin Komite Audit dengan

SPI, membahas kinerja bulanan SPI meliputi audit

operasional dan kepatuhan untuk lapangan yang

dioperasikan sendiri dan lapangan dengan kerjasama

kemitraan, audit Khusus, audit terminasi, dan

konsultasi.

Dalam audit khusus dibahas mengenai penanganan pelaporan pengaduan (whistleblower), terutama pengaduan yang berkaitan dengan masalah akuntansi, pengendalian internal dan audit, dan pengaduan tanpa nama yang disampaikan karyawan berkaitan masalah akuntansi dan audit sesuai dengan peraturan. Fungsi review dilakukan pula terhadap sistem pengendalian internal melalui temuan audit rutin dan monitoring proses penyusunan Internal Control Over Financial Reporting (ICOFR) serta menelaah laporan audit eksternal oleh Kantor Akuntan Publik (KAP) Pricewaterhouse and Cooper (PwC) mengenai efektivitas

pengendalian internal atas pelaporan keuangan.

Profile of Audit Committee Member

Committee Chairman’s profile is separately dis-closed in the section of Commissioners’ profile.

Audit Committee in 2012 has carried out its

duties and responsibilities properly, including

providing recommendations and advices to Board

of Commissioners on the company’s reports. In its

implementation of duties according to work program,

Audit Committee has held regular meetings with

Internal Audit Unit once a month, as well as meetings

conducted based on needs to discuss particular issues by

involving other parties such as the management or other

committees. The number of meetings held by Audit

Committee with Internal Audit Unit with the committee

members’ average attendance 93.6%.

Audit Committee Monitoring on Internal Audit

Audit Committee strives to improve the role of

internal audit, particularly the Internal Audit Unit.

The efforts are conducted by evaluating internal audit

and follow up on findings. Audit Committee regularly

holds meetings once a month with Internal Audit Unit,

to discuss Internal Audit Unit’s monthly performance

covering operational and compliance audit for own

operation and partnership fields, special audit,

termination audit, and consultation.

Special audit examines whistleblowing system handling, particularly those related to issues on accounting, internal control and audit, and anonymous reports submitted by employees on accounting and audit according to the regulations. Review function is also applied to internal control system through regular audit findings and monitoring process of Internal Control over Financial Reporting (IcoFR) as well as analyzing external audit report by Public Accounting Firm Pricewaterhouse and Cooper (PwC) regarding effective internal control on financial reporting.

257



Company Information


Monitoring Komite Audit Terhadap Audit Ekster-nal

Terkait dengan pemantauan terhadap audit eksternal,

Komite Audit bertugas meyakinkan apakah Auditor

Eksternal telah melaksanakan auditnya sesuai dengan

Standar Profesional Akuntan Publik (SPAP) dan Aturan

Etika. Pada tahun 2012 KAP yang ditugaskan untuk

mengaudit laporan keuangan Perusahaan adalah KAP

PwC, dan merupakan tugas pengauditan yang kedua

kalinya. Komite Audit ikut terlibat dalam penyusunan

kerangka acuan kerja (KAK) dan penetapan jumlah fee

audit yang masih dalam batas kewajaran. Komite Audit

memberi usulan kepada Dewan Komisaris atas pemilihan

Exsternal Auditor. Dalam melakukan monitoring atas

proses audit eksternal, Komite Audit melakukan

koordinasi dalam entry meeting dengan KAP PwC;

penilaian independensi; informasi Auditor Eksternal

tentang hal-hal yang berdampak pada perkembangan

perusahaan dimasa yang akan datang serta risiko bisnis

yang dapat menyebabkan material misstatement;

hambatan yang dijumpai selama pelaksanaan audit;

kelengkapan dokumentasi laporan keuangan perusahaan

untuk tahun 2012; Kepatuhan terhadap Standar

Akuntansi yang Berlaku Umum dan Penyelesaian Laporan

Keuangan yang Diaudit (audited financial statements)

untuk Tahun yang Berakhir 31 Desember 2012.

Komite Audit melalui pertemuan secara rutin dengan

Fungsi Keuangan & SPI memastikan bahwa penyajian

Laporan Keuangan Perusahaan telah disusun dan

disajikan secara cermat, akurat, wajar dan terbebas

dari adanya salah saji yang material. Selain itu Laporan

Keuangna Perusahaan juga telah memenuhi prinsip-

prinsip akuntansi yang berlaku di sektor industri minyak

dan gas bumi, dan kebijakan akuntansi yang telah

ditetapkan serta peraturan perundang-undangan yang

berlaku.

Monitoring Audit Terhadap Internal Control dan Manajemen Risiko.

Komite Audit secara berkala melakukan monitoring

jalannya internal kontrol melalui fungsi SPI dan

mengevaluasi laporan SPI perihal pelaksanaan internal

Audit Committee Monitoring on External Audit

In relation to the monitoring of the external audit,

the Audit Committee ensures that External Auditor

has performed its audit in accordance with Public

Accountants Professional Standards (SPAP) and Code

of Ethics. In 2012 PAF assigned to audit the Company’s

financial statements was PwC, which was its second

auditing job for the Company. The Audit Committee was

involved in the preparation terms of reference (TOR)

and the determination of the amount of reasonable

audit fees. Audit Committee makes suggestions to

the Board of Commissioners on external auditor

selection. In monitoring process on external auditor,

Audit Committee coordinates with PwC in entry

meeting; independent assessment; external auditor’s

information on issues that may affect the company’s

future development as well as business risks that may

cause material misstatement; obstacles faced during

audit; completeness of corporate financial statement

documents in 2012; compliance with Generally Accepted

Accounting Standards and completion of audited

financial statements for year ended December 31, 2012.

Audit Committee in regular meetings with Finance

Function & Internal Audit Unit ensure the Corporate

Financial Statements have been prepared and presented

in careful, accurate, fair and free from any material

misstatement. The Corporate Financial Statements have

also met applicable accounting principles in oil and gas

industry sector, and accounting policies that have been

established as well as applicable laws and regulations.

Audit Committee Monitoring on Internal Control and Risk Management

The Audit Committee regularly monitors internal

control implementation via Internal Audit Unit function

and evaluates the unit’s report on internal control

258



kontrol. Terhadap pengembangan dan implementasi

ICoFR, Komite Audit juga aktif memonitor dengan

mengadakan pertemuan dan diskusi bersama pemilik

Perusahaan (business owner), SPI dan Konsultan

Delloite serta memberikan rekomendasi perbaikan-

perbaikan atas perkembangan yang ada. Komite Audit

juga melakukan monitoring pelaksanaan manajemen

risiko dengan komunikasi dan diskusi dengan fungsi

Manajemen Risiko terkait pelaksanaan manajemen risiko

perusahaan.

Saat ini fungsi Manajemen Risiko telah membuat

program dan melakukan assessment terhadap

potensi kejadian risiko dari seluruh fungsi dan juga

telah membuat mitigasi risiko yang dimonitor fungsi

Manajemen Risiko guna memastikan bahwa mitigasi

risiko telah telah dijalankan oleh masing-masing pemilik

risiko (risk owner).

Monitoring Terhadap Implementasi Good Corpo-rate Governance (GCG)

Komite Audit melakukan monitoring implementasi GCG melalui pertemuan rutin dengan SPI, dan dengan agenda khusus membahas perbaikan yang telah diupayakan manajemen mengacu rekomendasi tim eksternal dari Badan Pemeriksa Keuangan dan Pembangunan (BPKP) pada saat melakukan assessment GCG tahun 2011.

Monitoring pelaporan pengaduan kepada Perusahaan

(whistleblower), Komite Audit bersama SPI telah memiliki

mekanisme untuk penanganan setiap pelaporan, dan SPI

melaporkannya di dalam rapat mengenai tindak lanjut

serta hasil pelaporan whistleblower. Sebagian besar kasus

yang dilaporkan terkait dengan kepatuhan terhadap

aturan yang berlaku, dan semua telah diselesaikan oleh

SPI.

implementation. Audit Committee ialso actively

monitors ICoFR development and implementation by

holding meetings and discussions with business owner),

Internal Audit Unit and consulting firm Delloite as well

as provides recommendations for current development.

Audit Committee also monitors the implementation of

risk management through communication and discussion

with Risk Management function related to the

implementation of the company’s risk management.

Currently, the Risk Management function has developed

a program and conducted assessment on potential risk

events of all functions and also has made risk mitigation

monitored by Risk Management function to ensure that

risk mitigation has been carried out by their respective

risk owner.

Monitoring on Good Corporate Governance (GCG) Implementation

The Audit Committee monitors the implementation of GCG through regular meetings with Internal Audit Unit with special agenda to discuss the improvements that have been attempted by management referring to recommendations from the external team of Finance and Development Supervisory Agency (BPKP) when they performed GCG assessment in 2011.

The Audit Committee along with Internal Audit

Committee has had handling mechanism for every

report in Company’s whistleblowing system and Internal

Audit Unit reports at the meeting on the follow-up and

whistleblower reporting results. Most reported cases

were associated with compliance with applicable rules,

and all have been resolved by Internal Audit Unit.

Pelaksanaan Rapat Komite AuditAudit Committee Meeting Implementation

NO Nama Name

Jumlah Rapat Number Of Meetings

Jumlah Kehadiran Attendance

1 Achmad Luthfi 10 10

2 Prof. Dr. Lindawati Gani, CMA 10 10

3 Dr. Erna Hernawati, Ak 10 10

259



Company Information


Komite Investasi dan Manajemen Risiko

Secara struktural Komite Investasi dan Manajemen

Risiko dibentuk oleh Dewan Komisaris bertugas untuk

membantu Komisaris dalam hal pelaksanaan tugas-tugas

sesuai Anggaran Dasar Perseroan khususnya dalam bidang

review serta pengawasan investasi dan Manajemen

Risiko tujuannya untuk memastikan tercapainya tujuan

investasi dan pelaksanaan manajemen risiko berjalan

dengan efektif sehingga dapat menjamin tercapainya

target kinerja perusahaan.

Struktur Anggota Komite Investasi & Manajemen Risiko

per 31 Desember 2012, berdasarkan Surat Keputusan

Dewan Komisaris PT Pertamina EP No Kpts-100/DK-

PEP/2012 tanggal 25 Juli 2012 tentang Pengangkatan

Ketua dan Anggota Komite Investasi dan Manajemen

Risiko di Lingkungan Dewan Komisaris PT Pertamina EP,

adalah:

Susunan Pengawas Komite Investasi dan Manajemen

Risiko per 1 Agustus 2012 sampai dengan 31 Desember

2012 :

Ketua Komite : M.Afdal Bahaudin

Anggota : (1) Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA

(2) Asyari Ismail Wardhana, Msc.

Profil Ketua Komite dan Wakil Ketua Komite, terungkap

terpisah dalam bahasan mengenai profil Komisaris dan

Direksi.

Adapun lingkup kerja Komite Investasi & Manajemen

Risiko adalah sebagai berikut:

1. Komite melakukan review dan pengawasan

pelaksanaan terhadap rencana investasi PT

Pertamina EP agar sesuai dengan sasaran yang

diharapkan.

2. Mengevaluasi dan mengawasi pengelolaan manajemen risiko Perusahaan, baik risiko investasi maupun risiko operasi yang dapat berdampak terhadap penurunan pendapatan atau kenaikan biaya, sehingga berisiko menurunkan tingkat pencapaian laba perusahaan.

Investment and Risk Management Committee

Investment and Risk Management Committee is

structurally established by the Board of Commissioners,

and answers to the Board of Commissioners. During

2012, the Committee has been monitoring and

investigating the activities of investment and Risk

Management in the Company. The purpose is to ensure

the achievement of the expected investment targets,

and being able to manage risk as well as mitigate the

risks in the Company.

Membership Structure of Investment and Risk

Management Committee as of December 31, 2012

based on PT Pertamina EP Board of Commissioners’

Decree No. Kpts-100/DKPEP/ 2012 dated July 25, 2012

on Appointment of Investment and Risk Management

Committee within PT Pertamina EP’s Board of

Commissioners, are as follows:

Composition of Investment and Risk Management

Committee members as of August 1, 2012:

Chairman : M.Afdal Bahaudin

Members : (1) Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA

(2) Asyari Ismail Wardhana, Msc.

Committee Chairman and deputy chairman’s profile is

separately disclosed in the section of Commissioners and

Directors’ profile.

The Investment and Risk Management Committee’s

scope of work are as follows:

1. The Committee reviews the Corporate

Investment Work Plan and monitors its

implementation, until the investments that

have been made manage to achieve the

expected targets.

2. Evaluate and oversee the Company’s risk

management, both investment risk and

operating risk that may impact on the decline

in income or increase in expenses, that lead to

lower the company’s profit.

260



3. Mengidentifikasi hal-hal yang berkaitan dengan manajemen investasi dan manajemen risiko yang memerlukan perhatian Dewan Komisaris.

4. Melaksanakan tugas lainnya yang diberikan oleh Dewan Komisaris sesuai dengan ketentuan berlaku.

5. Melaporkan hasil pelaksanaan tugasnya kepada

Dewan Komisaris.

Dewan Komite Investasi dan Manajemen Risiko dalam melaksanakan tugasnya untuk pengawasan terhadap investasi dan pengelolaan risiko melakukan komunikasi dan rapat dengan Unit Kerja Manajemen Risiko pada PT Pertamina EP (Uraian lanjut mengenai Unit Kerja Manajemen Risiko tersaji pada bagian yang menjelaskan tentang Manejemen Risiko).

Pada akhir tahun 2011 saat penyusunan RK 2012, Komite Investasi dan Manajemen Risiko telah mendapatkan penjelasan dari Unit Kerja Manajemen Risiko PT Pertamina EP dan memberikan pengarahan atas rencana investasi, Risk Register dan Top 10 Risk, pemetaan Top 10 risk, rencana Mitigasi risiko Top 10 Risk serta kondisi lingkungan kerja internal/external pada Rencana Kerja dan Anggaran (RKAP) 2012.

Berdasar rekapitulasi data investasi pada PT Pertamina EP pada tahun 2012, WP&B pada tahun 2012 adalah Anggaran Belanja Investasi (ABI) sebesar 1,082 juta USD, Bor Eksplorasi sebanyak 29 sumur, Sumur Pengembangan sebanyak 146 sumur, Work Over sebesar 101 sumur serta Fasiltas Produksi sebanyak 717 Rencana Kerja.

Dalam rekapitulasi RKAP PT Pertamina EP tahun 2012, ABI sebesar 807 juta USD, Bor Eksplorasi sebanyak 21 Sumur, Sumur Pengembangan 98 Sumur, Work Over 46 Sumur serta Fasilitas Produksi sebanyak 598 Rencana Kerja.

Realisasi kinerja RK 2012 PT Pertamina EP pada tahun

2012 untuk ABI sebesar 896 juta USD (111% RKAP), Bor

Eksplorasi sebanyak 24 Sumur (114% RKAP), Sumur

Pengembangan (own) Sebanyak 113 Sumur (115% RKAP),

Work Over (own) sebanyak 79 (172% RKA), Sumur serta Fasilitas Produksi sebanyak 433 Rencana Kerja (73%).

3. Identify issues relating to investment

management and risk management that require

the attention of the Board of Commissioners.

4. Carry out other tasks given by the Board

of Commissioners in accordance with the

applicable provisions.

5. Report the results of the implementation of

their duties to the Board of Commissioners.

Investment and Risk Management Committee in

carrying out its duty to oversee investment and risk

management, conduct communications and meetings

with the Risk Management Unit of PT Pertamina EP

(information on Risk Management Unit is presented in

the section describing Risk management).

At the end of 2011 while preparing RK 2012, the

Investment and Risk Management Committee had

received explanation from PT Pertamina EP’s Risk

Management Unit and provided direction on Investment

plans, Risk Register and Top 10 Risks, Top 10 risks

mapping, Top 10 risk mitigation plans and internal/

external work environment conditions to the Corporate

Work Plan and Budget 2012.

Based on investment data summary of PT Pertamina

EP in 2012, the 2012 WP&B comprised the Investment

Expenditure Budget (ABI) USD 1.082 million, Exploration

Drill of 31 wells, 146 development wells, 74 Workover

wells and 717 Work Plans of Production Facilities.

In the recapitulation of PT Pertamina EP Corporate

Work Plan and Budget 2012, Investment Expenditure

Budget was USD 807 million, Exploration Drilling of 21

wells, 98 Development wells, 46 Workover wells and 598

Work Plans of Production Facilities.

Realization of PT Pertamina EP Work Plans 2012 for

Investment Expenditure Budget was USD 896 million

(111% of Corporate Work Plan and Budget), Exploration

Drilling of 24 wells (114% of Corporate Work Plan and

Budget), 113 Development Wells of Own Operation

(115% of Corporate Work Plan and Budget), 79

Workover wells of Own Operation (172% of Corporate

Work Plan and Budget) and 433 Work Plans of Production

Facilities (73%).

261



Company Information


Pada seluruh kegiatan yang dilaksanakan PT Pertamina

EP tahun 2012, Komite Investasi dan Manajemen Risiko

telah mendapatkan informasi dan penjelasan dari Unit

Kerja Manajemen Risiko PT Pertamina EP terhadap

realisasi penerapan rencana mitigasi atas 10 Risiko

Utama (Top 10 Risk), dan risiko utama lainnya yang telah

diidentifikasi pada tahun lalu tahun 2011 yaitu pada

saat penyusunan Rencana Kerja (RK) 2012.

Implementasi rencana mitigasi risiko top 10 risk pada

RK2012 rata rata tecapai diatas 90%, Uraian lanjut

mengenai realisasi implementasi mitigasi risiko tersaji

pada bagian yang menjelaskan tentang Manajemen

Risiko.

Ethic & GCG Committee

Our commitment to apply the principles and best prac-

tices of corporate governance are also realized by the

establishment of Ethics & GCG Committee. Structurally,

the committee is under the Board of Directors, and is

responsible for overseeing the implementation of the

ECBC and GCG, especially the effectiveness of ECBC

implementation. The Committee is also responsible for

providing recommendations over violations of ECBC and

the exemplary practices in the ECBC implementation.

Membership of Ethics & GCG Committee attached to a

certain position, and appointed by President Director

Letter of Instruction (SP) No.Prin-159/EP0000/2010-S0,

dated December 29, 2010 on Ethics & GCG Committee

and the Ethics Superintendents. Chairman and members

of the Ethics & GCG Committee sign the committee char-

In all activities carried out by PT Pertamina EP in 2012,

Investment and Risk Management Committee has re-

ceived information and explanation from PT Pertamina

EP Risk Management Unit for realization of mitigation

plan on Top 10 Risks and other main risks that have

been identified in 2011 during the preparation of Work

Plan 2012.

Implementation of Top 10Risks mitigation plan in Work

Plan 2012 has reached an average of above 90%. Further

description on realization of risk mitigation implemen-

tation is presented in the Risk Management section.

Pelaksanaan Rapat KOMITE INVESTASI & MANAJEMEN RISIKO

INVESTMENT & RISK MANAGEMENT COMMITTEE MEETING

NO NAMANAME

JUMLAH RAPATNUMBER OF MEETINGS

JUMLAH KEHADIRANATTENDANCE

1 M. Afdal Bahaudin 2 2

2 Dr. Ludovicus Sensi Wondabio, CPA 2 2

3 Asyari Ismail Wardhana, M.Sc. 2 2

Komite Etika dan GCG

Komitmen kami menerapkan prinsip-prinsip dan praktik

terbaik tata kelola perusahaan juga diwujudkan dengan

pembentukan Komite Etika & GCG. Secara struktural,

komite berada di bawah Direksi, dan bertanggung

jawab mengawasi pelaksanaan EKB & GCG, khususnya

efektifitas pelaksanaan praktik EKB. Komite juga

bertanggungjawab dalam memberikan rekomendasi

atas pelanggaran praktik EKB dan para teladan dalam

implementasi EKB.

Keanggotaan Komite Etika & GCG melekat pada jabatan

tertentu, dan diangkat berdasarkan Surat Perintah

(SP) Presiden Direktur No.Prin-159/EP0000/2010-S0,

tanggal 29 Desember 2010 tentang Komite Etika & GCG

dan Pengawas Etika. Ketua dan anggota Komite Etika &

GCG menandatangani piagam komite, yang merupakan

262



Struktur Keanggotaan Komite Etika & GCG Tahun 2012Ethics & Good Corporate Governance Committee Membership Structure 2012

NamaName

Jabatan Pada PerusahaanPosition in the Company

Jabatan Pada KomitePosition in the Committee

Hazairin Kepala Satuan Pengawasan InternalHead of Internal Audit Unit

KetuaChairman

Nanang Abdul Manaf VP EksplorasiVP Exploration

AnggotaMember

Achmad Mursjidi VP EksploitasiVP Exploitation

AnggotaMember

Aji Prayudi VP Legal & RelationVP Legal & Relation

AnggotaMember

Tolingul Anwar VP TransformasiVP Transformation

AnggotaMember

Bambang Widjanarko VP DrillingVP Drilling

AnggotaMember

Beni Syarif Hidayat VP HRDVP HRD

AnggotaMember

Lelin Eprianto VP SCMVP SCM

AnggotaMember

Djoko Susanto VP HSEVP HSE

AnggotaMember

Meidawati VP Perencanaan & Manajemen RisikoVP Planning & Risk Management

AnggotaMember

Erry Krisnanto VP KontrolerVP Controller

AnggotaMember

Lukito Suwarno Manajer Senior Manajemen Data, Geomatika & TI Senior Manager of Data Management, Geomatics & IT

AnggotaMember

Adi Prasetyana M. Koordinator Aset Jawa – SPIJava Asset Coordinator - Internal Audit Unit

AnggotaMember

Deri Safari PMO Leader - TransformasiPMO Leader - Transformation

AnggotaMember

kesepakatan bersama untuk menjalankan semua nilai

dan norma secara independen, sesuai dengan EKB serta

mengawasi dan menindaklanjuti pelaksanaan EKB.

ter, which is a mutual agreement to carry out all values

and norms in accordance with the ECBC and supervise and

follow up the implementation of the ECBC.

263



Company Information


Profil Ketua Komite terungkap terpisah dalam bahasan

mengenai profil Satuan Pengawasan Internal.

Committee Chairman’s profile is separately disclosed in

the Committee Chairman’s profile is separately disclosed

in the section of Internal Audit Unit.

Hak dan Kewajiban:

1. Memberikan nasihat dan masukan kepada Direksi

mengenai standar-standar etika.

2. Memegang teguh prinsip kerahasiaan mengenai

segala sesuatu hal yang berkaitan dengan tugas dan

kewajibannya sebagai anggota Komite Etika & GCG.

3. Menerima pelaporan terjadinya benturan

kepentingan dan pelanggaran etika.

4. Melakukan penyelidikan dan verifikasi berdasarkan

hasil temuan di lapangan berkaitan dengan

pelanggaran etika.

5. Memiliki akses terhadap informasi mengenai

Perusahaan yang dianggap perlu dalam


Susunan Pengawas EtikaComposition of Ethics Superintendent

Pengawas EtikaEthics Superintendent

Jabatan Pada PerusahaanPosition in the Company

Jabatan Pada Pengawas EtikaPosition in the Ethics Committee

RegionEthics Superintendent

GM RegionRegional GM

KoordinatorCoordinator

Manajer Senior EksploitasiExploitation Senior Manager

AnggotaMember

Manajer Perencanaan & Manajemen BisnisBusiness Management & Planning Manager

AnggotaMember

Manajer HRHR Manager

AnggotaMember

Field ManagerField Manager

AnggotaMember

Unit Bisnis PEP (UBEP)EP Business Unit (UBEP)

General ManagerGeneral Manager

KoordinatorCoordinator

Field ManagerField Manager

AnggotaMember

Manajer Layanan OperasiOperations Service Manager

AnggotaMember

Rights and Duties:

1. Provide advice and input to the Board of Directors

on ethics standards

2. Uphold confidentiality principles on any matters

related to duties and obligations as a member of

Ethics & GCG Committee.

3. Receive reports on conflict of interest and violation

of ethics.

4. Conduct investigation and verification based on

findings in the field regarding violation of ethics.

5. Have access to corporate information deemed

necessary in performing their duties.

264



6. Memberi dukungan atas pelaksanaan praktik-praktik

GCG di Perusahaan dalam menerapkan asas-asas

GCG terutama dalam penyempurnaan sistem dan

kelengkapan GCG Perusahaan serta memantau

pelaksanannya.

Uraian tugas dan tanggung jawab Komite Etika & GCG:

1. Mempersiapkan perangkat, mekanisme dan sistem

yang dibutuhkan dalam implementasi Etika Kerja &

Bisnis.

2. Mengevaluasi dan mengembangkan secara

berkesinambungan Etika Kerja & Bisnis di

lingkungan PT Pertamina EP.

3. Mengawasi dan memastikan pelaksanaan Etika Kerja

& Bisnis berjalan dengan baik di seluruh wilayah

kerja PT Pertamina EP.

4. Mensosialisasikan Etika Kerja & Bisnis agar dapat

dipahami, dipatuhi dan dilaksanakan dalam setiap

aktivitas kerja.

5. Membantu tugas Direksi dalam pembinaan dan

pengawasan efektifitas penerapan praktik GCG

di Perusahaan sebagai upaya meningkatkan

nilai Pemegang Saham, termasuk sosialisasi dan

internalisasi.

6. Melakukan evaluasi terhadap efektifitas penerapan

GCG oleh organ utama dan organ pendukung dan

memberikan masukan penyempurnaan serta upaya-

upaya pemantapannya.

7. Memberikan rekomendasi peningkatan penerapan

GCG di Perusahaan, sesuai dengan asas-asas GCG di

bidang energi.

8. Meningkatkan keyakinan para pemangku

kepentingan bahwa Perusahaan dikelola dengan

baik, professional dan terpercaya.

9. Mengevaluasi dan melakukan penyempurnaan

terhadap pedoman-pedoman yang berkaitan dengan

pelaksanaan GCG sekurang-kurangnya 1 (satu)

tahun sekali atau disesuaikan dengan kebutuhan

Perusahaan.

Description of duties and responsibilities of the Ethics &

GCG Committee:

1. Prepare the required framework, systems and

mechanisms to implement the Ethics Code &

Business Conduct

2. Evaluate and continuously develop the Ethics Code

& Business Conduct within PT Pertamina EP.

3. Supervise and ensure that the Ethics Code &

Business Conduct is properly implemented in the

working areas of PT Pertamina EP.

4. Disseminate information regarding Ethics Code &

Business Conduct to all employees so that it can

be understood, complied with and applied to every

work activity.

5. Assist the Board of Directors in promoting

and supervising the effectiveness of the GCG

implementation in the Company as part of the

effort to provide added value to shareholders,

including with the dissemination information and

internalization.

6. Evaluate the effectiveness of GCG implementation

by the primary body as well as support bodies,

and provide input regarding improvements and

consolidation.

7. Make recommendations for improvement of GCG

implementation in the Company in accordance with

GCG principles in the energy sector.

8. Increase the confidence of the stakeholders

that the Company is being managed properly,

professionally and reliably.

9. Evaluate and make improvements to guidelines

related to the implementation of GCG at least once

a year, or according to the Company’s needs.

6. Provide support for implementation of GCG

practices in the Company in applying GCG

principles, particularly in improvement of the

Company’s GCG system and infrastructure as well

as monitor its implementation.

265



Company Information


10. Develop work plan and annual report regarding GCG

implementation together with GCG management

of the Board of Directors, as part of the Annual

Report of the Company.

11. Analyze the best practices of GCG in other

companies to be implemented in PT Pertamina EP.

12. Collect reports of Ethics Code & Business

Conduct violations and recommend sanctions

to line managers in accordance with applicable

regulations.

13. Make recommendations regarding examplary

implementation of Ethics Code & Business Conduct

along with commensurate rewards or awards for

any deserving employee or working team.

14. Make recommendations regarding issues related

to Ethics Code & Business Conduct to the relevant

functions (line managers, HRD, and legal staff).

15. Monitor the performance of Ethics Superintendents

in Regions/UBEP and Areas, as well as follow up

violations of the Ethics Code & Business Conduct

that occur at Head Office, in Regions/UBEP and

The committee periodically holds meetings to discuss

ECBC and GCG implementation in the Company.

10. Membuat rencana kerja dan laporan tahunan

pelaksanaan GCG bersama fungsi manajemen GCG

organ Direksi, sebagai bagian dari Laporan Tahunan

Perusahaan.

11. Menelaah praktik-praktik terbaik GCG di Perusahaan

lain untuk dapat diimplementasikan di PT Pertamina

EP.

12. Mengumpulkan laporan pelanggaran Etika Kerja & Bisnis dan memberi rekomendasi sanksi kepada atasan langsung pejabat berwenang sesuai peraturan yang berlaku.

13. Memberi rekomendasi terhadap contoh teladan implementasi Etika Kerja & Bisnis beserta reward/award yang layak diberikan kepada pekerja atau tim kerja.

14. Memberi rekomendasi mengenai isu-isu yang berkenaan dengan Etika Kerja & Bisnis kepada fungsi-fungsi terkait (atasan langsung, HRD, legal).

15. Memantau kinerja para Pengawas Etika di Region/UBEP & Area serta menindaklanjuti pelanggaran-pelanggaran Etika Kerja & Bisnis yang terjadi di Pusat, Region/UBEP dan Area, sesuai dengan sanksi

yang telah ditetapkan.

Secara berkala, komite melakukan pertemuan berupa

Rapat untuk melakukan pembahasan penerapan EKB dan

GCG di Perusahaan.

266



Rapat Komite Etika Tahun 2012Ethics Committee Meeting 2012

Tanggal PelaksanaanDate

Agenda RapatMeeting Agenda

Peserta RapatParticipant

11 April 2012April 11, 2012

Sosialisasi EKB 2011-2012STK Komite Etika & GCGBuku Etika & GCGKPIDissemination of ECBC 2011-2012 Ethics & GCG Committee Standard Operating

ProcedureEthics & GCG BookKPI

Ka. SPI, VP SCM, VP HSE, VP Driling, Manajer Senior MDGTI, Koordinator Aset Jawa – SPI.Head of Internal Audit Unit, VP SCM, VP Drilling, MDGTI Senior Manager, Java Asset Coordinator - In-ternal Audit Unit

14-16 Mei 2012May 14-16, 2012

Pembahasan materi GCG Compliance serta sosialisasi GCG

Pernyataan LP2P dan LHKPN Merumuskan perny-ataan conflict of interest, code of conduct dan gratifikasi

Pembuatan materi sosialisasi e-learningDiscussion of GCG Compliance material and GCG

disseminationStatement of LP2P and LHKPN, formulation of

statement of conflict of interest, code of con-duct and gratification

Preparation of e-learning dissemination mate-rial

Ka.SPI, PMO Leader Transformasi dan Tim Penyusun Materi Aplikasi GCG Compliance (SPI, Legal & Relation, Transformasi, PMR, UBEP Limau, MDGTI).Internal Audit Unit Head, PMO Leader Transforma-tion, and GCG Compliance Application Material Preparation Team (Internal Audit Unit, Legal & Relation, Transformation, PMR, UBEP Limau and MDGTI)

11 Juni 2012June 11, 2012

Materi GCG compliancePembahasan pengaduan dan tindak lanjut

disiplin pekerjaGCG Compliance MaterialDiscussion of reports and employee disciplinary

follow up

Ka.SPI, VP Eksplotasi, VP Legal & Relation, VP Transformasi, VP Drilling, VP HRD, VP SCM, VP PMR, VP Kontroler, Manajer Senior MDGTI, Koordinator Aset Jawa - SPI, PMO Leader – Trans-formasi.Internal Audit Unit Head, VP Exploitation, VP Le-gal & Relation, VP Transformation, VP Drilling, VP HRD, VP SCM, VP PMR, VP Controller, Senior Man-ager of MDGTI, Java Asset Coordinator - Internal Audit Unit, PMO Leader - Transformation.

22 Oktober 2012October 22, 2012

Implementasi TKO EKBTindak lanjut disiplin pekerjaImplementation of ECBC SOPEmployee disciplinary follow up

Ka.SPI, VP HSE, VP Perencanaan & Manajemen Risiko, VP HRD, VP Eksploitasi, VP Drilling, VP Transformasi, Manajer Senior MDGTI, Koordinator Aset Jawa – SPI.Internal Audit Unit Head, VP Planning & Risk Management, VP HRD, VP Exploitation, VP Drilling, VP Transformation, Senior Manager of MDGTI, Java Asset Coordinator - Internal Audit Unit.


Tindak lanjut disiplin pekerjaEmployee disciplinary follow up

Ka. SPI, VP Eksplorasi, VP Kontroler, VP HRD, VP Eksploitasi, VP Transformasi, VP Drilling, VP HSE, VP Legal & Relation, Manajer Senior MDGTI.Internal Audit Unit Head, VP Exploration, VP Controller, VP HRD, VP Exploitation, VP Transfor-mation, VP Drilling, VP HSE, VP Legal & Relation, Senior Manager of MDGTI

267



Company Information


During 2012, the Ethics & GCG Committee has carried

out various activities, including:

1. GCG Compliance Online application development. Since July 16, 2012 all PEP employees have been able to access GCG Compliance module consisting of ECBC e-learning, code of conduct statement, gratification reporting, conflict of interest statements and Report of Personal Taxes (LP2P) that can accessed through PEP portal. GCG & ECBC dissemination at all PEP working areas which later will be applied online through the ECBC e-learning

modules.

2. Impose sanctions to seven employees as disciplinary

follow-up measures.

Pelaksanaan Rapat Komite EtikaEthics Committee Meeting Implementation

NamaName

JABATAN POSITION

RAPAT MEETING

KEHADIRANATTENDANCE

Hazairin Ketua Member 5 5

Nanang Abdul Manaf Anggota Member 5 1

Achmad Mursjidi Anggota Member 5 3

Aji Prayudi Anggota Member 5 3

Tolingul Anwar Anggota Member 5 4

Bambang Widjanarko Anggota Member 5 4

Beni Syarif Hidayat Anggota Member 5 3

Lelin Eprianto Anggota Member 5 2

Djoko Susanto Anggota Member 5 3

Meidawati Anggota Member 5 3

Erry Krisnanto Anggota Member 5 2

Lukito Suwarno Anggota Member 5 5

Adi Prasetyana M. Anggota Member 5 3

Deri Safari Anggota Member 5 2

Selama tahun 2012, Komite Etika & GCG telah melaksanakan berbagai kegiatan, meliputi:

1. Pengembangan aplikasi GCG Compliance Online. Sejak 16 Juli 2012 seluruh pekerja PEP dapat mengakses modul GCG Compliance yang terdiri dari e-learning EKB, pernyataan code of conduct, pelaporan gratifikasi, pernyataan conflict of interest dan Laporan Pajak-pajak Pribadi (LP2P) yang dapat diakses melalui portal PEP. Sosialisasi GCG & EKB diseluruh wilayah kerja PEP selanjutnya akan dilaksanakan secara online melalui modul e-learning EKB tersebut.

2. Pemberian sanksi kepada 7 orang pekerja sebagai tindak lanjut disiplin pekerja.

268



Sekretaris Perusahaan

Sekretaris Perusahaan berperan penting sebagai

pejabat penghubung antara pemegang saham, Dewan

Komisaris, Direksi dan pemangku kepentingan. Sekretaris

Perusahaan juga bertindak sebagai sumber informasi dan

senantiasa meningkatkan hubungan komunikasi internal

dan eksternal terkait dengan kegiatan usaha

PT Pertamina EP.

Berdasarkan Rencana Penggunaan Tenaga Kerja (RPTK)

BP Migas, pada tahun 2012 Sekretaris Perusahaan PT

Pertamina EP dijabat oleh VP Legal & Relations, yakni

Aji Prayudi. Secara struktural, kedudukan VP Legal &

Relations sebagai Sekretaris Perusahaan berada di bawah

Presiden Direktur.

Kegiatan Sekretaris Perusahaan terbagi dalam tiga

kelompok utama, yakni pengelolaan aspek hukum,

hubungan dengan pemangku kepentingan, dan

keamanan. Dengan pertimbangan demikian maka dalam

melaksanakan tugas-tugasnya, Sekretaris Perusahaan

dibantu dan membawahi empat manajer, yakni:

1. Manajer Hukum : Teguh Pambudi Utama

2. Manajer Humas : Agus Amperianto

3. Manajer Sekuriti : Agung Indra Dewa

4. Manajer Hubungan : Indra Priatna

Pemerintah

Sesuai Board Manual Pertamina EP, Hak dan Kewajiban

Sekretaris Perusahaan adalah:

a. Menghadiri rapat Direksi dan rapat gabungan antara

Dewan Komisaris dengan Direksi.

b. Memberikan informasi yang berkaitan dengan

pelaksanaan tugas dan tanggung jawabnya kepada

Direksi secara berkala dan kepada anggota Dewan

Komisaris apabila diminta.

c. Menyampaikan informasi yang membutuhkan

perhatian Dewan Komisaris, Direksi dan anggota

komite terutama segala informasi tentang hukum

dan masalah tata kelola serta informasi lainnya

Corporate Secretary

Corporate Secretary plays an important role as the

liaison officer between the shareholders, the Board of

Commissioners, the Board of Directors and stakeholders.

Corporate Secretary also acts as information source and

continuously improve internal and external communica-

tions regarding PT Pertamina EP’s business activities.

Based on Manpower Utilization Plan (RPTK) of BP Migas

(now SK Migas), in 2012 the Corporate Secretary of PT

Pertamina EP is held by VP Legal & Relations VP, Aji

Prayudi. Structurally, the position of Legal & VP Legal

& Relations as Corporate Secretary is under President

Director.

Corporate Secretary activities are divided into three

main groups, namely the management of legal aspects,

relationships with stakeholders, and security. Under

such considerations, Corporate Secretary carries out

these duties with the assistance and supervise four

managers, namely:

1. Legal Manager : Teguh Pambudi Utama

2. PR Manager : Agus Amperianto

3. Security Manager : Agung Indra Dewa

4. Manager of : Indra Priatna

Government Relations

In accordance with Pertamina EP Board Manual, Rights

and Obligations of Corporate Secretary are:

a. Attend Board of Directors meetings and joint

meetings between the Board of Commissioners

and the Board of Directors.

b. Provide information on the performance of

duties and responsibilities to the Board of

Directors regularly and to the Board of Com-

missioners when requested.

c. Submit information that requires attention of

the Board of Commissioners, Board of Directors

and members of committees, particularly any

information about egal and governance matters

269



Company Information


as well as other information that can be used

as input in decision making.

d. Have guidelines, organizational and individual

work procedures in carrying out its functions.

Duties and Responsibilities of Corporate Secretary:

1. Act as a liaison officer by facilitating and organizing transparent and effective communication procedures between shareholders, the Board of Commissioners, the Board of Directors and other stakeholders as follows:

a. Conduct a review of the consistency of the policies issued by the Board of Commissioners and the Board of Directors, as well as coordinate related functions on the policies.

b. Have an introduction program and can coordinate the entire process of introduction and inauguration new members of the Board of Commissioners, the Board of Directors and committees.

c. Ensure that all information on the activities of PT Pertamina EP, is delivered effectively, efficiently, accurate and accountable as information material to shareholders and stakeholders.

d. Ensure consistency of all policies issued by the Company.

2. Act as the main information source for all

information on the business activities of PT

Pertamina EP, both in PT Pertamina EP, its affiliates

and external institutions, including:

a. Maintain and update information about PT

Pertamina EP presented to Stakeholders, both

in print and electronic media.

b. Ensure documents of PT Pertamina EP have

been registered and all copies are well con-

trolled and organized.

yang dapat menjadi masukan dalam pengambilan

keputusan.

d. Memiliki pedoman, tata kerja organisasi dan tata

kerja individu dalam menjalankan fungsinya.

Tugas dan Tanggung Jawab Sekretaris Perusahaan:

1. Bertindak sebagai pejabat penghubung (liaison officer), dengan cara memfasilitasi dan mengatur tata cara komunikasi yang transparan dan efektif diantara pemegang saham, Dewan Komisaris, Direksi dan pemangku kepentingan sebagai berikut:

a. Melakukan tinjauan terhadap konsistensi kebijakan yang dikeluarkan oleh Dewan Komisaris dan Direksi, serta mengkoordinasikannya dengan fungsi-fungsi terkait tentang kebijakan tersebut.

b. Mempunyai program pengenalan dan dapat mengkoordinasikan keseluruhan proses pengenalan dan pelantikan anggota Dewan Komisaris baru, anggota Direksi baru dan anggota komite baru.

c. Memastikan semua informasi mengenai kegiatan usaha PT Pertamina EP, berjalan efektif, efisien, akurat dan dapat dipertanggungjawabkan sebagai bahan informasi kepada pemegang saham dan pemangku kepentingan.

d. Memastikan konsistensi semua kebijakan yang

dikeluarkan oleh Perusahaan.

2. Bertindak sebagai sumber infomasi utama atas semua informasi terkait dengan kegiatan usaha PT Pertamina EP, baik di dalam PT Pertamina EP dan afiliasinya serta institusi eksternal, diantaranya:

a. Memelihara dan melakukan update informasi tentang PT Pertamina EP yang disampaikan kepada Pemangku Kepentingan, baik dalam media cetak maupun media elektronik.

b. Memastikan dokumen-dokumen PT Pertamina EP sudah terdaftar dan semua salinannya terkontrol dan teradministrasi dengan baik.

270



c. Melakukan sosialisasi dan pengawasan pemanfaatan pedoman identitas perusahaan.

3. Membantu Direksi dalam mempersiapkan penyelenggaraan RUPS, diantaranya:

a. Menyusun agenda RUPS.

b. Menghubungi dan mengundang Dewan Komisaris.

c. Menghimpun laporan tentang kegiatan usaha PT Pertamina EP untuk dimasukkan dalam Laporan Tahunan dan laporan lainnya yang akan dibahas dalam RUPS.

d. Menyiapkan, mengelola dan menyimpan dokumen risalah RUPS.

e. Menyiapkan, mengelola, menyimpan dan mendayagunakan dokumen Perusahaan, termasuk tetapi tidak terbatas pada daftar pemegang saham, daftar khusus dan risalah rapat Direksi maupun RUPS.

Selama tahun 2012, Sekretaris Perusahaan dengan dibantu empat manajer telah melaksanakan berbagai tugas, meliputi:

• Melakukan koordinasi dengan SK Migas terkait pengadaan tanah.

• Melakukan audiensi dan koordinasi dengan kepala pemerintahan daerah maupun musyawarah pimpinan daerah (muspida) lainnya.

• Melakukan Audiensi dan koordinasi dengan Kementerian Kehutanan.

• Melakukan koordinasi Keamanan jalur pipa Tempino-Plaju.

• Mengadakan Focus group discussion (FGD) dengan DPR, BP Migas (sekarang SK Migas).

• Menjadi narasumber dalam berbagai kegiatan dan media massa.

• Melakukan kegiatan publikasi pelestarian satwa

endemik Maleo pada UNESCO Convention di Paris

bersama Wakil Gubernur Sulawesi Tengah.

c. Conduct dissemination and supervision of the

use of corporate identity guidelines.

3. Assist Board of Directors in preparing GMS, include:

a. Prepare GMS agenda.

b. Contact and invite the Board of Commissioners.

c. Compile reports on PT Pertamina EP activities

to be included in the Annual Report and other

reports to be discussed in the GMS.

d. Prepare, manage and store GMS minutes of

meeting documents.

e. Prepare, manage, store and utilize Corporate

documents, including but not limited to list of

shareholders, special list and minutes of meet-

ing of Board of Directors meetings and the GMS.

During 2012, Corporate Secretary assisted by the four

managers, has carried out the following tasks:

y Coordinate with SKMigas on land acquisition.

y Conduct audiences and coordination with the

head of regional governments and regional

leadership assembly (Muspida).

y Conduct audiences and coordination with For-estry Ministry.

y Conduct security coordination at Tempino-Plaju

pipeline

y Conduct focus group discussion (FGD) with the

House of Representatives, BP Migas (now SK

Migas).

y Become sources for various activities and mass

media.

271



Company Information


Aji Prayudi Lahir di Medan pada tanggal 19 Februari

1965. Bergabung dengan PT Pertamina EP sejak Oktober

2010 dan menjadi pekerja PT Pertamina sejak tahun

1991. Selama masa pengabdiannya kepada Perusahaan

telah menduduki berbagai jabatan dan posisi di PT

Pertamina (Persero) antara lain Manajer Perencanaan

dan Pengembangan Hukum (2001), Koordinator Legal

Advisor (2004), Komisaris PT Pertamina Dana Ventura

(2005 – 2010), Manajer Litigasi (2006), Kepala Hukum

Korporat (2007) kemudian beliau menjabat sebagai

Manager Legal PT Pertamina Drilling Services Indonesia,

dan terakhir menjabat VP Legal & Relations PT

Pertamina EP sejak tanggal 1 Oktober 2010.

Mendapatkan gelar Sarjana Hukum dari Universitas

Indonesia pada tahun 1990, Magister Managemen

dari Universitas Gajah Mada pada tahun 2000, dan

Magister Hukum dari Universitas Indonesia pada tahun

2006. Beliau juga aktif mengikuti berbagai kursus di

dalam dan di luar negeri antara lain kursus kursus

mengenai penanganan perkara perdata, penyelesaian

sengketa arbitrase dan komersial, penyusunan kontrak-

Aji PrayudiVP Legal Relations

VP Legal & Relations

PROFIL SEKRETARIS PERUSAHAANCORPORATE SECRETARY PROFILE

Aji Prayudi was born in Medan on February 19, 1965.

He joined PT Pertamina in October 2012 and had been

working for PT Pertamina since 1991. During his service

in the company, he has held various jobs and positions

at PT Pertamina (Persero) including Legal Planning and

Development (2001), Legal Advisor Coordinator (2004),

Commissioner of PT Pertamina Dana Ventura (2005-

2010), Litigation Manager (2006), Head of Corporate

Legal (2007) then he served as Legal Manager of PT

Pertamina Drilling Services Indonesia and most recently

has served as VP Legal and Relations of PT Pertamina EP

since October 1, 2010.

He earned Bachelor of Laws from University of Indonesia

in 1990, Master of Management from Gajah Mada

University in 2000, and Master of Laws from University

of Indonesia in 2006. He also actively attended

domestic and overseas courses such as handling of

civil cases, settlement of arbitrary and commercial

disputes, preparation of commercial contracts, as

well as corporate secretary course. He is also active as

The Best CID 2012

272



kontrak komersial, serta kursus sekretaris perusahaan.

Pembicara dan narasumber mengenai industri minyak

dan gas bumi di berbagai universitas serta aktif sebagai

anggota tim baik di PT Pertamina (Persero) maupun PT

Pertamina EP, antara lain sebagai anggota tim perumus

Undang-undang Minyak dan Gas Bumi UU No.22 tahun

2001.

Satuan Pengawasan Internal

Sebagai wujud komitmen tata kelola perusahaan yang

baik, Perusahaan membentuk Satuan Pengawasan

Internal (SPI)/Internal Audit yang melakukan

pengawasan/audit keuangan dan operasional. Secara

struktural SPI berada di bawah Presiden Direktur dan

berkoordinasi dengan Komite Audit.

Dalam menjalankan fungsinya, SPI bertindak objektif

dan tidak memihak dalam memberikan saran/

rekomendasi untuk peningkatan nilai dan perbaikan

kinerja operasi Perusahaan. Independensi SPI dijamin

oleh Piagam Audit SPI (Internal Audit Charter) yang

disahkan dan ditandatangani Presiden Direktur dan Ketua

Komite Audit, pada 26 Februari 2007.

SPI dipimpin Kepala Satuan Pengawasan Internal yang

pada tahun 2012 dijabat oleh Hazairin.

Komposisi SPI Per 31 Desember 2012Composition of Internal Audit Unit as of December 31, 2012

NOPersonel

PersonnelJabatanPosition

PendidikanEducation

1 Hazairin Kepala SPIHead of IAU

S2 Magister Manajemen UGMMaster of Management, UGM

2 Agustiadi Wardhana Koordinator Aset SumateraSumatra Asset Coordinator

S1 Akuntansi Universitas IndonesiaAccounting Bachelor Degree University of Indonesia

3 Adi Prasetyana Mahendradani Koordinator Aset JawaJava Asset Coordinator

S2 Magister Manajemen STIE IPWIMaster of Management, STIE IPWI

4 Sambodo H Hardjo Koordinator Aset KTIEastern Indonesia Region Asset Coordinator

Sekolah Tinggi Akuntansi Negara State Accounting Institute

speakers and source on oil and natural gas industry in

various universities, team member both at PT Pertamina

(Persero) and PT Pertamina EP, including member of

drafting team for Oil and Natural Gas Law No. 22 year

2001.

Internal Audit Unit

As a form of commitment to good corporate governance,

the Company established the Internal Audit Unit In-

ternal Audit Unit to conduct financial and operational

audit. Internal Audit Unit is structurally under President

Director and coordinate with the Audit Committee.

In carrying out its functions, Internal Audit Unit acts objectively and impartially to ensure it can provide advice/recommendations to increase value and improve operating performance of the Company. The Internal Audit Unit independence is guaranteed by the Internal Audit Charter passed and signed by the President Direc-tor and Chairman of Audit Committee, on February 26, 2007.

Internal Audit Unit is led by the Head of Internal Audit

The purpose of Internal Audit Unit establishment is to

273



Company Information


Tujuan pembentukan SPI adalah membantu Direksi serta

jajaran manajemen untuk memberikan nilai tambah

dan meningkatkan kegiatan operasi Perusahaan. Hal

itu diwujudkan melalui pendekatan yang sistematis

dan teratur untuk mengevaluasi maupun meningkatkan

efektivitas pengelolaan risiko, pengendalian dan proses

tata kelola.

Wewenang SPI:

1. Mengarahkan program kerja SPI secara luas dan

komprehensif.

2. Memeriksa dan mengevaluasi kecukupan dan

efektifitas dari sistem pengendalian manajemen.

3. Memiliki akses penuh, bebas dan tidak terbatas

kepada seluruh fungsi , catatan, aset dan pekerja.

Tanggung Jawab SPI:

a. Menetapkan kebijakan dan mengarahkan aktivitas

SPI dari segi teknis dan administrasi.

b. Mengembangkan dan melaksanakan program audit

yang komprehensif.

c. Menguji efektivitas penggunaan sumber daya dan

kepatuhan terhadap kebijakan dan prosedur.

d. Mengulas kecukupan prosedur dan catatan-catatan

dalam mencapai sasaran, dan menilai kebijakan dan

rencana yang terkait dengan aktivitas/fungsi yang

diulas.

e. Merekomendasikan perbaikan pengendalian

manajemen.

f. Menerbitkan laporan hasil audit termasuk

rekomendasi untuk perbaikan.

g. Menilai kecukupan tindak lanjut temuan hasil audit.

h. Melaksanakan audit investigatif atas permintaan

Direksi, termasuk mengulas pengaduan yang dibuat

oleh pihak-pihak di luar Perusahaan.

i. Bertindak sebagai konsultan sesuai

tanggungjawabnya.

assist the Board of Directors and management to add

value and improve the operations of the Company.

This was realized through a systematic and orderly

approach to evaluate and improve the effectiveness

of risk management, control and governance pro-

cesses.

Internal Audit Unit Authorities:

1. Extensively and comprehensively direct SPI/IAU

work program.

2. Examine and evaluate the adequacy and

effectiveness of management control systems.

3. Have full, free and unlimited access to all

functions, records, assets and employees.

Internal Audit Unit Responsibilities:

a. Establish policies and direct Internal Audit Unit

technical and administrative activities.

b. Develop and implement a comprehensive audit

program.

c. Test the effectiveness of the use of resources and

compliance with policies and procedures.

d. Review the sufficiency of procedures and records in

achieving targets, and assess the policies and plans

related to activities/functions reviewed.

e. Recommend improvement of management control.

f. Publish audit reports including recommendations for

improvement.

g. Assess the adequacy of follow-up for the audit findings.

h. Conduct investigative audit at the request of

Board of Directors, including review complaints

filed by the Company’s external parties.

i. Act as a consultant in accordance with its responsi-

bilities.

274



Dalam tahun 2012 SPI menyelesaikan penugasan meliputi 36 aktivitas audit serta 1 asesment. Selain itu SPI juga telah menyelesaikan permintaan 28 jasa konsultasi dan melaksanakan pemantauan atas tindak lanjut

penyelesaian hasil aktivitas audit internal dan eksternal.

Berdasarkan hasil audit terdapat 320 temuan dengan

nilai Rp 69.016.903.580 serta 14.850.845 dolar AS atau

keseluruhan setara dengan 21.988.064 dolar AS. Temuan-

temuan tersebut disebabkan antara lain: kelemahan

dalam hal perencanaan, prosedur, pengawasan,

pencatatan/pelaporan dan pembinaan personil. [SO2]

Pelaksanaan Tugas SPI Tahun 20122012 IAU Duty Implementation

PenugasanAssignment

Jumlah Objek Penugasan Number Of Assignment Object


1. Audit:a. Audit Operasional

Operational Audit

b. Terminasi Termination

c. Khusus Special

31

3

2

Meliputi 16 audit atas aktivitas internal Perusahaan dan audit atas 15 Mitra (KSO/TAC).Cover 16 audits on the Company’s internal activities and audit on15 Partners )KSO/TAC)Audit berakhirnya kontrak Mitra KSO/ TAC.Audit of contract termination of KSO/TAC PartnerAudit atas pengaduan masyarakat/pihak yang terkait dengan kegiatan Perusahaan.Audit over public/concerned party’s report regarding the Company’s activities

2. Konsultasi Consultation

28 Pemberian konsultasi kepada manajemen.Consultation provision for management.

3. Asesmen Assessment

1 Assesmen yang dilakukan SPIAssessment performed by IAU

In 2012 Internal Audit Unit has completed assignments

covering 36 audits and 1 assessments. Additionally Inter-

nal Audit Unit has also completed 28 requests of con-

sulting services and monitored the follow-up of internal

and external audit results. The results consist of 320

findings of alleged irregularities of Rp 69,016,903,580

and USD 14,850,854 or equivalent USD 21,988,073 in

total. These findings were din part due to weakness in

planning, procedures, monitoring, recording/reporting

and personnel development. [SO2]

275



Company Information


Mengingat fungsi, tugas dan kewenangannya yang

strategis, Perusahaan menyertakan para personel SPI

dalam program-program pengembangan kompetensi

maupun keahlian, diantaranya seperti tertera pada tabel

80 berikut:

Program Pengembangan SPI [LA10]Internal Audit Unit Development Program

NO KegiatanActivity

PenyelenggaraOrganizer

Waktu PelaksanaanDate Of Implementation

1 IIA Conf. 2012 Strategic for Internal Auditor Institute of Internal Auditors 20 – 21 Februari 2012February 20-21, 2012

2 Workshop Peran Strategis BPK Dalam Migas Institute of Internal Auditors 01 – 02 Maret 2012March 1-2, 2012

3 Supreme Audit Agency Strategic Role in Oil and Gas Workshop

Institute of Internal Auditors 03 – 10 Maret 2012March 03-10, 2012

4 Workshop Risk Based Audit (RBA) PT Pertamina (Persero) 26 – 29 Maret 2012March 26-29, 2012

5 Internal Control Review Forum Komunikasi SPI Internal Audit Unit Communication Forum

07 – 08 Juni 2012June 07-08, 2012

6 Training for Trainers Sosialisasi ICoFR Internal Audit Unit Communication Forum

25 – 26 Juni 2012June 25-26, 2012

7 Training for Trainers of ICoFR Dissemination Internal Audit Unit of PT Pertamina (Persero)

04 – 08 September 2012September 04-08, 2012

8 The 7th ECIAA Conference 2012 Institute of Internal Auditors 08 – 15 September 2012September 08-15, 2012

9 Workshop World Class Internal Audit Practice Internal Audit Unit of PT Pertamina (Persero)

11 Oktober 2012Oktober 11 , 2012

Given its strategic function, duties and authorities,

the Company included Internal Audit Unit personnel in

competencies development programs, as presented in

table 80 below:

276



Hazairin lahir di Pekalongan pada tanggal 24 Juli 1961.

Bergabung dengan PT Pertamina EP sejak April 2011 dan

menjadi pekerja PT Pertamina (Persero) sejak tahun

1982. Selama kurun waktu tersebut, Hazairin telah

menduduki jabatan dan posisi baik di PT Pertamina

(Persero) maupun anak perusahaan, sebagai Internal

Audit Group Head PT Tugu Pratama Indonesia (2005-

2008); Manajer Audit Bidang Keuangan dan Anak

Perusahaan PT Pertamina (Persero) (2008-2009); Head

of Internal Audit PT Pertamina Drilling Services

Indonesia (2009-2011); dan Kepala Satuan Pengawasan

Internal PT Pertamina EP (2011-sekarang).

Selain menjabat sebagai Kepala SPI, Hazairin juga

menjabat sebagai Ketua Komite Etika dan GCG di PT

Pertamina EP.

Mendapatkan gelar Sarjana Ekonomi dari Universitas

Jayabaya pada tahun 1987, Magister Manajemen dari

Universitas Gadjah Mada pada tahun 1999. Hazairin juga

aktif mengikuti berbagai kursus dan seminar baik di

dalam dan luar negeri antara lain:

HazairinKepala SPI

Head of Internal Audit Unit

PROFIL SATUAN PENGAWAS INTERNALINTERNAL AUDIT UNIT PROFILE

Hazairin was born in Pekalongan on July 24, 1961.

He joined PT Pertamina EP in April 2011 and had been

an employee of PT Pertamina (Persero) since 1982.

During this period, he held various positions both in PT

Pertamina (Persero) and its subsidiaries, including as

Internal Audit Group Head of PT Tugu Pratama Indonesia

(2005-2008); Audit Manager for Finance and Subsidiaries

of PT Pertamina (Persero) (2008-2009); Internal Audit

Head of PT Pertamina Drilling Services Indonesia (2009-

2011), and Internal Audit Unit Head of PT Pertamina EP

(2011-present).

In addition to serving as SPI/IAU, Hazairin also serves

as Chairman of the Ethics and GCG Committee of PT

Pertamina EP.

He earned a bachelor’s degree in Economics from

Jayabaya University in 1987, Master in Management

from University of Gadjah Mada in 1999. Hazairin also

actively attended various courses and seminars both in

the country and overseas, among others:

Menyelesaikan 36 aktivitas audit dengan hasil 320 temuan

277



Company Information


1. SOPAC 2012 Conference (Australia).

2. The 7th ECIIA Conference 2012 (Belanda).

3. SAPHIRE Conference (USA).

4. Fraud Investigation (Malaysia).

Hazairin juga telah mendapatkan sertifikasi Qualified

Internal Auditor.

Audit Eksternal

Seluruh pelaksanaan kegiatan operasional Perusahaan,

selalu diperiksa/diaudit oleh auditor internal maupun

eksternal. Kegiatan audit eksternal meliputi:

• Audit atas penyajian laporan keuangan oleh kantor

akuntan publik (KAP).

• Pemeriksaan atas perhitungan bagian negara oleh

Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan

Gas (BPMIGAS (sekarang disebut SKKMIGAS)).

• Pemeriksaan bagi hasil migas oleh Badan Pemeriksa

Keuangan (BPK).

Pemeriksaan KAP

Penunjukan penugasan KAP sebagai pelaksana audit

penyajian laporan keuangan Pertamina EP, dilakukan

oleh PT Pertamina (Persero) selaku pemegang saham

berdasarkan keputusan RUPS. Penunjukan KAP oleh PT

Pertamina (Persero) mempertimbangkan konsolidasi

antara induk perusahaan dan seluruh anak perusahaan.

Biaya pelaksanaan audit ditanggung oleh PT Pertamina

(Persero). Kantor Akuntan Publik Tanudiredja, Wibisana

& Rekan menjadi auditor Perusahaan untuk Laporan

Keuangan Tahun 2012. KAP tersebut telah menyelesaikan

tugasnya secara independen sesuai standar profesional

akuntan publik, perjanjian kerja, serta ruang lingkup

audit yang telah ditetapkan. Selain melakukan audit

terhadap laporan keuangan Perusahaan, Kantor Akuntan

Publik Tanudiredja, Wibisana & Rekan tidak memberikan

jasa konsultasi lain kepada Perusahaan.

1. SOPAC 2012 Conference (Australia).

2. The 7th ECIIA Conference 2012 (Netherlands).

3. SAPHIRE Conference (USA).

4. Fraud Investigation (Malaysia).

Hazairin also earned certification of Qualified Internal

Auditor.

External audit

All of the Company’s operations are always audited by

internal and external auditors. External audit activities

include:

y An audit of financial statements by public

accounting firm (KAP).

y Examination of the government’s share

calculations by the Upstream Oil and Gas

Regulatory Body (BP Migas).

y Examination of oil and gas production sharing by

the Supreme Audit Agency (BPK).

Public Accounting Firm Examination

Public Accounting Firm as an auditor of PT Pertamina

EP’s financial statements, is appointed by PT

Pertamina (Persero) as the shareholder pursuant

to GMS resolution. The appointment of public

accounting firm by PT Pertamina (Persero) takes

into account consolidation between parent company

and all subsidiaries. Cost of audit work is borne by

PT Pertamina (Persero). Public Accountant Firm

Tanudiredja, Wibisana & Partners as the Company’s

auditor for 2012 Financial Statements. The Public

Accounting Firm has completed its work independently

according to public accountant professional standards,

contract agreement, and the scope of audit that has

been set. In addition to audit financial statements

of the Company, Public Accounting Firm Tanudiredja,

Wibisana & Partners does not provide other consulting

services to the Company.

10 temuan dari hasil pemeriksaan telah dikoreksi

278



Audit Atas Penyajian Laporan KeuanganAudit on Financial Statements Presentation

NO TAHUN BUKUFINANCIAL YEAR

NAMA KAPPUBLIC ACCOUNTING FIRM (PAF)

PERNYATAAN PENDAPAT KAPPAF STATEMENT

1 2008 Purwantono, Suherman & Surya (Partner E & Y)Wajar Tanpa PengecualianUnqualified Opinion

2 2009 Purwantono, Suherman & Surya (Partner E & Y)Wajar Tanpa PengecualianUnqualified Opinionn

3 2010 Tanudiredja, Wibisana & Rekan (Partner PwC)Wajar Tanpa PengecualianUnqualified Opinion



Pemeriksaan BPK

Pemeriksaan yang dilakukan BPK pada tahun 2012 adalah

pemeriksaan atas perhitungan bagi hasil migas tahun

2011 KKKS PT Pertamina EP. Pemeriksaan ini mencakup

perhitungan bagian negara yang telah dilaporkan dalam

Financial Quarterly Report (FQR) tahun 2011, termasuk

perhitungan Cost Recovery dari Operasi Sendiri dan

Kemitraan.

Adapun hasil pemeriksaan adalah sebanyak 10

temuan dengan nilai koreksi Cost Recovery sebesar

USD20,629,227.79. Atas seluruh temuan tersebut PT

Pertamina EP telah melakukan koreksi sesuai hasil

pemeriksaan.

Pemeriksaan SKKMIGAS

Pemeriksaan yang dilakukan SKKMIGAS pada tahun

2012 adalah Pemeriksaan akuntansi perhitungan

bagian negara KKKS Migas PT Pertamina EP tahun 2011.

Pemeriksaan ini mencakup perhitungan bagian negara

yang telah dilaporkan dalam Financial Quarterly Report

(FQR) tahun 2011 termasuk perhitungan cost recovery

dari Operasi Sendiri dan Kemitraan.

Supreme Audit Agency Examination

Examination by Supreme Audit Agency in 2012 was

the examination of oil and gas production sharing

calculation in 2011 of PT Pertamina EP PSC. This

examination covers the calculation of the government’s

share that has been reported in the Financial Quarterly

Report (FQR) in 2011, including the calculation of Cost

Recovery from Own Operation and Partnership.

The examination results were 10 findings with Cost

Recovery correction value of USD20,629,227.79. PT

Pertamina EP has corrected all findings according to the

examination results.

SKKMIGAS Audit

Audit conducted by SKKMIGAS in 2012 was accounting

examination on calculations of government’s share of PT

Pertamina EP oil and gas PSC in 2011. This audit covers

the calculation of the government’s share that has been

Financial Quarterly Report in the Quarterly Financial

Report (FQR) in 2011, including the calculation of Cost

Recovery from Own Operation and Partnership.

279



Company Information


Sampai dengan saat pelaporan ini, pemeriksaan belum

selesai (tahap konsolidasi hasil pemeriksaan gabungan).

Pengembangan ICoFR

Pada tahun 2012, Perusahaan mulai menerapkan

Internal Control over Financial Reporting (ICoFR)

berdasarkan koordinasi dengan PT Pertamina (Persero)

dan dilaksanakan oleh Deloitte Konsultan Indonesia.

Pengembangan ICoFR pada tahun 2012 memasuki tahap

penyusunan Matriks Risiko dan Control (disebut RCM/

Risk Control Matrix) dari aktivitas pelaporan keuangan

yang diidentifikasi (disebut Business Process Model

atau BPM). Pada tahun 2013 pengembangan ICoFR akan

dilanjutkan dengan penyempurnaan RCM dan penilaian

keefektifan Internal Control (sertifikasi).

Until the end or reporting period, the audit has not

been completed (still on the stage of consolidated audit

results)

ICoFR Development

In 2012, the Company began implementing Internal

Control over Financial Reporting (ICoFR) based on

coordination with PT Pertamina (Persero) and was

conducted by Deloitte Konsultan Indonesia. ICoFR

Development in 2012 entered preparation stage of the

Risk Control Matrix (RCM) from the identified financial

reporting activities (referred to as Business Process

Model or BPM). In 2013, ICoFR development will

proceed with RCM improvement and assessment of the

Internal Control effectiveness (certification).

280



PROFIL DEWAN KOMISARISBOARD OF COMMISIONERS PROFILE

Muhamad HusenKomisaris UtamaPresident Commissioner

Born in Bandung, West Java, March 2, 1957.Appointed as Commissioner of PT Pertamina EP on July 1, 2009.

Appointed as President Commissioner of PT Pertamina EP since August 12, 2011.

He earned a Bachelor of Geology from ITB (1984) and Master of Science from University of London (1989).

He began his career in the petroleum industry in 1984 as a Geologist in the Exploration Division of Research and Development Center for Oil and Gas Technology (Lemi-gas) and continued as Head of Remote Sensing & GIS Studies Group and the Head of the Exploration Technical Services at Lemigas.

During 2001 to 2005 he served as Exploration Divi-sion Head of Lemigas, and later as Deputy Assistant of Petroleum to the Deputy for Energy, Mineral Resources and Forestry in the Coordinating Ministry for Economic Affairs. Since March 5, 2008 he served as Upstream

Director of PT Pertamina (Persero).

Lahir di Bandung, Jawa Barat, 2 Maret 1957.

Menjabat sebagai Komisaris PT Pertamina EP pada 1 Juli

2009.

Menjabat sebagai Komisaris Utama PT Pertamina EP

sejak 12 Agustus 2011.

Meraih gelar Sarjana Geologi di ITB (1984) dan Magister

Sains di University of London (1989).

Mengawali karir di dunia perminyakan pada 1984 sebagai

ahli Geologi di Divisi Eksplorasi Lembaga Minyak dan Gas

Bumi (Lemigas) dan dilanjutkan sebagai Kepala Remote

Sensing & GIS Studies Group lalu Kepala Unit Layanan

Teknis Eksplorasi Lemigas.

Kurun waktu 2001-2005 menjabat sebagai Kepala

Divisi Eksplorasi Lemigas, dan selanjutnya sebagai

Asisten Deputi Bidang Perminyakan pada Deputi bidang

Energi Sumber Daya Mineral dan Kehutanan di Kantor

Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian. Sejak 5

Maret 2008 menjabat sebagai Direktur Hulu PT Pertamina

(Persero).

kontribusi kami telahikut menjamin terpenuhinya kebutuhan energi bagi

masyarakat dalam bentuk bahan bakar minyak (BBM)

281



Company Information


Lahir di Jakarta, 14 November 1955. Pada 12 Juli 2010 Mohammad Afdal Bahaudin menjabat sebagai Komisaris PT Pertamina EP.Pada 24 November 2010 merangkap sebagai Komisaris Utama PT Pertamina EP.

Meraih gelar sarjana Akuntansi di Universitas Pajajaran dan gelar Master in Business Administration di University of Illinois, Urbana-Champaign USA.

Mengawali karir sejak tahun 1985 – 2001 selaku staf, staf utama, dan Kepala Sub Dinas Analisa Kontrak pada Dinas Perhitungan Bagian Negara – Financial & Economics Pertamina – Badan Pembinaan dan Pengusahaan Kontraktor Asing (BPPKA). Kurun waktu tahun 2001 – 2007 berkarir di PT Pertamina (Persero) selaku Project Support Leader proyek Implementasi SAP R/3, Vice President Manajemen Risiko dan Asuransi Direktorat Keuangan, Senior Vice President Operasi Keuangan Direktorat Keuangan. Kurun waktu tahun 2007 – 2010 menjadi Presiden Direktur PT Tugu Pratama Indonesia. Pada tahun 2010 – 2011 menjabat Corporate Senior VP & CFO PT Pertamina (Persero).Tahun 2011 menjabat sebagai Investment Planning & Risk Management Director.

M. Afdal BahaudinKomisarisCommissioner

Born in Jakarta, 14 November 1955.On July 12, 2010, Mohammad Afdal Bahaudin was ap-pointed as Commissioner of PT Pertamina EP.On November 24, 2010 he concurrently served as Presi-dent Commissioner of PT Pertamina EP.

He earned a bachelor’s degree in Accounting from Paja-jaran University and Masters in Business Administration from the University of Illinois, Urbana-Champaign, USA.

He began his career since 1985 - 2001 as staff, senior staff, and the Head of Contract Analysis Sub-Office at the Department of State Calculations - Financial & Economics Pertamina - Agency for Development and Exploitation of Foreign Contractors (BPPKA).During 2001 to 2007 he served at PT Pertamina (Persero) as Project Support Leader of SAP R/3 Implementation project, Risk Management and Insurance Vice President of Finance Directorate, Finance Operation Senior Vice President of Finance Directorate.In the period of 2007 to 2010 he became President Di-rector of PT Tugu Pratama Indonesia.In 2010 to 2011 he served as Corporate Senior VP & CFO of PT Pertamina (Persero).In 2011 he served as Investment Planning & Risk Manage-ment Director.

282



Achmad LuthfiKomisarisCommissioner

Lahir di Mojokerto, Jawa Timur, 14 Maret 1955.

Meraih gelar Sarjana di Institut Teknologi Bandung

jurusan Geologi (1983) dan Master Bisnis Administrasi

(MBA) di Maastricht School of Management (1996),

Belanda.

Kurun waktu 1980-1981 mengawali karir sebagai tim

peneliti penyusunan buku panduan di Lembaga Studi

Pembangunan, Departemen Dalam Negeri.

Kurun waktu 1982 – 2003, berkarir di Pertamina dengan

menempati berbagai posisi baik di Kantor Pusat maupun

di Daerah Operasi Hulu dengan jabatan terakhir sebagai

Manajer Senior Manajemen Sumber Daya, Direktorat

Manajemen Production Sharing.

Hingga Januari 2006 menjabat sebagai Kepala Divisi

Eksplorasi di Badan Pengatur Usaha Hulu Minyak dan Gas

Bumi (BPMIGAS (sekarang disebut SKKMIGAS)).

Hingga Februari 2010 menjabat sebagai Deputi

Perencanaan BPMIGAS (sekarang disebut SKKMIGAS).

Born in Mojokerto, East Java, March 14, 1955.

Earned a Bachelor’s degree from the Bandung Institute

of Technology majoring in Geology (1983) and a Master

of Business Administration (MBA) from Maastricht School

of Management (1996), The Netherlands.

During 1980 to 1981 he began his career as a member of

researcher team for preparation of guidelines at Devel-

opment Studies Institute, Home Affairs Ministry.

In the period of 1982 to 2003, he pursued his career at

Pertamina and held various positions both at the Head

Office and in Regional Upstream Operations with his last

position as Senior Manager of Resource Management,

Production Sharing Management Directorate.

Up to January 2006 he served as Exploration Head at

Upstream Oil and Gas Regulatory Body (BP Migas).

As of February 2010 he served as Deputy for Planning of

BP Migas.

283



Company Information


Mulyani WahyonoKomisarisCommissioner

Born in S. Gerong, South Sumatra, June 29, 1957.

Appointed as Commissioner of PT Pertamina EP since

November 1, 2011.

He earned a Bachelor’s degree in Chemical Engineering

from Bandung Institute of Technology g and a Masters in

Management from Gajah Mada University (2000).

He began his career in Pertamina as Reservoir Engi-

neering assistant, EP Directorate (1984). Until 2003 he

continued serving as Field Engineer, Chief of Reservoir

Engineering, Acting Chief of Operation Engineering,

Reservoir Engineer, Major Expert of Reservoir Engineer-

ing, Head of EOR Sub-Office, Head of Sub-Office of

Gas Evaluation Division, Head of Sub-Office of Project

Economic and Gas Development Manager.

Later in 2003, he also served as Head of Region I, Head

of Operations Division, Head of Operations Support Divi-

sion, Head of EPT Division, and Representative VP.

He currently serves as Head of Representative Division

of BP Migas.

Lahir di S. Gerong, Sumatera Selatan, 29 Juni 1957.

Menjabat sebagai Komisaris PT Pertamina EP sejak 1

November 2011.


jurusan Teknik Kimia dan Magister Manajemen di

Universitas Gajah Mada (2000).

Mengawali karir di Pertamina sebagai Asisten Teknik

Reservoir, Direktorat EP (1984). Hingga tahun 2003

berlanjut menjabat sebagai Ahli Teknik Lapangan,

Kepala Teknik Reservoir & Pjs. Kepala Teknik Operasi,

Ahli Teknik Reservoir, Ahli Utama Teknik Reservoir,

Kepala Sub Dinas EOR, Kepala Sub Dinas Evaluasi Divisi

Gas, Kepala Sub Dinas Project Economic, dan Manajer

Pengembangan Gas. Selanjutnya pada tahun 2003 juga

menjabat sebagai Kepala Dinas Region I, Kepala Divisi

Operasi, Kepala Divisi Penunjang Operasi, Kepala Divisi

EPT, dan VP Representatif.

Saat ini menjabat sebagai Kepala Divisi Perwakilan

BPMIGAS (sekarang disebut SKKMIGAS).

284



Susilo SiswoutomoKomisarisCommissioner

Born in Boyolali, Central Java, 4 September 1950

Appointed as Commissioner of PT Pertamina EP since

September 5, 2012

Earned his Bachelor’s degree from Bandung Institute of

Technology Department of Mechanical Engineering (1974)

He began his career in the petroleum industry in 1974

by joining Mobil Oil Indonesia Inc. and continued serving

in several positions at ExxonMobil. In 2007, he served

as an expert adviser to the Deputy Head of BP Migas.

Until now, Susilo also served as Head of Superintendent

and Control of Abadi Masela Field Development Project

and the Special Staff of Energy and Mineral Resources

Minister.

He also attended courses and seminars such as the Lead-

ership Training Course (1973), and a number of training

on oil and gas industry including Engineering Orienta-

tion, Basic Log Interpretation, Basic Reservoir Engineer-

ing, Production Engineering, Pacific Energy Planning

Strategies, Gas Business Fundamentals, and others.

Lahir di Boyolali, Jawa Tengah, 4 September 1950

Menjabat sebagai Komisaris PT Pertamina EP sejak 5

September 2012


Jurusan Teknik Mesin (1974)

Mengawali karir di industri perminyakan pada tahun

1974 dengan bergabung di Mobil Oil Indonesia Inc dan

dilanjutkan dengan menjabat pada beberapa posisi

di ExxonMobil. Pada tahun 2007, menjabat sebagai

penasihat ahli Wakil Kepala BPMIGAS (sekarang disebut

SKKMIGAS). Hingga saat ini, Susilo juga menjabat sebagai

Kepala Pengawas dan Pengendali Proyek Pengembangan

Lapangan Abadi Masela dan Staf Khusus Menteri ESDM.

Kursus dan seminar yang pernah diikuti yakni Leadership

Training Course (1973), dan sejumlah pelatihan

terkait dengan industri migas antara lain Engineering

Orientation, Basic Log Interpretation, Basic Reservoir

Engineering, Production Engineering, Pacific Energy

Planning Strategies, Gas Business Fundamental, dan lain-

lain.

285



Company Information


A. Edy HermantoroKomisarisCommissioner

Lahir di Yogyakarta, 7 Oktober 1956. A. Edy Hermantoro

meraih gelar Sarjana di Universitas Pembangunan

Nasional Veteran Yogyakarta (1983) dan Magister

Kebijakan Bisnis di Universitas Indonesia (2003).

Beliau mengawali karir di industri perminyakan di bidang

Geologi antara lain dengan melakukan penyelidikan

terkait Geologi Teknik dan bekerja di PT Geoservices

Jakarta. Selanjutnya beliau meniti karir di

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi sebagai

Staf Direktorat Eksplorasi dan Produksi, Kepala Sub

Direktorat (Kasubdit) Wilayah Kerja, Kepala Bagian

Penyusunan Program dan Laporan, Kasubdit Penyiapan

Program Minyak dan Gas Bumi. Selain itu beliau juga

pernah menjabat sebagai Kepala Biro Perencanaan

dan Kerja Sama di Sekretariat Jenderal Departemen

Energi dan Sumber Daya Mineral. Saat ini beliau juga

menjabat sebagai Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas,

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Perwakilan

Indonesia di OPEC, dan Komisaris PT Patra Nusa Data.

A. Edy Hermantoro menjabat sebagai Komisaris PT

Pertamina EP sejak 1 Juli 2009.

Born in Yogyakarta, October 7, 1956. A. Edy Hermantoro

earned titles Bachelor from National Development

University “Veteran” Yogyakarta (1983) and Master of

Business Policy from University of Indonesia (2003).

He began his oil industry career in the field of Geology

by doing investigation related to Geological Engineering

and worked in PT Geoservices Jakarta. Later he

worked at Directorate General of Oil and Gas as Staff

of roduction and Exploration Directorate, Head of Sub

Directorate for Working Area, Head Division of Report

and Program Development, Head of Sub Directorate for

Oil and Gas Program Development. In addition, he also

served as Head of Planning and Cooperation Bureau at

Ministry of Energy and Mineral Resources – Secretary

General. Currently he also serves as Director of Oil

and Gas Upstream Business Development, Directorate

General of Oil and Gas, Representative of Indonesia

in Organization of the Petroleum Exporting Countries

(OPEC), and Commissioner of PT Patra Nusa Data.

A. Edy Hermantoro has served as Commissioner of PT

Pertamina EP since July 1, 2009.

286



Syamsu AlamPresiden DirekturPresident Director

"Kami peduli dengan lingkungan, hal ini kami manifestasikan melalui

pemanfaatan kembali CO2 dan penanaman 1.000 pohon setiap

sumur produksi"

PROFIL DIREKSIBOARD OF DIRECTORS PROFILE

Born in Purworejo, Central Java, April 2, 1963.

He began his career in Pertamina as an Exploration As-

sistant, and he served as Geophysics Evaluation Expert

and then served as Geophysics Associate Expert.

In the Upstream Directorate, he started his career as

Interpretation Specialist.

In 2005 he was appointed as Exploration Manager of

Upstream Operations Region (DOH) Southern Sumatra.

In 2007 he was appointed as Regional and Field Optimi-

zation Manager.

Between November 2007 to August 2008, he served as

General Manager of Joint Operating Body (JOB) Per-

tamina Medco-Tomori.

in July 2008 he was appointed as Business Development

Director, later known as Exploration and Development

Director.

On April 26, 2011, he was mandated as President Direc-

tor of PT Pertamina EP.

Lahir di Purworejo, Jawa Tengah, 2 April 1963.

Mengawali karir di Pertamina sebagai Asisten Eksplorasi,

dan selanjutnya menjabat sebagai Ahli Evaluasi Geofisika

dan Ahli Madya Geofisika.

Di Direktorat Hulu, karirnya dimulai sebagai Spesialis Interpretasi.

Tahun 2005 dilantik sebagai Manajer Eksplorasi Daerah Operasi Hulu (DOH) Sumatera Bagian Selatan.

Tahun 2007 ditetapkan sebagai Manajer Regional & Optimalisasi Lahan.

Pada kurun waktu November 2007 – Agustus 2008, menjabat sebagai General Manager JOB Pertamina Medco-Tomori.

Pada Juli 2008 dilantik sebagai Direktur Pengembangan Usaha, selanjutnya disebut Direktur Eksplorasi dan Pengembangan, pada Juli 2008.

26 April 2011, mendapat mandat sebagai Presiden Direktur PT Pertamina EP.

"We care about environment, this care was manifestasted through our action

for reusing CO2 & planting 1,000 trees for each well production"

287



Company Information


Memperoleh gelar Sarjana Teknik Geologi ITB Bandung (1988), Magister Teknik Geofisika ITB Bandung (1994), dan meraih gelar Doktor di Texas A&M University,

Amerika Serikat (2001).

Kursus dan seminar yang pernah diikuti antara lain: BPST

Angkatan I/1989, AMDAL A, Bassic Applied Geophysics,

Seismic Stratigraphy, Seismic Physical Modelling

and Its Application Of Reservoir Characterization,

International Symposium on Geodynamic of Indonesia

Within The Context Of Natural Resources Development

and The Mitigation of Geological Hazard, Leadership

Development Program, Senior Leader TLE Program,

Advanced Leadership Program.

Kegiatan asosiasi yang diikuti adalah Ikatan Ahli Geologi

Indonesia (IAGI), Himpunan Ahli Geofisika Indonesia

(HAGI), serta American Association of Petroleum

Geologists (AAPG).

He earned his Bachelor of Geological Engineering from

ITB (1988), Master of Geophysics Engineering from ITB

(1994), and earned his Doctoral degree from Texas A&M

University, USA (2001).

Courses and seminars that have been attended include BPST Batch I/1989, AMDAL A, Basic Applied Geophysics, Seismic Stratigraphy, Seismic Physical Modelling andIts Application Of Reservoir Characterization, Interna-tional Symposium on Geodynamic of Indonesia Within The Context Of Natural Resources Development and the Mitigation of Geological Hazard, Leadership Develop-ment Program, Senior Leader TLE Program, Advanced Leadership Program.

He is also involved in association include Indonesian Geologists Association (IAGI), Association of Indonesian Geophysicists (HAGI), and the American Association of

Petroleum Geologists (AAPG)

288



Lahir di Bondowoso, Jawa Timur, 11 April 1961.

Menjabat sebagai Direktur Eksplorasi dan

Pengembangan sejak tanggal 10 Mei 2011.

Mengawali karir di Pertamina pada tahun 1989 sebagai

Asisten Eksplorasi. Sebelum menjabat Direktur

Eksplorasi dan Pengembangan, sempat menjabat

sebagai Vice President Area Asia & South America di

PT Pertamina Hulu Energi. Kemudian di PT Pertamina

EP beliau sempat menjabat sebagai Vice President

Eksplorasi.

Memperoleh gelar Sarjana Teknik Geologi di

Universitas Gajah Mada (1988) dan meraih gelar

Master Geologi (2003) di Institut Teknologi Bandung.

Doddy Priambodo aktif dalam kegiatan asosiasi profesi

seperti IAGI, HAGI, dan IPA.

Doddy PriambodoDirektur Eksplorasi dan Pengembangan

Exploration and Development Director

Born in Bondowoso, East Java, April 11, 1961.

Appointed as Director of Exploration and Development

since May 10, 2011.

He began his career in Pertamina since 1989 as Explo-

ration Assistant. Before becoming Director of Explora-

tion and Development, he had served as Vice President

of Asia & South America Area at PT Pertamina Hulu

Energi. Then in PT Pertamina EP he had served as Vice

President of Exploration.

He earned his Bachelor of Geology Engineering from

the University of Gajah Mada (1988) and earned

Master of Geology (2003) from Bandung Institute of

Technology. Doddy Priambodo is actively involved in

professional associations such as IAGI, HAGI, and IPA.

"Realisasi tambahan cadangan eksplorasi melebihi target RKAP"

"Realization of additional exploration reserves extended target set in

Corporate Work Plant and Budget"

289



Company Information


Lahir di Mojokerto, Jawa Timur, 12 September 1960.

Mengawali karir di Pertamina pada tahun 1986 sebagai

Asisten Teknik Produksi di Jakarta, dan selanjutnya

menjabat sebagai Ahli Teknik Produksi Gas, Ahli Utama

Terminal Flooding, Specialist Reservoir Development

Analyst, Kepala Sub Dinas Teknik Reservoir dan Produksi,

Chief Keteknikan Reservoir.

Meniti karir di Direktorat Hulu sebagai Manajer

Manajemen Eksploitasi dan kemudian Manajer

Manajemen Kemitraan, General Manager DOH Sumatera

Bagian Tengah, serta Vice President Region Jawa.

Pada Agustus 2008 dilantik sebagai Direktur Operasi, dan

selanjutnya ditugaskan sebagai Senior Vice President

Upstream Strategic Planning and Subsidiary Management

di PT Pertamina (Persero) dan Staf Ahli Direktur Hulu PT


Menjabat sebagai Direktur Operasi sejak 29 September

2011.

Memperoleh gelar Sarjana Teknik Perminyakan ITB

Bandung (1985), Magister Teknik Perminyakan ITB

Bagus SudaryantoDirektur Operasi Operations Director

Born in Mojokerto, East Java, September 12, 1960.

He began his career in Pertamina since 1986 as Produc-

tion Engineer Assistant in Jakarta and later served as

Expert of Gas Production Engineering, Main Expert of

Terminal Flooding, Specialist Reservoir Development

Analyst, Head of Reservoir and Production Engineering

Sub-Office, Chief of Reservoir Engineering.

He served in the Upstream Directorate as Manager of

Exploitation Management and Manager of Partnership

Management, General Manager of UOA (DOH) in Central

Sumatra, Vice President of Java Region.

In August 2008, he was appointed as Director of Opera-

tions and later was assigned as Senior Vice Presidentof

Upstream Strategic Planning and Subsidiary Manage-

ment in PT Pertamina (Persero) and Senior Advisor to

Upstream Director PT Pertamina (Persero).

He has served as Director of Operations since Septem-

ber 29, 2011.

He earned his Bachelor of Petroleum Engineering from

ITB (1985), Master of Petroleum Engineering from ITB

"Kami berhasil meningkatkan produksi minyak28%"

"We successfully increased oil production by 28%"

290



Bandung (1993), dan Doktor Teknik Perminyakan di

California (1998).

Kursus dan seminar yang pernah diikuti antara lain

Well Testing, Special Core Analysis, Dasar Perolehan

Minyak Tahap Lanjut, Geostatistical Methodes in

Reservoir Characterization, Geologic Reservoir

Characterization, Leadership Development Program,

SUSPI, Workshop POD, WP&B, dan Authorization For

Expenditure, dan Advanced Leadership Program.

(1993), and Doctor of Petroleum Engineering from Cali-

fornia (1998).

He attended courses and seminars such as Well Testing, Special Core Analysis, Basic of Enhanced Oil Recovery, Geostatistical Methods in Reservoir Characterization, Geological Reservoir Characterization, Leadership Devel-opment Program, SUSPI, Workshop on Plan of Develop-ment (POD), Work Program & Budget (WP&B), Authoriza-tion For Expenditure, and Advanced Leadership Program.

291



Company Information


LukitaningsihDirektur KeuanganFinance Director

Lahir di Semarang, Jawa Tengah, 3 Juli 1959.

Mengawali karir di Pertamina sebagai Staf FINEK di BKKA

pada tahun 1983.

Pada tahun 1992 menjabat sebagai Asisten Keuangan,

dan kemudian sebagai Asisten Manajer Pengkajian

Pendapatan di Direktorat Manajemen Production Sharing

(MPS), Kepala Sub Dinas Asset KKKS di BPMIGAS.

Ditugaskan di Direktorat Hulu sebagai Asisten Manajer

Portofolio Investasi Drilling. Pada tahun 2003, ditugaskan

di Direktorat Keuangan Pertamina sebagai Manajer

Pengadaan Valas dan Hutang Jangka Panjang.

Tahun 2008, mulai berkarir di Pertamina EP sebagai Vice

President Kontroler dan Manajemen Risiko.

Menjabat sebagai Direktur Keuangan pada 23 Februari 2012.

Memperoleh gelar Sarjana Ekonomi Akuntansi Universitas

Gajah Mada (1983) dan Magister Manajemen di bidang

Ekonomi dari Universitas Gajah Mada (1998).

Born in Semarang, Central Java, July 3, 1959.

She began her career in Pertamina as Staff of FINEK at

BKKA in 1983.

In 1992 she served as Finance Assistant and then served

as Assistant Manager of Revenue Assessment in Directo-

rate of Production Sharing Management (MPS), Head of

Sub-Office of KKKS Asset at BPMIGAS.

She was assigned as Assistant Manager of Drilling Invest-

ment Portfolio in the Upstream Directorate. In 2003,

she was assigned to the Pertamina Directorate of

Finance as the Manager of Foreign Currency Procure-

ment and Long-Term Debt.

In 2008, she began her career in PT Pertamina EP as Vice

President of Controller and Risk Management.

She has served as Director of Finance since February

23, 2012. She earned her Bachelor of Economics and

Accounting from University of Gajah Mada (1983) and

Master of Management in Economics from University of

Gajah Mada (1998).

"Tingkat pengembalian investasi (ROI)

36,32%"

"Return on investment reached 36.32%"

292



Pelatihan dan seminar yang pernah diikuti antara lain

Penataran Tingkat Instansi Pertamina Pusat (1985),

Prinsip-prinsip Pengawasan Lanjutan Angkatan XI

Pertamina (1986), Training Kepemimpinan Angkatan

XVIII (1988), Achieving Academic Excellence Program

in Marketing di Kentucy, USA (1997), Transformation

Leadership Engine 1 (2009).

She attended various training and seminars includ-

ing Training of Central Pertamina Institutions (1985),

Advanced Control Principles - Pertamina Batch XI

(1986), Leadership Training Batch XVIII (1988), Achieving

Academic Excellence Program in Marketing, Kentucky,

USA (1997), and Transformation Leadership Engine 1

(2009).

293



Company Information


MANAJEMEN RISIKO [4.9]

PT Pertamina EP memandang pengelolaan manajemen

risiko merupakan hal penting dalam upaya pencapaian

tujuan Perusahaan dan merupakan bentuk penerapan

tata kelola perusahaan yang baik. Manajemen risiko

mempengaruhi keberlanjutan bisnis dan memastikan

pencapaian target kinerja Perusahaan.

Penerapan manajemen risiko dilaksanakan melalui

serangkaian upaya meminimalkan risiko kegagalan/

kerugian dan memaksimalkan nilai/laba Perusahaan.

Langkah yang ditempuh adalah dengan membangun

infrastruktur manajemen risiko yang komprehensif dan

efektif, membangun budaya risiko, memetakan risiko,

menyusun risk response plan yang akurat dan melakukan

monitoring secara ketat sehingga tingkat risiko dapat

diturunkan pada level yang dapat diterima dan mampu

menciptakan peluang menguntungkan sehingga dapat

menjamin tercapainya kepentingan pemegang saham serta

memenuhi harapan para pemangku kepentingan lainnya.

RISK MANAGEMENT [4.9]

PT Pertamina EP considers risk management essen-

tial in achieving the Company’s goals and is a form

of good corporate governance implementation. Risk

management will directly affect business continu-

ity and ensure the achievement of the Company’s

performance target.

Risk management is implemented through a series

of measures to minimize the risk of failure/loss and

maximize the value/profit of the Company. In order

The step to be taken is to build comprehensive and

effective risk management infrastructure, building

a risk culture, risk mapping, formulate an accurate

risk response plan and apply strict monitoring so

that the level of risk can belowered to the accept-

able level and capable of creating profitable oppor-

tunities that can ensure the achievement of share-

holder interests as well as meet other stakeholders’

expectations.

Meidawati

VP PMR

[email protected]

294



Penerapan manajemen risiko diawali dengan proses

assessment risiko yang meliputi risk register (mendata

potensi risiko), menganalisa risiko untuk menentukan

jenis risiko, peluang terjadinya risiko (probability)

dan dampak risiko (impact), serta akar penyebab dan

gejalanya. Selanjutnya merancang risk response plan

(risk mitigation plan), memonitor pelaksanaan risk

response plan melalui system online monitoring dan

membuat pelaporan pelaksanaan risk response plan

secara periodik.

Penerapan risk response plan ke asset holder menjadi

efektif, karena implementasi pelaksanaan risk response

plan menjadi bagian Key Performance Indeks (KPI) dari

fungsi atau pemegang aset tersebut.

Perusahaan mengelola risiko berdasarkan kaidah kaidah

Enterprise Risk Management (ERM) yang merupakan

serangkaian prosedur, sistem dan metodologi yang

digunakan untuk mengidentifikasi, memetakan dan

mengukur risiko, menyusun rencana mitigasi dan

melaksanakan respon risiko, memantau pelaksanaan

respon risiko secara berkesinambungan dan

mengendalikan risiko yang timbul.

Kami memiliki sistem tata kerja (STK) pengelolaan

risiko Perusahaan yang terdiri dari Traktat Manajemen

Risiko, Pedoman Manajemen Risiko dan Tata kerja

Organisasi/Individu. STK manajemen risiko yang telah

mengimplemantasikan ISO 31000 Risk Management

Standard. [4.12]

Application of risk management begins with risk as-

sessment process that includes risk register (record

potential risks), the risk analysis to determine type of

risk, the probability of risk and risk impact, as well as

the root causes and symptoms. Furthermore, designing

risk response plan (risk mitigation plan), monitor the

implementation of risk response plans through online

monitoring system and report the implementation of

risk response plan periodically.

Risk response plan application to asset holder has been

effective because its implementation becomes part of

Key Performance Index (KPI) of the function or asset

holder.

Risk response plan application to asset holder has been

effective because its implementation becomes part of

Key Performance Index (KPI) of the function or asset

holder. The company manages risk based on Enterprise

Risk Management (ERM) principles which are a series of

procedures, system and methodology used to identify,

map, and measure the risks, monitor risk response plan

continuously and control the risks.

We have a corporate risk management working proce-

dure system (STK) consists of the Risk Management

Treaty, Guidelines of Risk Management and Organiza-

tion/Individual Working Procedure. Risk management

working procedure system has implemented ISO 31000

Risk Management Standard. [4.12]

295



Company Information


ISO 31000 RISK MANAGEMENT STANDARD

Policy Framework Process

1. Create value and protects Value2. Isan Integral part or organizational process3. Part of decision making4. Explicitly addresses uncertainty5. Issystematic, Sructured and timely6. is based on the best available information7. Istailored8. take human and cultural factors into account9. Is dynamic, iterative and responsive to change11. facilities continual improvement and enhancement of the organization

Mandate &Commitment

Design ofFramework forManaging risk

Implementingrisk

Management

ContinualImprovement

of theframework

Establishing the content

Risk identification

Risk analisis

Risk evaluation

Risk treatment

Monitoring&

Review

Comunication&

consultation

Risk assessment

MonitoringAnd review of

the Framework

Guna mengefektifkan pengelolaan risiko, PT Pertamina

EP membentuk struktur organisasi ERM, yang terdiri

atas:

I. Komite Manajemen Risiko

Komite Manajemen Risiko dimana berdasarkan Pedoman

Manajemen Risiko No. A-003/EP4000/2010-S0 susunan

Pelaksana Komite Investasi dan Manajemen Risiko 2012

terdiri dari :

Ketua Komite : Presiden Direktur PEP

Wakil Ketua Komite : Direktur Operasi

Sekretaris Komite : VP Perencanaan &

Manajemen Risiko

Anggota Komite :

(1) VP Eksplorasi

(2) VP Eksploitasi

(3) VP Health Safety & Environment

(4) VP Kontroler

(5) VP Legal & Relations

In order to manage risk effectively, PT Pertamina EP has

formed an organizational structure for ERM, consisting

of:

I. Risk Management Committee

Risk Management Committee which is based on Risk

Management Guideline No. A-003/EP4000/2010-S0, the

composition of Investment and Risk Management Com-

mittee 2012 comprising:

Committee Chairman : PEP President Director

Committee Deputy Chairman : Operations Director

Committee Secretary : VP Planning & Risk Ma-

nagement

Committee Members:

(1) VP Exploration

(2) VP Exploitation

(3) VP Health Safety & Environment

(4) VP Controller

(5) VP Legal & Relations

296



Wewenang dan Tanggung Jawab Komite Manajemen Risiko

antara lain:

• Menetapkan kebijakan dan strategi Manajemen

Risiko yang komprehensif termasuk penetapan,

dan persetujuan batas (limit) risiko baik secara

keseluruhan (composite), per jenis risiko, maupun

per aktivitas fungsional. Kebijakan dan strategi

Manajemen Risiko ditetapkan sekurang-kurangnya

satu kali dalam satu tahun atau frekuensi yang lebih

tinggi dalam hal terdapat perubahan faktor-faktor

yang mempengaruhi aktivitas usaha Perusahaan

secara signifikan

• Bertanggung jawab atas pemantauan pelaksanaan

kebijakan Manajemen Risiko dan eksposur risiko

yang diambil oleh Perusahaan.

• Mengevaluasi efektivitas penerapan Manajemen

Risiko Perusahaan secara berkala antara lain

Metodologi pengukuran risiko, Implementasi sistem

informasi manajemen risiko, Ketepatan kebijakan,

prosedur dan penetapan batasan risiko.

• Evaluasi secara berkala dimaksudkan untuk

mengantisipasi perubahan situasi, kondisi serta

perkembangan eksternal dan internal perusahaan.

• Penetapan hal-hal yang terkait dengan keputusan

bisnis yang menyimpang dari prosedur normal

(irregularities)

• Memantau kegiatan yang dilakukan oleh Unit Kerja

Manajemen Risiko

• Mengembangkan budaya sadar risiko (risk

consciousness) pada seluruh jenjang organisasi,

antara lain meliputi komunikasi yang memadai

kepada seluruh jenjang organisasi tentang

pentingnya pengendalian internal yang efektif.

• Mengembangkan kompetensi sumber daya manusia

terkait dengan pelaksanaan Manajemen Risiko

II. Unit Kerja Manajemen Risiko

Unit kerja Manajemen Risiko berdasarkan Pedoman

Manajemen Risiko No. A-003/EP4000/2010-S0 adalah

unit kerja yang beranggotakan VP Perencanaan &

Manajemen Risiko (sebagai koordinator), Manajer

Manajemen Risiko (sebagai Wakil Koordinator I), Manajer

Authorities and Responsibilities of Risk Management

Committee, as follows:

• Establish comprehensive Risk Management

policies and strategies including determination

and approval of risk limit , both composite, per

type of risk and per functional activity . The Risk

Management policies and strategies are established

at least once a year or there may be higher

frequency should there any changes in the factors

that affect the company’s business activities

significantly.

• Responsible for monitoring the implementation of

risk management policies and risk exposure taken

by the Company.

• Evaluate the effectiveness of risk management

in the Company periodically including by risk

measurement methodology, implementation of

risk management information, appropriate policy,

procedure and risk limit determination.

• Periodic evaluation is intended to anticipate

changes in situation, condition and the company’s

external and internal development.

• Determine matters related to business

decisions that deviate from normal procedures

(irregularities).

• Monitor the activities carried out by the Risk

Management Unit.

• Developing a culture of risk consciousness at all

levels of the organization and its business partners.

• Developing human resource competencies related

to the implementation of risk management.

II. Risk Management Unit

Risk Management Unit based on Risk Management

guidelines No. A-003/EP4000/2010-S0 is a unit whose

members are VP Planning & Risk Management (as

coordinator), Risk Management Manager (as Deputy

Coordinator I), Evaluation & Control Manager (as

297



Company Information


Evaluasi & Pengendalian (sebagai Wakil Koordinator II),

Ahli Risiko Operasional, Ahli Analisa Risiko dan Investasi,

serta pekerja Pertamina EP lainnya yang ditunjuk

dengan Surat Keputusan atau Surat Perintah Direksi

Perusahaan.

Wewenang dan Tanggung Jawab Unit Kerja Manajemen

Risiko antara lain :

• Unit Kerja Manajemen Risiko bertanggung jawab

kepada Komite Manajemen Risiko.

• Menyusun laporan profil risiko Perusahaan secara

berkala dan menyampaikannya kepada Komite

Manajemen Risiko dengan tembusan Dewan Direksi

Perusahaan

• Mengevaluasi aktivitas atau kegiatan usaha yang

memerlukan persetujuan Dewan Direksi, antara lain

aktivitas atau kegiatan usaha yang telah melampaui

kewenangan pejabat Perusahaan satu tingkat

di bawah Direksi, sesuai dengan kebijakan dan

prosedur yang berlaku.

• Memantau posisi risiko perusahaan secara korporat,

per jenis risiko dan risiko per aktivitas fungsional

yang antara lain dapat dituangkan dalam bentuk

pemetaan risiko dan memberikan rekomendasi


• Memberikan masukan kepada Komite Manajemen

Risiko mengenai besaran atau maksimum eksposur

risiko untuk dimasukkan ke dalam Rencana Kerja

dan Anggaran Perusahaan.

• Mengkaji secara berkala kecukupan dan kelayakan

dari Kebijakan, Pedoman, dan Strategi Penerapan

Manajemen Risiko, serta menyampaikan

rekomendasi perubahan kepada Komite Manajemen

Risiko.

III. Tim & Sub Tim Unit Kerja Manajemen Risiko

Tim & Sub Tim Unit Kerja adalah pekerja Pertamina EP

yang ditunjuk dengan Surat Perintah Direksi Perusahaan

No. 013/EP0000/2010-S0 yang berada di Kantor Pusat

serta asset area (Region & UBEP).

Tim Unit Kerja Manajemen Risiko beranggotakan para

manager kunci yang mewakili setiap Fungsi Kantor Pusat

Deputy Coordinator II), Operational Risk Specialists,

Risk Analysis and Investment Specialists, and other

Pertamina EP’s employees appointed with the Decree or

Instruction Letter of Company Board of Directors.

Authority and Responsibilities of Risk Management Unit

include:

• Risk Management Unit is responsible to Risk

Management Committee.

• Prepare the Company’s risk profile reports

periodically and submit it to Risk Management

Committee with a copy to the Board of Directors

• Evaluate the activity or business activity that

requires the Board of Directors’s approval,

including activity or business activities that have

exceeded the authority of the company’s officers

one level below Board of Directors, in accordance

with applicable policies and procedures.

• Monitor risk position of the company as a

corporate, per type of risk and per functional

activity, which can be described in the form of risk

mapping and provide recommendations to the Risk


• Provide input to the Risk Management Committee

on the amount or the maximum risk exposure to be

included in the Corporate Work Plan and Budget.

• Assess regularly the adequacy and appropriateness

of Policies, Guidelines, and Implementation

of Risk Management Strategies, and submit

the recommendation of changes to the Risk


III. Risk Management Unit Team & Sub-Team

Team & Sub-Team of Unit are employees of Pertamina

EP appointed based on President Director Letter of

Instruction No. 013/EP0000/2010-S0 located at the Head

Office ans area of assets (Region & UBEP).

Risk Management Unit Team members include key

managers who represent each function of Head

298



dengan coordinator VP Perencanaan dan Manajemen

Risiko dengan penasehat Komite Manajemen Risiko

dengan anggota 22 orang, 2 wakil coordinator dan 2

sekretaris.

Sementara Sub Tim Unit Kerja Manajemen Risiko

dengan koordinator para Manager Perencanaan &

Manajemen Bisnis dari Region, Manager Layanan Operasi

UBEP dan Proyek, Kepala HSE Region & UBEP dan sebagai

penasihat adalah General Manager dari Region/UBEP/

Proyek dan Manajer Senior Eksploitasi.

Tanggung jawab utama Tim & Sub Tim Unit Kerja Manaje-

men Risiko, antara lain:

• Mempersiapkan dan memastikan agar implementasi

Manajemen Risiko Perusahaan dapat berjalan

dengan lancar dan sesuai target yang direncanakan

sesuai dengan Kebijakan Manajemen Risiko

PT Pertamina EP.

• Melaksanakan aktifitas Manajemen Risiko pada

fungsi masing-masing.

• Menyampaikan laporan tertulis secara berkala


Total jumlah keanggotaan Tim/Sub tim Unit Kerja

Manajemen Risiko ada 40 orang, dengan Ketua Tim/Sub

Tim yang memiliki sertifikasi Enterprise Risk Management

Certified Professional (ERMCP) sebanyak 2 orang dan

pekerja / Sub Tim yang memiliki sertifikasi Certified Risk

Management Professional (CRMP) sebanyak 34 orang.

Kebijakan Manajemen Risiko

Kebijakan Manajemen Risiko di PT Pertamina EP tertuang

dalam:

• Traktat Manajemen Risiko PT Pertamina EP

• Pedoman Manajemen Risiko PT Pertamina (Persero)

• Pedoman Manajemen Risiko Proyek PT Pertamina

(Persero) Direktorat Hulu

• Pedoman Manajemen Risiko PT Pertamina EP

• TKO Manajemen Risiko PT Pertamina EP

• Tata Kerja Individu (TKI) Manajemen Risiko PT

Pertamina EP

Office with VP Planning and Risk Management as the

coordinator and Risk Management Committee advisors

with 22 members, 2 deputy coordinatosr and 2

secretaries.

Meanwhile Risk Management Unit Sub-Team with

coordinators consisting of Planning & Business

Management Managers of Regions, Service Operations

Managers of UBEP and Projects, HSE Head of Regions/

UBEP/Projects and Exploitation Project Senior

Managers.

The main responsibilities of Risk Management Unit Team

& Sub-Teams, among others:

• Prepare and ensure the implementation of

Enterprise Risk Management can run smoothly and

according to planned targets in accordance with PT

Pertamina EP’s Risk Management Policy.

• Implement Risk Management activities in each

function.

• Submit a written report regularly to the Risk


Total number of Risk Management Unit Team/Sub-team

members are 40 people, with 2 Team/Sub-team Lead-

ers have obtained Enterprise Risk Management Certified

Professional (ERMCP) and 34 employees /Sub-Teams who

have obtained Certified Risk Management Professional

(CRMP).

Risk Management Policy

Risk Management Policy of PT Pertamina EP contained

in:

• Risk Management Treaty of PT Pertamina EP

• Risk Management Guidelines of PT Pertamina (Persero)

• Project Risk Management Guidelines of PT Pertamina (Persero) Upstream Directorate

• Risk Management Guidelines of PT Pertamina EP

• Organizational working procedure for Risk Management of PT Pertamina EP

• Individual working procedure for Risk Management

of PT Pertamina EP

299



Company Information


Profil Risiko Perusahaan

Identifikasi Risiko RK tahun 2012 dilaksanakan melalui

kegiatan risk register dan penyusunan risk response

plan pada akhir tahun 2011 dan awal tahun 2012

yang dilakukan untuk menjamin tujuan dan kinerja

Perusahaan tahun 2012 dan sasaran Rencana Jangka

Panjang Perusahaan (RJPP) 2012-2016. Kami membagi

prioritas risiko menjadi tiga, yakni:

• Risiko yang terkait langsung dengan rencana kerja

opersional Perusahaan terbagi menjadi 30 risiko

utama (top 30 risk) dan 10 risiko utama (top 10

risk).

• Risiko Strategis yaitu risiko yang sewaktu-waktu

dapat mengganggu tercapainya target utama

Perusahaan, baik yang mungkin terjadi sekarang

maupun waktu mendatang (tahun jamak), dan

dampaknya berpengaruh secara signifikan sehingga

perlu penanganan khusus.

Tipe risiko yang dapat mempengaruhi strategi dan

tujuan Perusahaan dibagi menjadi 5 tipe yaitu:

1. Risiko HSE (Health, Safety and Environment)

2. Risiko Operasional termasuk Risiko Supply Chain,

Risiko Sosial, Risiko cuaca & bencana Alam, Risiko

Legal, Risiko Regulatory Compliance, Risiko aspek

teknologi dan Risiko aspek sumber Daya Manusia,

3. Risiko Surface Facilities

4. Risiko Subsurface termasuk sumberdaya alam

5. Risiko Bisnis & Financial

Corporate Risk Profile

Work Plan Risks Identification in 2012 was implemented

through risk register and preparation of risk response

plan in late 2011 and early 2012 which was aimed at en-

suring the objectives and performance of the Company

in 2012 and targets of Long Term Corporate Plan (RJPP)

2012-2016. We categorize risk priorities into three,

namely:

• Risks directly related to the work plan of the

company’s operations is divided into top 30 risks

and top 10 risks.

• Strategic risk is the risk that at any time may

hinder the achievement of the company’s main

targets, both of which may take place at present

time and the future (multiple years), and affect

significantly so it requires special handling.

Types of risks that can affect the strategy and goals of

the Company are divided into 5 types:

1. HSE Risk (Health, Safety and Environment)

2. Operational risks include supply chain risk, social

risk, weather and natural disaster risks, legal risk,

regulatory compliance risk, technology aspects risks

and human resources risk

3. Surface Facilities Risk

4. Subsurface risks including natural resources

5. Business & Financial risks

300



10 Risiko Utama dan Mitigasi yang DilakukanTop 10 Risks and Mitigation

No.Kejadian Risiko

Risk EventRencana Mitigasi

Risk EventStatus Mitigasi RisikoRisk Mitigation Status

1

Potensi permasalahan legal diwilayah “tumpang tindih” lahan dng pemilik KP tambang Batu Bara dan potensi rusaknya infrastruktur dan fasilitas produksi

Potential legal issues in overlapped area with coal concession holder and potential damage to infrastructure and production facilities.

1. Membuat pertemuan intensif dan rutin antara Pertamina EP, Pihak pemilik KP Tambang Batu Bara, Dirjen Minerba dan BPMIGAS.

1. Organize intensive and regular meetings between Pertamina EP, Coal Concession Holder, Directorate General of Mineral, Energy and Coal, and BPMIGAS.

1. Telah dibentuk Tim Pengawas PPLB (Pelaksanaan Pemanfaatan Lahan secara Bersama) yang terdiri dari Ditjen Migas-BP Migas Kalsul-Ditjen Minerba-Biro Hukum ESDM dan Tim Teknis bersama PPLB.. Status saat ini menunggu hasil Studi Penambangan Migas dan Batubara Terkait Aspek Teknis, Keekonomian, Sosial dan Lingkungan oleh konsultan independen (Lemigas, LAPI ITB, LPEM UI) Estimasi awal Jan 2013

1. A PPLB (Joint Land Utilization Implementation) Supervisory Team has been set up comprises Directorate General of Oil and Gas-BP Migas of South Kalimantan-Directorate General of Mineral, Energy and Coal-Legal Bureau of Energy and Mineral Resources and PPLBTechnical Team. Current status is awaiting results of Oil & Gas and Coal Mining Study on Technical , Economic, Social and Environmental Aspects Study by independent consultants (Lemigas, LAPI, ITB, LPEM UI), estimated in January 2013.

2. Meningkatkan agresifitas kegiatan eksplorasi dan EOR di wilayah tumpang tindih selain program pengembangan.

2. Increase aggressiveness of exploration and EOR in the overlapped area as well as development program.

2. Pelaksanaan POFD Water Flood diwilayah tumpang tindih menunggu hasil studi sosio-ekonomi, pada minggu IV Desember 2012 sudah dilakukan final presentasi hasil studi oleh Univ.Proklamasi, saat ini menunggu final report estimasi selesai Januari 2013. Sementara itu persiapan eksekusi POFD sudah mulai dilaksanakan (reparasi).

2. Implementation of WF POFD in overlapped area still awaits results of socioeconomic study, a final presentation of study results had been conducted in the fourth week of December 2012 by Proklamasi University, currently awaits final report of estimate to be completed in January 2013. Meanwhile the preparation of POFD execution has been started (repair).

2

Potensi unsafe operasional akibat dibeberapa wilayah kerja memiliki peralatan-peralatan operasional yg belum semuanya tersertifikasi SKKP SKPI (target 2012 90%)

Potential unsafe operational due to equipment that has not been certified with SKPP, SKPI(target in 2012 was at 90%).

1. Melengkapi data teknis peralatan

1. Complete technical data of equipment

1. Selesai melaksanakan General Assessment Instalasi dan Peralatan keseluruh wilayah produksi.

1. Installation and Production Equipment General Assessment has been completed at all production regions

2.Melakukan sertifikasi2.Certification

2. Selesai melakukan Assessment & Reengineering, saat ini sedang dilakukan proses sertifikasi di Ditjen Migas. Dengan penyerahan laporan tersebut ke Ditjen Migas maka persentase sertifikasi peralatan mencapai 91%.

2.Assessment & Reengineering has been completed and currently in the process of certification at Directorate General of Oil & Gas. With the report submission to Directorate General of Oil & Gas, then the equipment certification percentage has reached 91%.

301



Company Information


3 Potensi unsafe condition di wilayah produksi gas CO2 ikutan yang tinggi, berpotensi kebocoran gas CO2 pada peralatan subsurface & kepala sumur produksi (multiyears)

Unsafe condition potential of high CO2 associated gas in production area, that has a potential of CO2

gas leak on subsurface equipment & wellhead (multiyears)

1. Melakukan penggantian Xmas tree dan peralatan komplesi di sumur sumur dengan produksi gas CO2 ikutan yang tinggi dan reperforasi ulang lapisan untuk menurunkan produksi ikutan CO2.

1. Replace Xmas tree and completion equipment in the wells with high CO2 associated gas production and reperforation to reduce associated CO2

production.

1. Hasil inspeksi terhadap sumur sumur produksi telah dilakukan reparasi (penggantian Xmast-tree dan peralatan komplesi yang lebih tahan terhadap korosif, re-perforasi) dan memproduksikan kembali sumur pada 2 sumur produksi yang berpotensi besar mengalami kebocoran pada tahun 2012.

1. Inspection results of production wells found that repair (replacement of Xmast-tree and completion equipment that more resistant to corrosion, reperforation) and reactivated 2 production wells that have high potential to leak in 2012.

2. Rencana lanjut reparasi dan perforasi terhadap 11 sumur kandidat hasil inspeksi yang berpotensi mengalami kebocoran pada tahun berikutnya akan dikerjakan semuanya pada tahun 2013.

2. Plans to continue repair and perforation on 11 well candidates as results from inspection that have a potential to leak in the following year will be done in 2013.

4 Potensi penurunan produksi Gas dalam jangka pendek pada wilayah yang mengalami penurunan tekanan reservoir

Potential decline of gas production in short term at the areas experiencing decreased reservoir pressure

1. Pengadaan dan Pemasangan Kompresor serta Upgrading Fasilitas Pendukung di Stasiun pengumpul Gas (SPG) diwilayah yang mengalami penurunan tekanan reservoir.

1. Compressor procurement and installation and Support Facilities Upgrading at Gas Gathering Station in the areas experiencing decreased reservoir pressure.

1. Telah dilaksanakan proses Pengadaan dan Pemasangan Kompressor di SPG, status TW IV, penjelasan lelang (aanwijzing) di SCM PEP.

1. Compressor procurement and installation have been conducted at Gas Gathering Station, status Q4, auction explanation (aanwijzing) at SCM PEP.

2. Mempercepat proses lelang pengadaan sehingga delivery time kompresor bisa dipercepat.

2. Accelerate procurement auction process to speed up delivery time of compressor.

2. Sementara menunggu proses pengadaan dan pemasangan kompressor, dilakukan sewa Kompresor di SPG diwilayah yang mengalami penurunan kompressor, status TW IV, sedang mengajukan usulan Pemenang ke SK MIGAS.

2. While waiting for compressor procurement and installation, compressors are rented at Gas Gathering Stations in the areas experiencing decreased compressor, Q4 status, in the process of proposing winners to SK Migas.

No.Kejadian Risiko



302



5

Potensi terhambatnya kegiatan operasional produksi akibat sustainability aspek HSE (ISRS7)

Potential disruption of production operations due to sustainability of HSE aspect (ISRS7)

1. Resertifikasi OHSAS 18001, ISO 14001 dan ISRS7 disetiap field dan UBEP.

1. Recertification of OHSAS 18001, ISO 14001 and ISRS7 at every field and UBEP.

1. Telah selesai melaksanakan Resertifikasi/ Surveilance/ annual survey ISO 14001 dan OHSAS 18001 dan selesai melaksanakan Alpha Assessment ISRS 7, Omega Aseessment (ISRS7) di hampir semua wilayah.

1. Recertification/Surveillance/Annual Survey ISO 14001 and OHSAS 18001 have been completed and Alpha Assessment ISRS7, Omega Assessment (ISRS7) have also been conducted at nearly every areas.

2. Laksanakan HSE Mandatory Course. 2. Conduct HSE Mandatory Course.

2. Telah menyampaikan ke HRD kurikulum/ jadwal untuk Kursus HSE Leadership.; Telah selesai melaksanakan Workshop Modern Safety Manajemen untuk Para Calon Champions Processes ISRS7.

2. Curriculum/schedule for HSE Leadership course has been submitted to HRD; Modern Safety Management Workshop has been held for Candidates of ISRS7 Process Champion.

3. Laksanakan Manajemen Walkthrough.3. Conduct Management Walkthrough.

3. Melaksanakan Manajemen walk Trough sebanyak 4X kesuluruh wilayah produksi.

3. Management Walkthrough to production areas have been conducted 4 times.

4. Implementasikan sistem PEKA.4. Implement Occupational Safety

Observation Program system.

4. Telah diimplementasikan Sistem PEKA secara online.4. Occupational Safety Observation Program system has

been implemented online.

No.Kejadian Risiko

Risk Event

Rencana MitigasIRisk Event

Status Mitigasi RisikoRisk Mitigation Status

303



Company Information


6 Potensi tidak tercapainya target temuan baru cadangan migas akibat kinerja rig pemboran kurang baik dan tingginya ketidakpastian kondisi subsurface.

Potential failure to meet the target of new oil & gas reserves discovery due to poor performance of drilling rigs and high level of uncertainty about subsurface condition.

1. Monitoring & koordinasi intensif antara EKS & DD untuk antisipasi kemungkinan perubahan alokasi rig yang diakibatkan realisasi penyiapan lokasi & selesainya pemboran.

1. Intensive monitoring & coordination between EKS & DD to anticipate possible change in rig allocation due to realization of location preparation and drilling completion.

1. Monitoring dan koordinasi dengan DD terus dilakukan termasuk berhasil mempercepat tajak pemboran sumur 2 sumur eksplorasi RK 2013 dapat dimajukan kenjadi bor di bor bulan Desember 2012.

1. Monitoring and coordination with DD continues to be conducted including successfully accelerated trowel drilling of Puring-1 and Tambun Deep-1 wells that are targeted to be drilled in December 2012.

2. Operation excellence melalui implementasi best practice & requirement peralatan pemboran, dengan mempertimbangkan kondisi subsurface yang akan dihadapi.

2. Operation excellence through best practice implementation & drilling equipment requirement, taking into account the subsurface condition that will be faced.

2. Sampai dengan akhir TW-4, 24 sumur berhasil selesai dibor dan 4 sumur on going dari rencana selesai 25 smr.

2. By the end of Q4, 24 wells have been successfully drilled and 4 wells are ongoing of planned 25 wells completed.

3. Peningkatan frekuensi & kualitas funneling dengan melibatkan ahli dari UTC,TS & Konsultan.

3. Increased frequency & quality of funneling by involving experts from UTC, TS & Consultant.

3. Pada TW-4 telah dilakukan funneling dengan usulan sebanyak 23 prospek dengan hasil 12 PSB (prospek siap bor) dan 11 prospek belum siap Bor.

3. In Q4, funneling has been performed with proposal of 23 prospects with results 12 ready to drill prospects and 11 unready to drill prospects.

4. Penyiapan kandidat swing untuk meraih target temuan yang telah ditetapkan secara teknikal maupun operasional.

4. Preparation of swing candidate to achieve discovery target that has been set technically and operationally.

4.Temuan cadangan dapat tercapai 101%.

4.Discovery of reserves reached 101%.

No.Kejadian Risiko



304



7 Potensi penurunan pasokan gas ke konsumen akibat penurunan platform di lapangan gas offshore.

Potential decline in gas supply to consumers due to platform subsidence at offshore gas fields.

1. Melakukan pekerjaan Deck Rising Conduct Deck Rising.

1. Tgl. 11 Des. 2012 pembahasan teknis dengan SKMIGAS perihal Persiapan Remediasi pada saat pekerjaan Platform, dgn progress Re-route saat itu sbb :

1. Tgl. 11 Des. 2012 pembahasan teknis dengan SKMIGAS perihal Persiapan Remediasi pada saat pekerjaan Platform, dgn progress Re-route saat itu sbb :

2. Re-route pipa untuk penyaluran gas sebelum perbaikan jack up

2. Pipe re-route for gas transmission before jack up repair.

a. FEED 64%, dokumen AFE proses pembuatan, long lead item (pipa dan subsea valve) dalam tahap lelang, pekerjaan EPC belum proses lelang.

a. FEED 64%, AFE document in process, long lead item (pipe and subsea valve) in auction stage, EPC job has not been in auction process.

3. Subsidence Remediation at NUI of PEP.3. Subsidence Remediation at NUI of

PEP.

b. Keekonomisan dan opsi-opsi pekerjaan akan dibicarakan selanjutnya.

b. Economic aspect and job options to discussed further.

2. Tgl. 19 Des. 2012, TPF Jkt kirim surat ke SKMIGAS untuk pembahasan lanjut re-route.

2. On December 19, 2012, TPF Jakarta sent a letter to SKMIGAS for further discussion on reroute.

8 Potensi mundurnya pelaksanaan proyek pengembangan gas akibat permasalahan progress pekerjaan Buyer gas.

Potential delays in development project implementation due to job progress of gas Buyer.

1. Melakukan koordinasi antara Pertamina dan Pihak Buyer secara intensif.

1. Coordinate intensively between Pertamina and Buyer.

1. Progres Pihak Buyer :

1. Buyer progress:

2. Melakukan inspeksi ke lapangan untuk memverifikasi hasil rapat koordinasi.

2. Perform inspection to the field to verify conclusion of coordination meeting.

- Pematangan lahan: 100%,- Land clearance: 100%- Pengadaan Pipa : 50%,- Pipe procurement: 50%- Pengadaan kompresor gas: 15%- Compressor procurement: 15%- Pengelasan jalur pipeline : 30%- Pipeline track welding: 30%

2. Progress pekerjaan PT Buyers s.d. Desember 2012: 55 % (90% target tahun ini).

2. Progress of PT Buyers as of December 2012: 55% (90% of target this year)

No.Kejadian Risiko



305



Company Information


9 Potensi kehilangan produksi minyak pada wilayah yang peralatan produksi dan water injection plant yang belum seluruhnya tersertifikasi.

Potential loss of oil production in the areas with production equipment and water injection plant havenot been entirely certified.

1. Assessment Production Facility di lapangan produksi yang belum tersertifikasi.

1. Production Facilities Assessment in production fields that have not been certified.

1. Telah dilakukan inspeksi di semua Stasiun pengumpul produksi diwilayah yang belum tersertifikasi . Inspeksi meliputi tangki, pressure vessel, flow line. SKPP tangki timbun sebanyak 2 unit, SKPP pesawat angkat sebanyak 11 unit, SKPP PSV sebanyak 133 unit, Kalibrasi ATG sebanyak 10 unit, SKPI untuk 5 Stasiun Pengumpul, Lifting Gear Inspection sebanyak 478 unit.

1. Inspection has been performed at all production gathering stations in the areas that have not been entirely certified. The inspection include tanks, pressure vessels, flow line. SKPP of 2 storage tanks, SKPP of 11 cranes, SKPP of 133 PSV units, Calibration of 10 ATG units, SKPI for 5 Gathering Stations, Lifting Gear Inspection for 478 units.

2. Upgrading Production & Water Injection Facility di dilapangan produksi tersebut.

2. Production & Water Injection Facility Upgrading in such production fields.

2. Pembangunan Water Injection Facility dalam tahap tahap fiinishing untuk East maupun West Header dan saat ini sedang dalam penyelesaian Fasilitas produksi lainnya seperti tambahan Separator dan Tangki air serta penambahan pompa Injeksi (dengan cara sewa) diperkitrakan selesai akhir Februari 2013 sengankan untuk water Injeksi tahap II sedang dalam proses perencanaan dan koordinasi untuk konstruksi.

2. Water Injection Facility development was in the finishing stage for East and West Header and was currently in finishing stage of other production facilities such as additional separator and water tanks as well as injection pump (rental), estimated to be completed by the end of February 2013 while Water Injection facility phase II is in the planning process and coordination for construction.

3. Sertifikasi Production & Water Injection Facility dilapangan tersebut .

3. Certification of Production & Water Injection Facilities in the fields.

3. Sertifikasi Production Facility sedang dalam proses pengurusan (SKPI). Water Injection Facility tidak perlu disertifikasi.

3. Production Facility certification (SKPI) was currently in process. Water Injection facility does not require certification.

10 Potensi pencemaran lingkungan dan kehilangan produksi diwilayah yang rawan kebocoran trunkline akibat usia pipa.

Potential environmental pollution and lost production in areas prone to trunkline leak due to the age of pipe.

1. Inspeksi dan penggantian Pipa trunkline yang sudah rusak dimakan usia.

1. Inspection and replacement of trunkline pipe that has been damaged due to old age.

1. Proses pengadaan Pipa Trunkline (64 km) sudah selesai. Status saat ini barang sudah tiba dilokasi.

1. The procurement process of Trunkline Pipe (64 km) has been completed. The status of the goods have arrived in the location.

2. Lelang jasa pekerjaan penggantian pipa sudah selesai. Rencana penggantian dimulai pada 24 Des 2012 – 19 Oktober 2013. (Proyek Multiyears).

2. Auction of pipe replacement service has been completed. The replacement plan started from December 24, 2012 to October 19, 2013 (Multiyears Project).

No.Kejadian Risiko



306



Extreme Risk

High Risk

Medium

Low Risk

Keterangan

Risk Profile Matrix - Tahun 2012

Probability

definitely-6

Almost

Certain-5

Likely-4

Moderate-3

Rare-2

Unlikely-1

Impact

Posisi awal risiko

Posisi setelah mitigasi

Keterangan:

5 7 2

13

4

9 108 61’

7’

9’

2’

6’

5’ 3’

BaganTop 10 Risk Profile Matrix Tahun 2012 - Rencana vs Realisasi Implementasi Risk Response Plan

Top 10 Risk Profile Matrix 2012 - Plan vs Realization of Risk Response Plan Implementation

Maturity Level Pelaksanaan Manajemen Risiko

- Tingkat maturity level dalam perusahaan kami di

beberapa area kini berada pada stage 3 Dicipline.

Diharapkan tingkat ini dapat ditingkatkan hingga

menjadi Habit atau stage 4 di tahun 2014.

Bench Marking System Manajemen Risiko Peru-sahaan

Guna mengetahui tingkat efektifitas penerapan sistem

manajemen risiko, pada bulan September 2012 PT

Pertamina EP bersama beberapa Anak Perusahaan Hulu

(APH) dan beberapa perusahaan Indonesia lainnya

seperti Garuda Indonesia, Indonesia Power melakukan

benchmarking ke Australia untuk melihat Implementasi

pelaksanaan Manajemen Risiko berbasis ISO 31000 di

beberapa perusahaan di Australia yang dipandu oleh

CRMS Indonesia dan ERMA Australia. Hasil benchmarking

menunjukkan bahwa pelaksanaan ERM (enterprise Risk

Management) di PT Pertamina EP telah berlangsung

cukup efektif dan mampu mendekati standard

pelaksanaan ERM di beberapa perusahaan Australia, rata

rata >80%.

Maturity Level of Risk Management Implementation

- Maturity levels in several areas of our company

have been on stage 3 Discipline. The level is

expected to improve to ‘Habit’ or stage 4 in 2014.

Benchmarking Risk Management System of the Company

In order to identify the effectiveness of risk

management system implementation, in September

2012 PT Pertamina EP along with several Upstream

Subsidiaries and other Indonesian companies such

as Garuda Indonesia and Indonesia Power went to

Australia for benchmarking to observe ISO 31000 based

Risk Management implementation in a number of

companies in Australia guided by CRMS Indonesia and

ERMA Australia. The benchmarking results showed that

ERM (enterprise risk management) implementation in

PT Pertamina EP has been effective and able to be close

to standards of ERM in the Australian companies with

average >80%.

Note

Initial position of risk

Position after mitigation

307



Company Information


AwarenessFramework

DisciplineHabit

Culture

Stage 0

Stage 1

Stage 2

Stage 3

Stage 4

Stage 5

ERM Road Map

Do NothingInternal Control

Ketergantungan

kpd Internal

Audit

Program mitigasi

individual

Bergantung kpd

kualitas orang

dan budaya

perusahaan

Penentuan risiko

Adanya

Operational risk

manager

Pengembangan

Alat2 : Peta

Risiko, Manual,

Sistem, komite

Pengelolaan loss

even tahap awal

Model ekonomi

sederhana

Penentuan Value

Preposition

Visi & goal

operational risk

management yg

jelas

KPI & KRI yang

jelas &

Komprehensif

Sistem Pelaporan

risiko yg

terkonsolidasi

Pengembangan

kriteria eskalasi

usaha

Training program

Sasaran

kuantitatif dari

pengukuran

risiko

Komite RM yg

efektif

Adanya leading

Indicators

Sistem database &

Analisa

Loss Event yg

Komprehensif

Model Ekonomi

dr Risiko yng

Bersifat bottom

Risk-adjusted

corporate plan

Hubungan

kuantitatif antara

KPI,KRI &

kerugian (losses)

Hubungan antara

Return -

Kompensasi yg

sdh risk

adjusted (EVA)

Hubungan antara

pengelolaan

risiko dgn

kompensasi SDM

� Leadership

� Budaya

Perusahaan

� Kematangan

Fungsi Unit

� Independensi

� Penentuan Value

yang Tepat

� Kuantifikasi

Risiko

� Penemuan KPI &

KRI

� Knowldge-based

� Sistem

Informasi

Pengambilan

Keputusan ERM

� Leading

Indicator

� Hubungan Risiko

- Value

� Hubungan Risiko

- Niali Usaha -

Kompensasi

Pegawai

Key Success Factors

AwarenessFramework

DisciplineHabit

Culture

Stage 0

Stage 1

Stage 2

Stage 3

Stage 4

Stage 5

ERM Road Map

Do NothingInternal Control

Ketergantungan

kpd Internal

Audit

Program mitigasi

individual

Bergantung kpd

kualitas orang

dan budaya

perusahaan

Penentuan risiko

Adanya

Operational risk

manager

Pengembangan

Alat2 : Peta

Risiko, Manual,

Sistem, komite

Pengelolaan loss

even tahap awal

Model ekonomi

sederhana

Penentuan Value

Preposition

Visi & goal

operational risk

management yg

jelas

KPI & KRI yang

jelas &

Komprehensif

Sistem Pelaporan

risiko yg

terkonsolidasi

Pengembangan

kriteria eskalasi

usaha

Training program

Sasaran

kuantitatif dari

pengukuran

risiko

Komite RM yg

efektif

Adanya leading

Indicators

Sistem database &

Analisa

Loss Event yg

Komprehensif

Model Ekonomi

dr Risiko yng

Bersifat bottom

Risk-adjusted

corporate plan

Hubungan

kuantitatif antara

KPI,KRI &

kerugian (losses)

Hubungan antara

Return -

Kompensasi yg

sdh risk

adjusted (EVA)

Hubungan antara

pengelolaan

risiko dgn

kompensasi SDM

� Leadership

� Budaya

Perusahaan

� Kematangan

Fungsi Unit

� Independensi

� Penentuan Value

yang Tepat

� Kuantifikasi

Risiko

� Penemuan KPI &

KRI

� Knowldge-based

� Sistem

Informasi

Pengambilan

Keputusan ERM

� Leading

Indicator

� Hubungan Risiko

- Value

� Hubungan Risiko

- Niali Usaha -

Kompensasi

Pegawai

Key Success Factors

• Internal Control• Dependency to

Internal Audit• Individual mitigation

program• Rely on people’s

quality and culture

• Risk Determination • Presence of

operational risk manager

• Equipmentdevelopment: Map, Risks, Manual, System, committee

• management of loss event at the early stages

• simple economic model• Determining the Value

Preposition

• Clear Vision & Goal of operational risk management

• Comprehensive and clear KPI & KRI

• Consolidated risk Reporting System

• Development of business escalation

• Training Program

• Quantitative targets of risk measurement

• Effective RM Committee

• The presence of leading Indicators

• Comprehensive Loss Event Database system & Analysis

• Economic Models of bottom Risk

• Risk-adjustedcorporate plan

• Quantitative relation between

• KPI, KRI & losses • Relation between

return – risk adjusted compensation (EVA)

• Relation between risk management and HR compensation

• Leadership• Corporate Culture

• Maturity of Unit Function

• Independence• Determining the

Right Value

• Risk Qualification• Finding of KPI & KRI• Knowledge-based

• Decision Making Information System

• Leading Indicator

• Relation between Risk - Value

• Relation between Risk - Business Value - Employee Compensation

308



PERKARA PENTING DAN KEPATUHAN HUKUM

PT Pertamina EP senantiasa memperhatikan aspek

hukum dalam melaksanakan kegiatannya, sebagai bentuk

ketaatan pada ketentuan yang berlaku serta wujud

komitmen pelaksanaan tata kelola perusahaan yang baik.

Kepatuhan pada hukum menjadikan Perusahaan tidak

pernah mendapatkan sanksi denda finansial maupun

sanksi hukum lain terkait dugaan ketidakpatuhan

terhadap regulasi yang mengatur pengelolaan

lingkungan, persaingan usaha sehat, tanggung jawab

produk. [EN28] [SO7] [SO8] [PR9]

Selama kurun waktu periode pelaporan, Perusahaan

telah melakukan tinjauan aspek hukum yang terkait

dengan kontrak perjanjian, RUPS, pendapat hukum,

dan kebutuhan lainnya. Selain itu Pertamina EP juga

masih memiliki beberapa kasus hukum (litigasi) yang

signifikan, meski tidak sampai mempengaruhi kondisi

operasional dan keuangan Perusahaan. Beberapa di

antaranya merupakan pengalihan atau berkaitan dengan

PT Pertamina (Persero).

SIGNIFICANT LITIGATION AND LEGAL COMPLIANCE

PT Pertamina EP always considers legal aspects in

carrying out its activities, as form of compliance

with applicable regulations and commitment good

corporate governance. Therefore the company never

got financial penalties or other legal sanctions related

to alleged non-compliance with regulations governing

environmental management, fair competition, product

responsibility. [EN28] [SO7] [SO8] [PR9]

During the reporting period, the company has reviewed

the legal aspects of contract agreement, GMS, legal

opinions, and other needs. Pertamina EP also still

has some significant litigations, although they do not

to affect the Company's operational and financial

conditions. Some of which were related to transfer or

other matters with PT Pertamina (Persero).

309



Company Information


Hal ini terkait ketentuan dalam Surat Keputusan

Direksi Pertamina No.Kpts-042/C00000/2005 tanggal

21 September 2005, yang menetapkan bahwa seluruh

hak dan kewajiban PT Pertamina (Persero) sehubungan

dengan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi PT

Pertamina (Persero) dialihkan ke Pertamina EP. Sebagai

konsekuensi, liabilitas legal PT Pertamina (Persero)

sehubungan dengan kegiatan usaha hulu minyak dan

gas bumi sebelum 21 September 2005 dialihkan ke

Perusahaan.

Tinjauan Aspek Hukum 2012

Legal Aspect Review

NO TINJAUAN ASPEK HUKUM LEGAL ASPECT REVIEW

JUMLAH TOTAL

1 Rapat Umum Pemegang Saham General Meeting of Shareholders 14

2 Pendapat Hukum Legal Opinion 110

3 Akta Deed 14

4 Surat Perkara Dossier 18

5 Perjanjian Rutin Routine Agreement 403

6 Amandemen Perjanjian Rutin Routine Agreement Amendment 175

7 Perjanjian Non-Rutin Non-Routine Agreement 67

8 Amandemen Perjanjian Non-Rutin Non-Routine Agreement Amendment 7

This is related to the provisions of Pertamina Board

of Directors Decree No.Kpts-042/C00000/2005 dated

September 21, 2005, which stipulates that all rights and

obligations of PT Pertamina (Persero) concerning the

upstream oil and gas business of PT Pertamina (Persero)

are handed over to Pertamina EP. As a consequence,

the legal liability of PT Pertamina (Persero) concerning

the upstream oil and gas business activities before

September 21, 2005 are handed over to the Company.

310



Kasus Hukum Signifikan Sampai 31 Desember 2012Significant Litigations as of December 31, 2012

NO

TAHUN GUGATAN MASUK

ENTRY YEAR OF LAWSUIT

KEJADIAN RISIKOENTRY YEAR OF LAWSUIT

PENGGUGATPLAINTIFF

TERGUGATDEFENDANT

TINGKAT PROSES HUKUM [RH1]

LEGAL PROCESS LEVEL

1 2009

Perkara perdata terkait masalah kontrak sehubungan dengan Upaya Hukum Partij Verzet sehubungan dengan Klaim PT Lirik Petroleum atas pelaksanaan JOB, EOR LIRIK berkenaan dengan Pipa Buntu, Advanced Payment dan Komersialitas No. Gugatan 445/PDT.G/2009/PN.JKT.PST

Civil case on contractual issues in connection with Legal Action of Partij Verzet concerning the Claim of PT Lirik Petroleum for the implementation of JOB, EOR LIRIK on Pipa Buntu, Advanced Payment and Commerciality Case No. 445/PDT.G/2009/PN.JKT.PST

PEP dan Persero

PEP AND HOLDINGCOMPANY

PT Lirik DKK

PT Lirik and Associates

Proses Kasasi

Cassation Process

2 2009

Perkara perdata terkait masalah kontrak sehubungan dengan Upaya Hukum Gugatan Perbuatan Melawan hukum sehubungan dengan putusan arbitrase Klaim PT Lirik Petroleum atas pelaksanaan JOB, EOR LIRIK berkenaan dengan Pipa Buntu, Advanced Payment dan Komersialitas No. Gugatan 1388/Pdt.G/2009/PN.JKT.SEL

Civil case on contractual issues concerning Legal Action against unlawful act lawsuit regarding arbitration ruling of PT Lirik Petroleum for the implementation of JOB, EOR LIRIK on Pipa Buntu, Advanced Payment Commerciality Case No. 1388/Pdt.G/2009/PN.JKT.SEL

PEP dan Persero

PEP AND HOLDINGCOMPANY

PT Lirik DKK

PT Lirik and Associates

Proses Kasasi

Cassation Process

3 2010

Perkara perdata terkait masalah pertanahan sehubungan dengan Gugatan melawan hukum dari Ny. Nortian Purba selaku penggugat terhadap Pemerintah RI Cq Mendteri ESDM Cq PT Pertamina (Persero). Pertamina EP UBEP Jambi selaku Tergugat I dan Pemerintah RI Cq Ka. Badan Pertanahan Nasional Cq Kakanwil Badan Pertanahan Nasional Jambi Cq Ka. Kantor Pertanahan kota Jambi No. Gugatan 22/PDT.G/2010/PN.JBI

Civil case on land issues in connection with the lawsuit against unlawful act from Mrs. Nortian Purba as the plaintiff against the Government of Indonesia Cq Minister of Energy and Mineral Resources Cq PT Pertamina (Persero). Pertamina EP UBEP Jambi as Defendant I and the Government of Indonesia Cq Head of

Nortian Purba

PEP Tergugat I

BPN Kota Jambi Tergugat II

PEP Defendant I

Jambi City Land Agency Defendant II

Proses KasasiCassation Process

311



Company Information


National Land Agency Cq Regional Head of Jambi National Land Agency Cq Head of Jambi City Land Agency. Case No. 22/PDT.G/2010/PN.JB.I

4 2010

Perkara perdata terkait masalah kontrak sehubungan dengan Gugatan wanprestasi dengan cara ingkar janji atau tidak konsisten melaksanakan pembayaran sewa peralatan penggugat No. Gugatan 133/Pdt.G/2010/Jkt.Pst

Civil case on contractual issues in connection with breach of contract lawsuit by broken promises or inconsistency in payment of the plaintiff’s equipment rental. Case No. 133/Pdt.G/2010/Jkt.Pst

PT Supra Indodrill

1. Babat Kukui Energi Tergugat I1. Babat Kukui Energi Defendant I 2. PT Eddy Logging Nusatara Tergugat II. 2. PT Eddy Logging Nusatara Defendant II PEP Turut Tergugat I PEP Co- Defendant I Ka. BPMIGAS (sekarang disebut SKKMIGAS) Turut Tergugat II. Chief of BP Migas Co- Defendant II. PT General Energi Asset Indonesia (PT GEAI) Turut Tergugat IIIPT General Energi Asset Indonesia(PT GEAI) Co- Defendant III

Proses Kasasi

Cassation Process

5 2010

Perkara perdata terkait masalah Pertanahan sehubungan dengan Gugatan melawan hukum dari Sdr. Huseng selaku penggugat terhadap PT Pertamina (Persero) selaku tergugat I dan Pertamina EP Kantor Pusat qq. UBEP Jambi selaku Tergugat II dalam perkara No. 48/PDT.G/2010/PN.JBI di PN Jambi

Civil case on Land issues in connection with lawsuit against unlawful act filed by Huseng as the plaintiff against

PT Pertamina (Persero) as Defendant I and Head Office of Pertamina EP qq. UBEP as Defendant II in Case No. No. 48/PDT.G/2010/PN.JBI at Jambi District Court

Huseng als Aseng bin

Tjoa Tji Teng

PT Pertamina (Persero) Tergugat I

PT Pertamina (Persero)

Defendant I

Pertamina EP Kantor Pusat

qq. UBEP Jambi Tergugat II

Pertamina EP Head Office

qq. UBEP Jambi Defendant II

Proses Kasasi

Cassation Process

NO

TAHUN GUGATAN MASUK



PENGGUGATPLAINTIFF

TERGUGATDEFENDANT


LEGAL PROCESS LEVEL

312



6 2011

Perkara perdata terkait masalah Pertanahan sehubungan dengan Penanganan Perkara Jambi No. 78/Pdt.G/2011/PN.JBI atas gugatan yg diajukan Sdr. Huseng

Civil case on contractual issues concerning the Dispute Settlement of Jambi Case No. 78/Pdt.G/2011/PN.JBI on lawsuit filed by Huseng

Huseng als Aseng bin

Tjoa Tji Teng

PT Pertamina (Persero) Tergugat I

Pertamina EP Kantor Pusat

qq. UBEP Jambi Tergugat II


Defendant I

Pertamina EP Head Office

qq. UBEP Jambi Defendant II

Proses Banding di Pengadilan Tinggi

Appeal at High Court

7 2011

Perkara perdata terkait masalah Ketenagakerjaan sehubungan dengan Penanganan perkara Hubungan Industrial di PHI PN Banda Aceh dengan perkara No. 02/PHI.G/2011/PN-BNA

Civil case on employment issues concerning the Dispute Settlement of Industrial Relations case in Industrial Relations Court of Banda

Aceh District Court with case No. 02/PHI.G/2011/PN-BNA.

Pekerja Kontrak di

Field RantauPT Pertamina EP

Proses Kasasi

Cassation Process

8 2011

Perkara perdata terkait masalah Pertanahan sehubungan dengan Pengajuan Gugatan Perbuatan Melawan Hukum di PN Tarakan terhadap Syamsuri dengan no perkara 14/Pdt.G/2011/Pn.Trk

Civil case on Land issues concerning the Filing Lawsuit of Unlawful act at Tarakan District Court against Syamsuri wih Case No. 14/Pdt.G/2011/Pn.Trk.

PT Pertamina EP Syamsuri

Proses Pengadilan Tinggi

High Court Process

9 2011

Perkara perdata terkait masalah kontrak sehubungan dengan Pengajuan gugatan Intervensi dalam perkara Nomor 454/Pdt.G/2011/PN.Jak.Sel. tanggal 18 Agustus 2011 di Pengadilan Negeri Jakarta Selatan

Civil case on contractual issues related to Intervention Filing in case No. 454/Pdt.G/2011/PN.Jak.Sel. dated August 18, 2011 at South Jakarta District Court.

Lekom Maras Pengabuan PT Pertamina EP

Proses Banding di Pengadilan Tinggi

Appeal at High Court

NO

TAHUN GUGATAN MASUK



PENGGUGATPLAINTIFF

TERGUGATDEFENDANT


LEGAL PROCESS LEVEL

313



Company Information


102011

Perkara perdata terkait masalah kontrak sehubungan dengan Pengajuan gugatan pembatalan putusan arbitrase perkara Nomor 680/Pdt.G/2011/PN.Jak.Sel.di Pengadilan Negeri Jakarta Selatan.

Civil case on contractual issues concerning the filing of arbitration decision nullification Case No. 680/Pdt.G/2011/PN.Jak.Sel. at South Jakarta District Court

Lekom Maras Pengabuan PT Pertamina EP

Proses Kasasi di Mahkamah Agung

Cassation Process at Supreme Court

11 2011

Perkara perdata terkait masalah Pertanahan sehubungan dengan Perkara perdata No 13/PDT.G/2011/PN.ME terkait masalah pertanahan.

Civil case on land issues regarding case No. 13/PDT.G/2011/PN.ME on land dispute

Nursana Binti Senamid PT Pertamina EP

Proses Pengadilan Negeri

Process at District Court

12 2012

Klaim dan gugatan terhadap tanah di area UBEP Tanjung dalam perkara No. 04/PDT.G/2012/PN.TJG

Claim and lawsuit on land in UBEP Tanjung in case No.04/PDT.g/2012

Sutrinah PT Pertamina EP



13 2012

Perbuatan melawan hukum berupa penyerobotan tanah adat yang terletak di area perumahan dinas lido Jl. Yos Sudarso kota Sorong dalam perkara Perdata No. 38/PDT.G/2012.PN. SRG

Unlawful act of customary land encroachment located in the company residential area Lido on Jl. Yos Sudarso, Sorong City in civil case No. 38/PDT.G/2012.PN. SRG

Willem N Buratehi/Bawela

PT Pertamina EP



14 2012

Gugatan terkait sengketa lahan di Muara Enim No. Gugatan 10/PDT.G/2012/PN.ME.

Lawusit on land dispute in Muara Enim case No. 10/PDT.G/2012/PN.ME

A.Kadir PT Pertamina EP



15 2012

Peninjauan Kembali atas permohonan Perkara perdata terkait masalah kontrak sehubungan dengan Klaim PT Lirik Petroleum atas pelaksanaan JOB, EOR LIRIK berkenaan dengan Pipa Buntu, Advanced Payment dan Komersialitas

Judicial Review on civil case filing concerning contractual issues in relation with claim of PT Lirik Petroleum on implementation of JOB, EOR LIRIK related to Pipa Buntu, Advanced Payment and Commerciality.

PT Pertamina EP

PT Lirik Petroleum

Peninjauan Kembali

Judicial Review

NO

TAHUN GUGATAN MASUK



PENGGUGATPLAINTIFF

TERGUGATDEFENDANT


LEGAL PROCESS LEVEL

314



16 2012

Perkara Gugatan Arbitrase (ICC) No.18748/CYK antara MEDCO E&P Indonesia dan MEDCO E&P Kalimantan melawan PT Pertamina (Persero) dan PT Pertamina EP

Arbitration (ICC) case No. 18748/CYK between MEDCO E&P Indonesia and MEDCO E&P Kalimantan against PT Pertamina (Persero) and PT Pertamina EP

MEDCO EP PT Pertamina EP

MEDCO mencabut gugatan

MEDCO withdrew the lawsuit

172012

Gugatan PMH yang diajukan oleh PT Pertamina (Persero) kepada MEDCO E&P Indonesia dan MEDCO E&P Kalimantan dan PT Pertamina EP selaku turut tergugat No. Gugatan No. 410/PDT.G./2012.PN JKT. Sel

PMH lawsuit filed by PT Pertamina (Persero) against MEDCO E&P Indonesia and MEDCO E&P Kalimantan and PT Pertamina EP as co-defendant with Case No. 410/PDT.g./2012 South Jakarta


MEDCO E&P Indonesia dan

Kalimantan dan Pertamina EP

MEDCO mencabut gugatan

MEDCO withdrew the lawsuit

Independensi Dalam Politik

PT Pertamina EP dikelola secara profesional, tidak

terkait dengan kegiatan politik, dan bersikap netral

terhadap aktivitas politik. Kami tidak memberikan

bantuan finansial ataupun dukungan lain sebagai bentuk

kontribusi terhadap politisi, partai politik maupun

kegiatan politis lainnya. [SO6]

Pada sisi lain, Perusahaan tetap memberi kesempatan

kepada setiap pekerja untuk menyalurkan aspirasi

politiknya. Namun PT Pertamina EP mengharuskan

pekerja berpartisipasi dalam kegiatan politik untuk

mematuhi ketentuan dan peraturan perundangan yang

berlaku.

Independence in Politics

PT Pertamina EP is managed professionally, independent

of political activities, and politically neutral. We do not

provide financial assistance or other support as a form

of contribution to politicians, political parties and other

political activities. [SO6]

On the other hand, the Company is still providing the

opportunity for all employee to channel their political

aspirations. However, PT Pertamina EP requires employ-

ees who decide to participate in political activities, to

comply with applicable laws and regulations.

NO

TAHUN GUGATAN MASUK



PENGGUGATPLAINTIFF

TERGUGATDEFENDANT


LEGAL PROCESS LEVEL

315



Company Information


SISTEM PELAPORAN PELANGGARAN [SO4]

Kami telah menerapkan sistem pelaporan pelanggaran,

yang dapat menjadi mekanisme bagi pekerja Pertamina

EP dan para pemangku kepentingan lain, serta pihak

eksternal untuk melaporkan adanya dugaan pelanggaran

etika. Sistem pelaporan diatur dalam suatu Tata Kerja

Organisasi (TKO) No.B-001/EP6000/2011-S0/Rev-00,

yang mulai diberlakuan pada tahun 2011.

Laporan dugaan pelanggaran etika, dapat disampaikan

melalui media yang dijamin independensinya, bebas dari

benturan kepentingan, dan bersifat rahasia, yakni:

• Surat elektronik: [email protected]

• Situs: www.pertamina-ep.com/en/contact

Sementara bagi pelapor dijamin dengan suatu komitmen

berupa perlindungan, yakni:

• Perlindungan kerahasiaan identitas pelapor.

WHISTLEBLOWINGSYSTEM [SO4]

We have implemented a whistleblowing system, which

could be a mechanism for employees of Pertamina EP

and other stakeholders, as well as external parties

to report any suspected violations of ethics. The

whistleblowing system is set in a Organizational

Procedures (TKO) No.B-001/EP6000/2011-S0/Rev-00,

which has been applied since 2011.

The report of alleged ethics violations, can be

submitted through the media that is guaranteed to

be independent, free from conflicts of interest, and

confidential, namely:

• Email: [email protected]

• Website: www.pertamina-ep.com/en/contact

Meanwhile the whistleblower is guaranteed by a

commitment of protection, namely:

• Protection of confidentiality of the whistleblower’s

identity.

316



• Perlindungan atas tindakan balasan dari terlapor

atau organisasi.

• Informasi pelaksanaan tindak lanjut, berupa kapan

dan bagaimana serta fungsi yang menangani tindak

lanjut.

• Sanksi minimum bagi pelapor yang merupakan

bagian dari kasus yg dilaporkan.

Perlindungan di atas tidak diberikan kepada pelapor

yang terbukti melakukan pelaporan palsu dan/atau

fitnah. Pelapor yang melakukan laporan palsu dan/atau

fitnah dapat dikenai sanksi sesuai dengan peraturan

perundangan yang berlaku dan sanksi terhadap pekerja

berdasarkan peraturan internal PT Pertamina EP.

Hal-hal yang dapat dilaporkan adalah pelanggaran-

pelanggaran yang memenuhi kriteria sebagai berikut:

• Melanggar peraturan perundang-undangan,

misalnya pemalsuan tanda tangan, korupsi,

penggelapan, mark-up, penyalahgunaan narkoba,

perusakan barang.

• Melanggar pedoman etika Perusahaan, misalnya

benturan kepentingan, pelecehan, terlibat dalam

kegiatan masyarakat yang dilarang.

• Melanggar kebijakan dan prosedur operasional

Perusahaan, ataupun kebijakan, prosedur,

peraturan lain yang dianggap perlu oleh

Perusahaan.

• Tindakan kecurangan lainnya yang dapat

menimbulkan kerugian finansial ataupun

nonfinansial.

Semua pelaporan yang diterima Perusahaan,

selanjutnya ditindaklanjuti oleh Komite Audit bersama

dengan Satuan Pengawasan Internal (SPI). Sampai

dengan akhir periode pelaporan, Perusahaan tidak

menerima laporan terkait dugaan pelanggaran etika dan

ketentuan lain yang berlaku di Pertamina EP.

• Protection of counter action from the reported

party or organization.

• The follow-up action information, such as when

and how as well as the function that handles the

follow-up.

• Minimum penalties for whistleblowers who are part

of the cases that are reported.

The above protections are not given to the

whistleblower who is found committing false reporting

and/or slander. Whistleblower who commits false

reporting and/or slander may be subject to sanctions

in accordance with applicable laws and regulations

and sanctions against employees based on internal

regulations of PT Pertamina EP.

The issues that may be reported are violations that

meet the following criteria:

• Violate laws and regulations, such as signature

forgery, corruption, embezzlement, mark-ups, drug

abuse, vandalism.

• Violate the Company’s ethics code, such as conflict

of interest, harassment, engaging in illegal

• Violate the Company’s policies and operating

procedures, or other policies, procedures,

regulations deemed necessary by the Company.

• Other fraud that could cause financial or non-

financial loss.community activities.

All reports received by the company are then followed

up by Audit Committee along with Internal Audit Unit.

Up to the end of the reporting period, the Company has

not received any report of alleged ethics violations.

317



Company Information


Keterbukaan Informasi

Keterbukaan informasi merupakan faktor penting

untuk memberikan gambaran yang utuh mengenai

Perusahaan serta mengungkapkan hal-hal penting bagi

segenap pemangku kepentingan. Karenanya sesuai

prinsip tata kelola perusahaan, khususnya transparansi,

PT Pertamina EP mengelola saluran informasi yang

dapat diakses oleh publik atau didistribusikan kepada

pemangku kepentingan dalam kesempatan khusus.

Semua aktivitas yang berhubungan dengan penyampaian

dan distribusi informasi dilaksanakan di bawah

koordinasi fungsi Humas, Legal & Relations Perusahaan.

Penyampaian informasi disampaikan secara langsung

kepada segenap pemangku kepentingan maupun media

massa, dalam bahasa Indonesia maupun bahasa Inggris

dan dilakukan konsisten pada setiap periode pelaporan.

Kami secara berkala menerbitkan berbagai informasi

meliputi pelaporan kinerja melalui rilis pers, laporan

tahunan, senarai, majalah internal, pertemuan analis

dan konferensi. Seluruh publikasi yang dilaksanakan

Perusahaan dapat diakses dan diunduh melalui situs

internet: www.pep.pertamina.com.

Sedangkan untuk internal penyampaian pesan melalui

kolom berita portal dan pep channel melalui portal

intranet portal.pep-pertamina.com dan melalui TV

internal PEP Channel. Di beberapa lapangan, fungsi

humas setempat menerbitkan publikasi berkala

(bulanan)

Selain itu informasi mengenai Perusahaan juga apat

diakses melalui media informasi yang dikelola induk

perusahaan, yakni:

• Situs internet www.pertamina.com

• Media cetak (majalan) Warta Pertamina.

• Media audi-visual internal Pertamina TV.

Kegiatan penyampaian informasi Perusahaan juga

dilakukan langsung melalui pelaksanaan kegiatan besar

dan berpotensi dihadiri oleh para pemangku kepentingan

yang bersifat umum. Kegiatan tersebut antara lain

pameran, sosialisasi dan seminar.

Information Disclosure

Disclosure of information is an important factor to

provide a complete picture of the Company as well

as revealing important matters for all stakeholders.

Therefore according to the principles of corporate

governance, especially transparency, PT Pertamina EP

manages information channels that can be accessed

by the public or distributed to stakeholders in special

occasion.

All activities related to the delivery and distribution

of information are under the coordination of Public

Relations, Legal & Corporate Relations. The information

consistently delivered directly to all stakeholders

as well as the mass media, in Indonesian and English

languages at each reporting period.

We regularly publish various information including

performance reporting through press releases, annual

reports, linked listis, internal magazine, analyst

meetings and conferences. All of the Company’s

publications can be accessed and downloaded via

website: www.pep.pertamina.com.

As for the internal delivery of messages via news

portal and pep channel. In several fields, their local PR

functions publish monthly publications.

Information about the Company is also accessible

through information media run by parent company,

namely:

- Internet site www.pertamina.com

- Print media (magazine) Warta Pertamina.

- Internal audi-visual media Pertamina TV.

The Company’s information delivery activities are

also carried out directly by organizing public large

events which are potentially attended by stakeholders.

These activities include exhibitions, dissemination and

seminars.

318



BAB 5INFORMASI PERSEROAN

CHAPTER 5COMPANY INFORMATION

Tonggak Sejarah PT Pertamina EPPT Pertamina EP Milestone

Struktur Perusahaan dan Relasi dengan Induk Perusahaan Company Structure and Relation with Holding Company

Kemitraan PerusahaanCompany Partnership

Fasilitas ProduksiProduction Facilities

Alamat Region, Lapangan dan UBEPRegion, Field and UBEP addresses

Tingkat Kesehatan PerusahaanCompany Financial Health Indicator

Referensi Peraturan Bapepam-LKBapepam-LK Regulation Reference

Referensi Indeks GRI 3.1 dan SuplemenGRI 3.1 Index Reference and Supplement

Capain KinerjaPerformance Achievement

Surat Pernyataan Dewan Komisaris dan DireksiBoard of Commissioners and Board of Directors Statement

Laporan KeuanganFinancial Statements

Daftar IstilahGlossary

Daftar Umpan BalikFeedback Form

321

322

323

329

333

337

339

359

370

372

377

485

490

319



Company Information


PROPERHIJAU

GREEN PROPER

320



Era 1800Awal Pencarian

The Early Search

1871

Pemboran sumur minyak pertama di

daerah Cirebon.

First oil well drilling in Cirebon area.

1883

Sumur produksi pertama: sumur Telaga

Said di Sumatera Utara.

First production well : Telaga Said well in North Sumatra.

Era 1900Masa Perjuangan

The Time of Struggle

Penemuan sumur minyak baru terus berlanjut.

Pasca proklamasi kemerdekaan, seluruh

lapangan minyak dan gas bumi yang ditinggal-

kan Belanda dan Jepang dikelola oleh negara.

The discovery of new oil wells continues. Post independence proclamation, all oil and natural gas fields left by the Dutch and Japan were managed by the state.

1957Pembentukan Pertamina

The Establishment of Pertamina

10 Desember 1957 Pemerintah

mendirikan Perusahaan Minyak

Nasional (Permina), yang kemudian

berganti menjadi Pertamina setelah

penggabungan dengan Pertamin pada

tahun 1968.

December 10, 1957, the Government founded Perusahaan Minyak Nasional (National Oil Company) or Permina, which later changed into Pertamina after the merger with Pertamin in 1968.

Era 2000Perubahan Regulasi

Change of Regulation

Tahun 2001 Pemerintah menerbitkan

Undang-Undang No.22 Tahun 2001

Tentang Minyak dan Gas Bumi. Sebagai

konsekuensi penerapan UU tersebut,

PT Pertamina (Persero) tak lagi

berperan sebagai regulator dan hanya

menjadi operator murni sehingga

dibentuklah sejumlah anak perusahaan

guna mengelola usaha hulu.

In 2001 the Government issued Law No.22 Year 2001 on Oil and Natural Gas. As a consequence of the enactment of the Law, PT Pertamina (Persero) no longer played a role as regulator and became pure operator that led to the establishment of several subsidiaries to operate upstream business.

2005Pendirian PT Pertamina EP

PT Pertamina EP Founded

13 September 2005

PT Pertamina (Persero) mendirikan

PT Pertamina EP.

17 September 2005

PT Pertamina EP menandatangani

Kontrak Kerja Sama dengan BPMIGAS

(sekarang disebut SKKMIGAS).

September 13, 2005

PT Pertamina (Persero) founded PT

Pertamina EP.

September 17, 2005

PT Pertamina EP signed Cooperation

Contract with BP Migas.

321



Company Information


TONGGAK SEJARAH PERTAMINA EPPERTAMINA EP MILESTONE

Era 1800Awal Pencarian

The Early Search

1871

Pemboran sumur minyak pertama di

daerah Cirebon.

First oil well drilling in Cirebon area.

1883

Sumur produksi pertama: sumur Telaga

Said di Sumatera Utara.

First production well : Telaga Said well in North Sumatra.

Era 1900Masa Perjuangan

The Time of Struggle

Penemuan sumur minyak baru terus berlanjut.

Pasca proklamasi kemerdekaan, seluruh

lapangan minyak dan gas bumi yang ditinggal-

kan Belanda dan Jepang dikelola oleh negara.

The discovery of new oil wells continues. Post independence proclamation, all oil and natural gas fields left by the Dutch and Japan were managed by the state.

1957Pembentukan Pertamina

The Establishment of Pertamina

10 Desember 1957 Pemerintah

mendirikan Perusahaan Minyak

Nasional (Permina), yang kemudian

berganti menjadi Pertamina setelah

penggabungan dengan Pertamin pada

tahun 1968.

December 10, 1957, the Government founded Perusahaan Minyak Nasional (National Oil Company) or Permina, which later changed into Pertamina after the merger with Pertamin in 1968.

Era 2000Perubahan Regulasi

Change of Regulation

Tahun 2001 Pemerintah menerbitkan

Undang-Undang No.22 Tahun 2001

Tentang Minyak dan Gas Bumi. Sebagai

konsekuensi penerapan UU tersebut,

PT Pertamina (Persero) tak lagi

berperan sebagai regulator dan hanya

menjadi operator murni sehingga

dibentuklah sejumlah anak perusahaan

guna mengelola usaha hulu.

In 2001 the Government issued Law No.22 Year 2001 on Oil and Natural Gas. As a consequence of the enactment of the Law, PT Pertamina (Persero) no longer played a role as regulator and became pure operator that led to the establishment of several subsidiaries to operate upstream business.

2005Pendirian PT Pertamina EP

PT Pertamina EP Founded

13 September 2005

PT Pertamina (Persero) mendirikan

PT Pertamina EP.

17 September 2005

PT Pertamina EP menandatangani

Kontrak Kerja Sama dengan BPMIGAS

(sekarang disebut SKKMIGAS).

September 13, 2005

PT Pertamina (Persero) founded PT

Pertamina EP.

September 17, 2005

PT Pertamina EP signed Cooperation

Contract with BP Migas.

322



PT Pertamina EP adalah perusahaan

yang menyelenggarakan kegiatan usaha

di sektor hulu bidang minyak dan gas

bumi, meliputi eksplorasi dan eksploitasi.

Di samping itu, Pertamina EP juga

melaksanakan kegiatan usaha penunjang

lain yang secara langsung maupun tidak

langsung mendukung bidang kegiatan

usaha utama.

PT Pertamina EP merupakan anak

perusahaan dari PT Pertamina (Persero)

yang didirikan pada 13 September 2005.

Pembentukan perusahaan ini merupakan

salah satu wujud implementasi UU No. 22

tahun 2001.

Dalam menjalankan kegiatan operasinya,

sesuai dengan regulasi dan peraturan

yang berlaku, PT Pertamina EP bertindak

sebagai kontraktor kontrak kerja sama di

bawah koordinasi SKKMIGAS.

PT Pertamina EP is a company engaged

in upstream oil and gas business sector,

including exploration and exploitation.

In addition, Pertamina EP also operates

other supporting business that directly or

indirectly support activities of the main

business.

PT Pertamina EP is a subsidiary of

PT Pertamina (Persero) which was

established on September 13, 2005. The

establishment of this company is an

implementation of Law No. 22 year 2001.

In conducting its operations, according

to applicable rules and regulations, PT

Pertamina EP acts as production sharing

contractors under the coordination of

SKKMIGAS.

STRUKTUR PERUSAHAAN DAN RELASI DENGAN INDUK PERUSAHAAN

COMPANY STRUCTURE AND RELATION WITH HOLDING COMPANY

Bagan PT Pertamina EP dan Relasi dengan PT Pertamina (Persero) [2.3]Chart of PT Pertamina EP and Relation with PT Pertamina (Persero)

DEWANKOMISARIS DIREKSI

SHARE HOLDER

MEETING

UPSTREAMMAIN SUBSIDIARIESGAS BUSSINESS

SKK

MIGAS

Directorate General of

Mineral, Coal & Geothermal

Partner

OIL & GAS BUSSINESS

INVESTMENT & PARTNERSHIP

GEOTHERMAL

TECHNOLOGY SERVICES

BUSSINESSSERVICES

PT PERTAMINA EP

Region Sumatera, Jawa Dan Kawasan Timur

Indonesia

Ubep Lirik, Jambi, Limau, Adera, Ramba,

Tanjung, Sangasanga & Tarakan

Kerjasama Operasi Dan TAC

PERTAMINA EP CEPU

Joint Operation Agreement (JOA) dengan

International Oil Company (Exxonmobil)

PT PERTAMINA EAST NATUNA

PT PERTAMINA HULU ENERGI

JOB-PSC Group

Pertamina Participating Interest (PPI)

Overseas

Coal Bed Methane

PT PERTAMINA GAS

PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY

Area Sibayak - Sumatera Utara

Area Kamojang - Jawa Barat

Area Lahendong - Sulawesi Utara

UPSTREAM TECHNOLOGY CENTER

1. Data Processing; 2. Seismic Modelling

3. Reservois Simulation; 4. Production Optimization

5. Drilling Technology; 6. Geology

7. Geophysics ; 8. Geodetic Information

System

KKKS

MENTERIESDM

MENTERIBUMN

DIREKTUR KEUANGAN

CHIEF AUDITEXECUTIVE

SPV INTEGRATEDSUPPLY CHAIN

CORPORATESECRETARY

CHIEF LEGALCOUNSEL

PT ELNUSAPT PERTAMINA DRILLING SERVICES

INDONESIA

REFINERY FUEL, LUBRICAN,

SHIPPING, ETC.

MENTERIKEUANGAN

PEMERINTAH

INDONESIA

DIREKTUR GAS DIREKTURHULU

DIREKTURPENGOLAHAN

DIREKTURPEMASARAN &

NIAGA

DIREKTURUMUM

DIREKTURSUMBER DAYA

MANUSIA

DIREKTUR PERENCANAAN

INVESTASI

DAN

MANAGEMENT RESIKO

323



Company Information


PARTNERSHIP

In operating oil and natural gas mining in marginal

fields, PT Pertamina EP cooperates in partnerships

with national and foreign private sector.

Partnerships are aimed to increase production

and benefit both parties. There are two form a

partnership that are still ongoing until today, the

Technical Assistance Contract (TAC) and Operations

Cooperation (KSO). Until the end of 2012, the

number of TACs had reached 26 contracts and KSO

reached 26 contracts.

In conducting its partnership, PT Pertamina EP

oversees and provides guidance to Business Partners

in technical as well as legal and administrative

issues, and assists Business Partners to solve

problems in the field in order to achieve production

targets.

The realization of Business Partners’ production

during in 2012 reached 20,689 BPOD of oil and 64,10

MMSCFD of gas. Thus it contributed approximately

20% of total production of PT Pertamina EP.

KEMITRAAN PERUSAHAAN

Dalam mengoperasikan penambangan minyak dan

gas bumi (migas) pada lapangan-lapangan marginal,

PT Pertamina EP melakukan kerjasama (kemitraan)

dengan pihak swasta, baik nasional maupun asing.

Tujuan kemitraan untuk meningkatkan produksi dan

memberi keuntungan kedua belah pihak. Ada dua

bentuk kemitraan yang berlangsung hingga saat ini,

yaitu Technical Assistance Contract (TAC) dan Kerjasama

Operasi (KSO). Sampai akhir tahun 2012 jumlah kontrak

TAC telah mencapai 26 kontrak, sedangkan KSO

berjumlah 26 kontrak.

Dalam menjalankan kerjasama kemitraan, PT Pertamina

EP melakukan pengawasan dan pembinaan terhadap

Mitra Usaha baik untuk permasalahan teknis maupun

permasalahan legal dan administratif, serta membantu

Mitra Usaha dalam memecahkan persoalan di lapangan

dalam rangka pencapaian target produksi.

Adapun realisasi produksi Mitra Usaha yang dicapai

selama tahun 2012 adalah sebesar 20.689 BOPD

minyak dan 64.10 MMSCFD gas. Sehingga memberikan

kontribusi sebesar kurang lebih 20% terhadap produksi

PT Pertamina EP.

Irfan Zainuddin

VP Kemitraan

[email protected]

324



NO MITRAPARTNER

SASARAN (BOPD) TARGET

REALISASI (BOPD) REALIZATION

TAHUN %% YEAR

1 TAC 20,070 16,614 83

2 KSO 4,767 4,075 86

TOTAL 24,837 20,689 84

Realisasi Produksi Minyak Mitra Tahun 2012Realization of Partners’ Oil Production in 2012

Selama tahun 2012, pelaksanaan kegiatan kemitraan

yang telah dilaksanakan antara lain adalah:

Pemboran Eksplorasi Pemboran eksplorasi terealisasi dua sumur,

yakni Seriang-A dan Petunang-A di lapangan

KSO Indrillco Hulu Energy (Uno Dos Rayu,

Sumatera Selatan). Seriang-A dibor pada 24

Juni 2012 - 30 Juli 2012, dengan hasil test 0,158

MMSCFD/930 psi gas kering.

Petunang-A dibor pada 06 September 2012 - 27

Nopember 2012, dengan hasil DST-3, Qoi 200

bopd, Gas 0.7 MMSCFD dan DST-4 hasil Gas 0.09

MMSCFD, no liquid.

Survei Seismik Survei seismik 3D terealisasi 55 Km2 di Linda

Sele, Papua. Sedangkan kegiatan survei seismik

2D direncanakan sepanjang 380 km, terdiri

dari 300 Km di KSO PEP-West Jambi dan 80

Km di KSO PEP-Samudera Energy Tanjung

Lontar. Kegiatan di KSO PEP-West Jambi belum

terealisasi karena sedang proses pengurusan

surat izin kepada Kementerian Kehutanan.

Kegiatan Pemboran Pengembangan, Workover, dan Operasi SumurPemboran pengembangan terealisasi 41 sumur,

workover 61 sumur dan kegiatan operasi sumur

sebanyak 1.164.

Until the end of 2012, the partnership activities that

have been carried out are:

Exploration Drilling

Realized exploration drilling of two wells,

Seriang-A and Petunang-A on the KSO Indrill-

co Hulu Energy (Uno Dos Rayu, South Su-

matra). Seriang-A was drilled from June 24,

2012 to July 30, 2012, with test results 0.158

MMSCFD/930 psi dry gas.

Petunang-A was drilled from September 6,

2012 to November 27,2012, with results of

DST-3, Qoi 200 bopd, 0.7 MMscfd gas and DST-

4 gas results 0.09 MMscfd, no liquid.

Seismic Survey

Realized 3D seismic survey was 55 km2 in

Linda Sele, Papua 2D.While 2D seismic survey

activities were planned for 380 km, consis-

ting of 300 km in KSO PEP-West Jambi and

80km in KSO PEP-Samudera Energy, Tanjung

Lontar. Activities in KSO PEP-West Jambi have

not been realized due to ongoing process to

obtain Forestry Ministry’s permit.

• Development Drilling, Workover and Well

Operations

Drilling realization was at 41 development

wells, 61 workover wells and

1,164 wells operations.

325



Company Information


NO MITRAPARTNER

SASARAN (MMSCFD)TARGET

REALISASI (MMSCFD)REALIZATION

TAHUN %% YEAR

1 TAC 66.79 64.10 96

2 KSO 0 0 0

TOTAL 66.79 64.10 96

Realisasi Produksi Gas Mitra Tahun 2012Realization of Partners’ Gas Production in 2012

Sepanjang tahun 2012, Perusahaan bekerjasama dengan

beberapa mitra melaksanakan sejumlah studi untuk

mendukung keberadaan Proyek Pengembangan dengan

pola kemitraan. Adapun studi yang telah dijalankan

adalah:

1. Analisa Core M-35, TAC P-BWP Meruap. Untuk mengetahui stratigrafi dan sedimentologi yang meliputi jenis batuan, mineral, unsur kimia batuan, dynamicrock properties batuan di Lapangan Meruap. Pelaksanaannya bekerjasama dengan Geoservices dalam kurun waktu 28 Nopember 2011 - 27 Nopember 2012. Perkembangan sampai dengan 31 Desember 2012 sebesar 100%.

2. Analisa & Interpretasi FMI (M-20, M-39 dan M-47) TAC P-BWP Meruap. Pelaksanaannya bekerjasama dengan Schlumberger. Studi ini untuk menganalisa struktur, facies, sedimentologi dan stratigrafi sebagai pendukung pemodelan geologi Lapangan Meruap. Pelaksanaannya 1 Pebruari s/d 31 Mei 2012. Sampai akhir tahun 2012 perkembangannya 100%.

3. “Hires Sequence Stratigraphy of Meruap Field” TAC P-BWP Meruap. Pelaksanaannya bekerjasama dengan GDA Study ini untuk lebih mengenal karakteristik dan penyebaran reservoir lapangan Meruap. Pelaksanaannya 1 Pebruari s/d 31 Mei 2012. Sampai akhir tahun 2012 progress sudah 100%.

During 2012, a number of studies under partnership

scheme were also conducted to support Development

Projects. The studies that have been conducted are:

1. Core Analysis of M-35, TAC P-BWP Meruap. To determine the stratigraphy and sedimentology types of rocks, min-erals, chemical elements of rock, rock dynamic properties of rocks in Meruap Field. It was conducted in partnership with Geoservices from November 28, 2011 to November 27, 2012. Progress as of December 31, 2012 was at 100%.

2. Analysis & Interpretation of FMI (M-20, M-39 and M-47) TAC P-BWP Meruap. It was conducted in partnership with Schlumberger. This study is to analyze the structure, facies, sedimentology and stratigraphy as supporting geological modelling of Meruap Field. The imple-mentation was from February 1, 2012 to May 31, 2012. Until the end of 2012, its progress was 100%.

3. “Hires Sequence Stratigraphy of Meruap Field” in TAC P-BWP Meruap. It was con-ducted in partnership with GDA Study to better understand the characteristics and distribution of Meruap Field reser-voir. Implementation was from February 1 to May 31, 2012. Until the end of 2012, the progress has been 100%.

326



4. “Integrated Microtremor (Passive Seismic)

and CWT Study of Meruap Block Study”. TAC

P-BWP Meruap. Pelaksanaannya bekerjasama

dengan Pusat Studi Energi UGM. Study ini

untuk mengidentifikasi keberadaan anomali

frekuensi rendah yang berasosiasi dengan

keberadaan hidrokarbon di lapangan Meruap

termasuk upside potensial. Pelaksanaannya 9

Juli s/d 31 Oktober 2012. Sampai akhir tahun

2012 perkembangannya sudah 100%.

5. “2D PSTM & PSDM Seismic Reprocessing”.

TAC P-BWP Meruap. Pelaksanaannya

bekerjasama dengan Mega Energy. Studi ini

untuk meningkatkan signal to noise ratio dan

pencitraan struktural, sehingga reprocessing

data seismik ini dapat menghasilkan kualitas

data yang lebih baik dan dapat memetakan

jebakan hidrokarbon di Lapangan Meruap.

Pelaksanaannya 10 September s/d 05

Desember 2012. Sampai akhir tahun 2012

progresnya 100%.

6. “PSDM Reprocessing 2D Seismic Lines”.

TAC P-Binatek Reka Kruh. Pelaksanaannya

bekerjasama dengan Mega Energy. Rencana =

7.191 SP Realisasi = 5.871 SP. Pelaksanaannya

tanggal 10 Desember 2012. Sampai akhir

tahun 2012 progresnya 100%.

7. “Studi Karakterisasi Reservoir dan Analisa

Lithofacies Area Tanjung Miring Timur,

Prabumulih”. TAC P-Goldwater TMT.

Pelaksanaannya bekerjasama dengan

Rockfluid. Studi ini untuk mengidentifikasi

potensi cadangan hidrokarbon pada

lapisan-lapisan Formasi Batu Raja (BRF),

Formasi Talang Akar (TAF) dan atau Formasi

dibawahnya (Formasi Lahat/Lemat), dan

optimasi produksi pada lapisan-lapisan yang

ada, serta kemungkinan peluang eksplorasi

pengembangan lapangan Tanjung Miring

Timur. Pelaksanaannya Agustus sampai

dengan Desember 2012. Sampai akhir tahun

2012 progresnya 100%.

4. ”Integrated Microtremor (Passive Seismic) and CWT Study of Meruap Block Study”. TAC P-BWP Meruap. It was conducted in partnership with the Center for Energy Studies UGM. This study was to identify the presence of low-frequency anomalies associated with the presence of hydrocarbons in Meruap Field including the upside potential. The implementation was from July 9 to October 31, 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

5. ”2D PSTM & PSDM Seismic Reprocessing”. TAC P-BWP Meruap. It was conducted in partnership with Mega Energy. The study was to improve signal to noise ratio and structural imaging, to enable seismic data reprocessing produce better data quality and map hydrocarbon traps in Meruap Field. The implementation from September 10 to December 5, 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

6. ”PSDM Reprocessing 2D Seismic Lines ”. TAC P-Bi-natek Reka Kruh. It was conducted in partnership with Mega Energy. Plan = 7,191 SP Realization = 5,871 SP. The implementation was on December 10, 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

7. ”Reservoir Characterization Study and Litho-facies Analysis of Tanjung Miring Timur Area, Prabumulih”. TAC P-Goldwater TMT. It was conducted in partnership with Rockfluid. This study was to identify potential hydrocarbon reserves in the layers of Batu Raja Formation (BRF), Talang Akar Formation (TAF) and or the formation below it (Lahat/Lemat Formation), and production optimization in existing lay-ers, as well as the possibility of development exploration opportunities in Tanjung Miring Timur Field. The implementation was from Au-gust to December 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

327



Company Information


8. ”Waterflood Study” TAC P-Kodeco

Poleng. Tujuan studi ini adalah rencana

pelaksanaan water flood. Studi

laboratorium telah dilaksanakan. Sampai

akhir tahun 2012, pencapaian 10 %.

9. “Prosesing Seismik 3D 40 Km2” TAC

P-Goldwater TMT. Pelaksanaannya

bekerjasama dengan UTC & BJP. Kegiatan

ini bertujuan untuk memproses data

mentah dari lapangan menjadi data yang

dapat mewakili kondisi bawah permukaan

dan dapat diinterpretasi sehingga siap

diolah lebih lanjut. Pelaksanaannya Mei

sampai dengan Juni 2012. Sampai akhir


10. “Reprocessing Seismic 2D”, 461 SP.

TAC P-Putra Kencana Diski Petroleum.

Pelaksanaannya bekerjasama dengan

Mega Energy. Kegiatan ini bertujuan

untuk penentuan lokasi sumur Diski-3X.

Pelaksanaannya pada September 2012.

Sampai akhir tahun 2012 progresnya 100%.

11. “Studi Survei Mikrotremor” KSO PEP-

PD Migas Kota Bekasi. Pelaksanaannya

bekerjasama dengan Pusat Studi Energi

UGM. Studi ini untuk memastikan

kandungan hidrokarbon. Pelaksanaannya

Agustus s/d Oktober 2012. Sampai akhir


12. “Pengadaan Piranti Lunak Petrofisik”.

Piranti Lunak ini digunakan sebagai alat

bantu evaluasi petrofisik sumur yang telah

di bor. Pelaksanaannya pada Januari -

Februari 2012. Sampai akhir tahun 2012

progresnya 100%.

13. “GGR Study 2 Sungai Lilin Field”. KSO PEP-

Geominergy Sungai Lilin. Pelaksanaannya

bekerjasama dengan Lemigas. Studi ini

untuk pemutakhiran Data GGR Sungai

Lilin. Pelaksanaannya pada Desember 2011

8. ”Waterflood Study” TAC P-Kodeco Poleng. The purpose of this study was to develop implementation plan of water flood. The laboratory study has been carried out. Until the end of 2012, the progress has been 10%.

9. ”Processing of 3D Seismic 40 km2” TAC P-Goldwater TMT. It was conducted in partnership with UTC & BJP. This is to process raw data from the field into data that can represent subsurface conditions and can be interpreted properly, as well as ready to be processed further, if necessary. The implementation was from May to June 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

10. ”Reprocessing of 2D Seismic”, 461 SP. TAC P-Putra Kencana Diski Petroleum. It was conducted in partnership with Mega Energy. The reprocessing aimed to be used as data to determine location of Diski-3X wells. The implementation was in September 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

11. ”Microtremor Survey Study” KSO PEP-PDMigas Bekasi City. It was conducted in part-nership with the Center for Energy Studies UGM. This study was to ascertain the pres-ence of hydrocarbon. The implementation was from August to October 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

12. ”Procurement of Petrophysics Software”.This software is used as an evaluation tool for petrophysics of drilled wells. The implementation was from January to February 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

13. ”GGR Study 2 of Sungai Lilin Field”. KSO PEP-Geominergy Sungai Lilin. It was con-ducted in partnership with Lemigas. This study aimed to update data of GGR Sungai Lilin. The implementation was from Decem-

328



– November 2012. Sampai akhir tahun 2012

progresnya 100%.

14. “IOR/EOR Study”. KSO PEP-Geominergy

Sungai Lilin. Pelaksanaannya bekerjasama

dengan ITB. Studi ini untuk IOR/EOR Study

Sungai Lilin Field. Pelaksanaannya pada

November 2012 sampai dengan April 2013.

“Core Analysis”. KSO PEP-Geominergy

Sungai Lilin. Hingga akhir 2012 program

sudah berjalan 85%.

ber 2011 to November 2012. Until the end of 2012, the progress was 100%.

14. ”IOR/EOR Study”. KSO PEP-GeominergySungai Lilin. It was conducted in coopera-tion with ITB. This study was for IOR/EOR Study of Sungai Lilin Field. The implemen-tation was from November 2012 to April 2013. ”Core Analysis”. KSO PEP-Geominergy Sungai Lilin. Until the end f 2012, the pro-gram has been 85% running.

329



Company Information


FASILITAS PRODUKSI

Guna mengoptimalkan operasional lapangan yang

dikelola para mitra, selama tahun 2012 telah dibangun

sejumlah fasilitas produksi, yakni;

Water injection system, TAC P-IM Gelam.

Dibangun untuk pelaksanaan program zero

water discharge. Pelaksanaannya Agustus 2011 -

Januari 2012. Sampai akhir tahun 2012 progress

sudah 100%.

Oil production equipment rental, TAC P-IM

Gelam. Fungsi untuk pemisahan minyak dan

gas. Sampai akhir tahun 2012 progress sudah

100%.

Gas facilities rental, TAC P-Semberah.

Pekerjaan ini dimaksudkan sebagai fasilitas

produksi. Kontrak rutin dari April 2012 sampai

dengan November 2015

PRODUCTION FACILITIES

In order to optimize field operations run by partners, a

number of production facilities have been built during

2012, namely;

• Water injection system, TAC P-IM Gelam.

It was built to implement zero water discharge

program. The implementation was from August

2011 to January 2012. Until the end of 2012,

the progress was 100%.

• Oil production equipment rental, TAC P-IM

Gelam.

The functions is to separate oil and gas. Until

the end of 2012, the progress was 100%.

• Gas facilities rental, TAC P-Semberah.

This is intended as a production facility. Re-

gular contract is from April 2012 to November

2015

330



Sewa Recovery Flared Gas Compressor, TAC P-IM

Semberah.

Pekerjaan ini adalah sewa kompresor untuk

penunjang gaslift. Kontrak rutin dari Mei 2012

sampai dengan April 2014.

Sewa fasilitas produksi minyak Semberah, TAC

P-Semberah.

Pekerjaan ini adalah sewa fasilitas produksi

minyak (upgrade facility), kurun waktu

Oktober 2012 - Novovember 2015. Realisasi

untuk bridging rental, periode Oktober 2012 -

Maret 2013.

PPP CW-DW gaslift offshore pipeline, TAC

P-Kodeco Poleng.

Pekerjaan ini adalah instalasi pipa untuk

keperluan gaslift. Pelaksanaannya pada Januari

2012.

Permasalahan dan Upaya Tindak Lanjut

Dalam pelaksanaan kegiatan operasional, sejumlah

lapangan yang dikelola secara kemitraan juga

dihadapkan pada berbagai persoalan. Sejumlah langkah

dan upaya telah dilakukan, agar permasalahan yang

dihadapi bisa teratasi dan tidak mengganggu operasi

yang berlangsung.

Adapun persoalan yang dihadapi, di antaranya:

1. Tumpang tindih perizinan antara area operasi

dengan lahan perkebunan di KSO Benakat

Barat dan KSO Patina Bangkudulis sehingga

RK Pemboran jadwal pelaksanaannya mundur.

Upaya tindak lanjut telah dilakukan adalah

mengurus Perizinan ke Kementerian Kehutanan.

2. Problem sosial dengan penduduk setempat di TAC P-Eksindo Telaga Said Darat, dimana terdapat penambang ilegal yang beroperasi di area tersebut dan KSO PEP-Pacific Oil & Gas, penduduk setempat menuntut untuk dipekerjakan dalam operasi tambang namun

belum mempunyai kualifikasi yang memadai.

• Recovery Flare Gas Compressor Rental, TAC

P-IM Semberah.

This is to rent compressor to support gaslift.

Regular contract is from May 2012 to April

2014.

• Semberah oil production facilities rental, TAC

P-Semberah.

This is a lease of oil production facility (upgra-

de facility), in the period of October 2012 to

November 2015. The realization was bridging

rental, during October 2012 to March 2013.

• PPP CW-DW gaslift offshore pipeline, TAC P-

Kodeco Poleng.

This is an installation job of pipes for gaslift

purposes. The implementation was in January

2012.

Problems and Follow-up Actions

In the operational activities, a number of fields man-

aged under partnership scheme are also faced with

many problems. Several measures and efforts have been

made, to resolve the problems so that they will not

disrupt the ongoing operations.

The problems that are faced include:

1. Overlapped licensing between operation areas

and plantations in KSO West Benakat and KSO

Patina Bangkudulis that Drilling WP implemen-

tation schedule was pushed back. The follow-

up action that has been done was to process

the permit to the Forestry Ministry.

2. Social problem with local residents at TAC

P-Eksindo Telaga Said Darat, where there were

illegal miners operating in the area and KSO

PEP-Pacific Oil & gas, local residents demanded

for employment in the mining operations but

the did not have adequate qualifications.

331



Company Information


3. In addition, efforts to start production of three

new wells, the SS-1, SS-2 and SS-3 operated by

TAC P-PA Natuna, has not successfully conduc-

ted. This was caused by failed installation of

production facilities (flowline bundle) due to

buckling occurred at buoy 16 and 22.

The meeting with PT Pertamina EP concluded

that PA Natuna must complete three options

for Udang Timur Field production facilities

with details about cost, time procedure, risk

factors and then evaluated jointly to agree on

the option to be selected.

4. TAC P-BWP Meruap:

High rate of oil losses at P/L Tempino - Plaju

(due to illegal tapping) and top tank issues,

caused TAC P-BWP management to fail in maxi-

mizing the production of Melupa field. The

efforts that have been made:

• Reduce oil losses P/L Tempino-Plaju

by intensifying surveillance systems

in P/L line with the involvement of

the security forces and related local

government.

• Evaluation of alternative oil distribution

through TAC facility P-PPTL.

• Evaluation of second prospect and lift-

ing optimization (HPU).

5. Kodeco Poleng

• CW-06 well since August 20, 2012 to

today has been dead and failed to kick

off. This condition occured due to shut

down when gas demand decreasing,

with the potential loss of ± 300 BOPD.

The effort to install Gaslift valve has

been made with current status is wait-

ing for material (gaslift pack off).

• Workover of 3 wells has not been done

due to problems of rig allocation with

3. Selain itu upaya memproduksikan tiga sumur

baru, yakni SS-1, SS-2 dan SS-3 yang dikelola TAC

P-PA Natuna, belum berhasil dilaksanakan. Hal

ini disebabkan karena instalasi fasilitas produksi

(flowline bundle) tidak berhasil akibat terjadi

buckling pada posisi bouy No.16 dan 22.

Hasil rapat dengan PT Pertamina EP diputuskan

TAC P-PA Natuna harus melengkapi tiga opsi

untuk fasilitas produksi Lap. Udang Timur

dengan detail perihal biaya, tata waktu, factor

risiko dan selanjutnya dievaluasi bersama-sama

untuk disepakati opsi yang akan dipilih.

4. TAC P-BWP Meruap :

Tingginya oil losses P/L Tempino – Plaju

(akibat illegal tapping) dan masalah top tank,

berdampak manajemen TAC P-BWP Meruap

tidak memaksimalkan produksi lapangan

Meruap. Upaya yang dilakukan:

Mengurangi oil losses P/L Tempino-

Plaju dengan memperketat sistem

pengawasan jalur P/L dengan

melibatkan aparat keamanan dan

pemda terkait.

Evaluasi alternatif lain penyaluran

minyak melalui fasilitas TAC P-PPTL.

Evaluasi second prospect & optimasi

lifting (HPU).

5. Kodeco Poleng

Sumur CW-06 sejak tanggal 20 Agustus

2012 sampai sekarang dalam keadaan

mati dan belum berhasil dihidupkan

(kick off). Kondisi ini terjadi akibat

ditutup pada saat gas demand turun,

dengan potensi loss ± 300 BOPD.

Upaya yang dilakukan akan dipasang

gaslift valve, dan status saat ini

menunggu material (gaslift pack off).

3 sumur workover belum terlaksana

karena masalah alokasi rig dengan

332



WMO. Workover for the 3 wells (BW-

05, CW-06 and DW-06) was conducted

starting on M-4 November 2012.

• 3 wells (DW-10, CW-09 and CW-02) of

10 wells in gaslift project were tem-

porarily closed because they produced

high volume of water. Water produc-

tion was reinjected into the injec-

tion wells by adding the number of

injection pump and turning on hydro

cyclone.

6. Social issues with local residenst in TAC P-Eksindo

Telaga Said Darat, where Illegal miners operating

in the area. This obstacle has been resolved with

the cooperation between the TAC P-Eksindo and

village unit cooerative KUD Langkat Oil Resour-

ces, in accordance with the Energy and Mineral

Resources Ministerial Regulation No.1 year 2008

on management of old wells. In KSO PEP-Pacific

Oil & Gas, local residents demanded to be em-

ployed in mining operations but they do not have

adequate qualifications.

7. The access road to TAC P-Patrindo Persada Maju

site was severely damaged. So far, this obstacle

was still in the planning for repair.

WMO. Workover 3 sumur (BW-05, CW-

06 & DW-06) dilaksanakan mulai M-4

November 2012.

3 Sumur (DW-10, CW-09 & CW-02)

dari 10 sumur proyek gaslift ditutup

sementara karena menghasilkan air

yang cukup tinggi. Produksi air di

injeksikan kembali ke sumur injeksi

dengan menambah jumlah pompa

injeksi dan mengaktifkan hydro

cyclone.

6. Isu sosial dengan penduduk setempat di TAC

P-Eksindo Telaga Said Darat, dimana terdapat

penambang ilegal yang beroperasi di area

tersebut. Kendala ini sudah terealisasikan

dengan kerjasama antara TAC P-Eksindo dan

KUD Langkat Oil Resources, sesuai dengan

Permen ESDM no.1 tahun 2008 tentang

pengelolaan sumur tua. Di KSO PEP-Pacific Oil

& Gas, penduduk setempat menuntut untuk

dipekerjakan dalam operasi tambang namun

belum mempunyai kualifikasi yang memadai.

7. Jalan masuk ke lokasi rusak berat, di

TAC P-Patrindo Persada Maju. Sejauh ini,

kendala ini masih dalam perencanaan untuk

memperbaikinya.

333



Company Information


DAFTAR ALAMAT REGION,LAPANGAN DAN UBEP

Region, Field and UBEP addresses

334



Pertamina EP Business Unit [2.4]

Head Office : Standard Chartered Tower 21st - 29th Floor Jl. Prof. Dr. Satrio No. 164 Jakarta 12950 - Indonesia Phone : (+6221) 5797 4000, Fax : (+6221) 5797 4555 E-Mail : [email protected] website : www.pep.pertamina.com

No AreaRegion

AlamatAddress

Telp / Facsimile Telp / Facsimile

1 Region Jawa Jl. Patra Raya Klayan Cirebon – Jawa Barat 45151T. (+62231) 205051 ext 2011 F. (+62231) 207574 F. (+62231) 2512170

2 Field Cepu Jl. Gajahmada PO.Box 1 Cepu T. (+62296) 421494 F. (+62296) 425119, 421329

3 Field Jatibarang Jl. Raya Mundu , Karangampel Indramayu - 45283

T. (+62234) 484112 ext 3064 F. (+62234) 484305

4 Field Subang Jl. Raya Mundu , Karangampel Indramayu - 45284

T. (+62234) 484112 ext 3055/3300 F. (+62234) 486007

5 Field Tambun Jl. Patra Raya Klayan Cirebon – Jawa Barat 45151 T. (+62231) 2512356 F. (+62231) 2512354

6 Region Sumatera Jl. Jend. Sudirman No.3 Prabumulih, Sumatera Selatan, 31122

T. (+62713) 382201 F. (+62713) 320116

7 Field Rantau Jl. Jakarta No.1 - Rantau Kuala Simpang, Aceh Tamiang - 24474

T. (+62641) 31016 F. (+62641) 31944-45, 31010, 31941

8 Field Pendopo Jl. Plaju no. 38 Pendopo Sumatera Selatan - 31211

T. (+62713) 384200 F. (+62713) 390442

9 Field Pangkalan Susu Jl. Samudra No.1 Pangkalan Susu - 20858 Sumatera Utara

T. (+62620) 51333 F. (+62620) 51385

10 Field Prabumulih Jl. Jend. Sudirman No.3 Prabumulih, Sumatera Selatan, 31122

T. (+62713) 382305 F. (+62713) 323273

11 Region KTI Menara Standard Chartered lt 12 , Jl Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta

T. (+6221) 57974000 ext 3013 F. (+6221) 57946269

12 Field Sangatta Jl. Gas No.1 Sangatta , Kutai Timur 75613, Kalimantan Timur

T. (+62549) 22300 F. (+62549) 23592

13 Field Bunyu Jl. Dermaga No.1 P. Bunyu, Kalimantan Timur - 77181

T. (+62551) 24729 ext 2801 F. (+62551) 2055501

14 Field Papua Jl. Ahmad Yani, Sorong, Papua Barat 98414 T. (+62951) 323830/323851/52 F. (+62951) 332667/321729

335



Company Information


Pertamina EP Operation Areas [2.4]

Head Office : Standard Chartered Tower 21st - 29th Floor Jl. Prof. Dr. Satrio No. 164 Jakarta 12950 - Indonesia Phone : (+6221) 5797 4000, Fax : (+6221) 5797 4555 E-Mail : [email protected] website : www.pep.pertamina.com

No Business Unit AlamatAddress Telp Facs

1

UBEP Sangasanga & Tarakan

Menara Standard Chartered lt 33, Jl. Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta

(+6221) 57974000 ext. 133

(+6221) 25532399

Field Sangasanga Jl. Dr Sutomo No 40, Sangasanga Kutai Kertanegara Kalimantan Timur 75254 (+62541) 671400 (+62541)

671487

Field Tarakan Jl. Pulau Linggitan No. 1 Tarakan Tengah 77121 (+62551) 32812-14 (+62551) 51093

2

UBEP Jambi Wisma 46 Kota BNI Lt. 30, Jl. Jend. Sudirman Kav. 1, Jakarta 10220 (+6221) 2515211 (+6221)

2515213

Field JambiJl. Lirik No.1 Komplek Pertamina UBEP Jambi Kenali Asam Jambi 36128

(+62741) 41938-39 (+62741) 42542

3

UBEP Limau Menara Standard Chartered lt 30, Jl. Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta (+6221) 57894222 (+6221)

57946281

Field Limau Jl. Jend. Sudirman No. 2/3 Prabumulih 31122 Sumatera Selatan

(+62713) 382958 (+62713) 320010

(+62713) 321949

4

UBEP Lirik Menara Standard Chartered lt 11, Jl. Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta

(+6221) 57974000 ext. 4034

(+6221) 57946228

Field Lirik Jl. Raya Lintas Timur Sumatera Lirik Indragiri Hulu Riau 29353 (+62769) 7444106 (+62769) 41224

5

UBEP Tanjung Menara Standard Chartered lt 17, Jl. Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta (+6221) 57894092 (+6221)

25555074

Field Tanjung Jl. Minyak No. 1 Ngurungkudek Tanjung Tabalong Kalimantan Selatan 71571 (+62526) 2021242 (+62526)

2021344

6

UBEP Adera Menara Standard Chartered lt 11, Jl. Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta

(+6221) 7828424 (+6221) 7829420

(+6221) 7829415 (+6221) 7829422

Field Adera Komp Pertamina EP Field Pendopo Pengabuan Sumatera Selatan 31211 (+62713) 391158 (+62713)

391158

336



7

UBEP Ramba Menara Standard Chartered lt 3 Podium , Jl Prof Dr Satrio No. 164 Jakarta (+6221) 5797400 (+6221)

57946289

Kantor Palembang : Jl. Sukarno Hatta No. 2465 RT 40 RW 11 Kel. Karya Baru Kec. Alang-Alang Lebar, Palembang 30151

(+62711) 413966 (+62711) 7077850

(+62711) 351962

Field RambaJl. Lintas Timur Palembang Jambi KM 102 Dusun Ramba, Kec. Sei Lilin, Sumatera Selatan

(+62711) 893324 (+62711) 893145

No Business Unit AlamatAddress Telp Facs

337



Company Information


TINGKAT KESEHATAN PERUSAHAAN TAHUN 2012COMPANY FINANCIAL PERFORMANCE 2012

INDIKATOR INDICATOR

RKAP 2012CORPORATE WORK

PLAN & BUDGET 20122012 AUDITED

NILAI SCORE BOBOT VALUE NILAI SCORE BOBOT VALUE

Kinerja Keuangan / Financial Performance

Imbalan kepada pemegang saham Return On Equity (ROE)

21.04% 20 36.65% 20

Imbalan Investasi /Return On Investment (ROI) 26.05% 15 36.32% 15

Margin Pendapatan Operasi / Operating Profit Margin 60.01% 3 59.73% 3

Margin Laba Bersih / Net Profit Margin 35.59% 3 36.60% 3

Rasio Kas / Cash Ratio 16.56% 3 8.09% 1

Rasio Lancar / Current Ratio 667.66% 5 474.79% 5

Perputaran Piutang Receivable Turnover 85 2 22 3

Perputaran Persediaan (ITO) / Inventory Turn Over 6 3 8 3

Perputaran Total Aset (TATO) / Total Asset Turn Over 41.40% 1.5 56.00% 1.5

Rasio Total Modal Sendiri Terhadap Total Aset Total Equity to Total Asset Ratio

80.65% 4 66.93% 4

Rasio Bunga Berjangka / Time Interest Earned Ratio 312.04 3 95.95 3

Nilai Kinerja Keuangan / Score of Financial Performance 62.50 61.50

Klasifikasi Kinerja Keuangan Classification of Financial Performance

SEHATHEALTHY

SEHATHEALTHY

Kinerja Pertumbuhan / Growth Performance

Pertumbuhan Produktivitas Aset Asset Productivity Growth (ASPG)

-23.45 0 -12.82 0

Pertumbuhan Penjualan / Sales Growth -2.91 0 5.44 2

Pertumbuhan Margin Laba Bersih Net Profit Margin Growth (NPMG)

-5.14 0 -4.84 0

Penjualan Kepada Total Aset Sales to Total Asset (STAG)

-16.49 0 -3.84 0

Pertumbuhan Laba Bersih Net Profit Growth (NPG)

-7.90 0 0.33 1

Nilai Kinerja Pertumbuhan Score of Growth Performance

0 3

Klasifikasi Kinerja Pertumbuhan Clasification Growth Performance

KURANG TUMBUH LESS GROWTH

KURANG TUMBUH LESS GROWTH

338



Kinerja Administrasi / Administration Performance

Laporan Keuangan Perusahaan Bulanan Monthly Financial Statement

≤ 7 HK 22 Hari2 Days

2

Laporan Manajemen Perusahaan Bulanan / Monthly Financial Report

≤ 11 HK 2≤ 16 Hari 16 Days

2

Laporan Keuangan Audited /Audited Financial Statement

≤ MaretMarch

3PebruariFebruary

3

Rancangan RKAP Corporate Work Plan & Budget

≤ AgustusAugust

3JuliJuly

3

Nilai Kinerja Administrasi Score of Administration Performance

10 10

Klasifikasi Kinerja Administrasi / Clasification of

Administration PerformanceTERTIB

GOOD ORDERLYTERTIB

GOOD ORDERLY

Jumlah (NKK + NKP + NKA) / Total 72.50 74.5

Tingkat Kesehatan Perusahaan/ Company Health Indicator

SEHAT AHEALTHY A

SEHAT AHEALTHY A

339



Company Information


No MATERI DAN PENJELASAN CHECK LIST SUBJECT AND EXPLANATION

I. Umum General

1.

Dalam bahasa Indonesia yang baik dan benar,

dianjurkan menyajikan juga dalam bahasa

Inggris.

v

In good and correct Indonesian, it is

recommended to present the report also

in English.

2.Dicetak pada kertas yang berwarna terang agar

mudah dibaca dan jelas.v

Printed on light-colored paper so that the

text is also

clear easy to read.

3.

Mencantumkan identitas perusahaan dengan

jelas.

Nama Perusahaan dan Tahun Annual Report

ditampilkan di:

1. Sampul muka;

2. Samping;

3. Sampul belakang; dan

4. Setiap halaman

v

State clearly the

identity of the company.

Name of the Company and year of the

Annual report is displayed on:

1. The front cover;

2. Sides;

3. Back cover; and

4. Each page

REFERENSI PERATURAN BAPEPAM – LKREFERENCE OF BAPEPAM-LK REGULATION

340



No MATERI DAN PENJELASAN HALAMANPAGE (S) SUBJECT AND EXPLANATION

II. Ikhtisar Data Keuangan Penting Summary of Key Financial Information

1.

Informasi hasil usaha Perusahaan dalam bentuk

perbandingan selama 5 (lima) tahun buku atau

sejak memulai usahanya jika Perusahaan tersebut

menjalankan kegiatan usahanya selama kurang

dari 5 (lima) tahun.

Informasi memuat antara lain:

1. Penjualan/pendapatan usaha

2. Laba (rugi) kotor

3. Laba (rugi) usaha

4. Laba (rugi) bersih

5. Laba (rugi) bersih per saham.

12

Information of the Company’s operating income in

comparative form over a period of 5 financial years

or since the start of business if the company has been

running its business activities for less than 5 years.

The information contains:

1. Sales/operating revenues

2. Gross profit(loss)

3. Operating profit (loss)

4. Net profit (loss)

5. Net profit (loss) per share.

2.

Informasi posisi keuangan perusahaan dalam

bentuk perbandingan selama 5 (lima) tahun buku

atau sejak memulai usahanya jika perusahaan

tersebut menjalankan kegiatan usahanya selama

kurang dari 5 (lima) tahun.


1. Modal kerja bersih

2. Jumlah investasi

3. Jumlah aset

4. Jumlah kewajiban

5. Jumlah ekuitas

12

Information of the Company’s operating income in

comparative form over a period of 5 financial years

or since the start of business if the company has been

running its business activities for less than 5 years.


1. Net working capital

2. Total investment

3. Total assets

4. Total liabilitis

5. Total equity

341



Company Information


3.

Rasio keuangan dalam bentuk perbandingan selama

5 (lima) tahun buku atau sejak memulai usahanya

jika perusahaan tersebut menjalankan kegiatan

usahanya selama kurang dari 5 (lima) tahun.

Informasi memuat 5 (lima) rasio keuangan yang

umum dan relevan dengan industri perusahaan.

13

Financial Ratio in comparative form over a period of

5 (five) financial years or since the commencement

of business if the company has been running its

business activities for less than 5 (five) years. The

information contains 5 (five) general financial ratios

and relevant to the industry.

4.

Laporan Tahunan wajib memuat informasi harga

saham dalambentuk tabel dan grafik. Informasi

harga saham sebelum perubahan permodalan

terakhir wajib disesuaikan dalam hal terjadi

antara lain karena pemecahan saham, dividen

saham, dan saham bonus.


1. Harga saham tertinggi,

2. Harga saham terendah,

3. Harga saham penutupan,

4. Volume saham yang diperdagangkan untuk

setiap masa triwulan dalam 2 (dua) tahun buku

terakhir (jika ada).

N/A

The Annual Report must contain

information regarding share price

in the form of tables and graphs. The information

on price of shares prior to the last change in capital

should be adjusted in the event, among others,

that it was due to a splitting of shares, dividend on

shares, and bonus shares.


1. Highest share price

2. Lowest share price

3. Closing share price

4. Share volume traded in each quarter in the last

two (2) financial years (if any).

5.

Laporan Tahunan wajib memuat informasi dalam

2 (dua) tahun buku terakhir mengenai obligasi,

sukuk, atau obligasi konvertibel yang diterbitkan.

Informasi memuat:

1. Jumlah obligasi/sukuk/obligasi

konversi yang beredar

2. Tingkat bunga/imbalan

3. Tanggal jatuh tempo

4. Peringkat obligasi/sukuk

N/A

The Annual Report must contain information in the

last 2 (two) financial years regarding the number

of bonds, Islamic bonds, or convertible bonds issued.


1. The number of outstanding bonds

/Islamic bonds/convertible bonds

2. Interest rate

3. Maturity date

4. Rating of bonds/Islamic bonds


342




III. Laporan Dewan Komisaris dan Direksi Board of Commissioners’ and Board of Directors’ Report

1.

Laporan Dewan Komisaris.

Memuat hal-hal sebagai berikut:

1. Penilaian kinerja Direksi mengenai pengelolaan

perusahaan.

2. Pandangan atas prospek usaha perusahaan yang

disusun oleh Direksi.

3. Komite-komite yang berada dibawah pengawasan

Dewan Komisaris.

4. Perubahan komposisi Dewan Komisaris (jika ada).

35 - 41

Board of Commissioners’ Report.

Contains the following items:

1. Assessment on the performance of the Board of

Directors in managing the company.

2. View on the prospects of the company’s business as

established by the Board of Directors.

3. Committees under the Board of Commissioners.

4. Changes in the composition of the Board of

Commissioners (if any).

2.

Laporan Direksi.


1. Kinerja perusahaan mencakup antara lain

kebijakan strategis, perbandingan antara hasil

yang dicapai dengan yang ditargetkan, dan

kendala-kendala yang dihadapi perusahaan.

2. Prospek usaha.

3. Penerapan tata kelola perusahaan yang baik

yang telah dilaksanakan oleh perusahaan.

4. Perubahan komposisi Direksi (jika ada).

45 - 55

Board of Directors’ Report.


1. The company’s performance,

encompassing among others

strategic policies, comparison between

achievement of results and

targets, and challenges faced by the company.

2. Business prospects.

3. Implementation of Good Corporate

Governance by the company.

4. Changes in the composition of the Board of

Directors (if any).

3.

Tanda tangan anggota Direksi dan anggota Dewan

Komisaris.


1. Tanda tangan dituangkan pada lembaran

tersendiri.

2. Pernyataan bahwa Direksi dan Dewan Komisaris

bertanggung jawab penuh atas kebenaran isi

laporan tahunan.

3. Ditandatangani seluruh anggota Dewan Komisaris

dan anggota Direksi dengan menyebutkan nama

dan jabatannya.

4. Penjelasan tertulis dalam surat tersendiri

dari yang bersangkutan dalam hal terdapat

anggota Dewan Komisaris atau Direksi yang

tidak menandatangani laporan tahunan, atau:

Penjelasan tertulis dalam surat tersendiri dari

anggota yang lain dalam hal tidak terdapat

penjelasan tertulis dari yang bersangkutan.

373 - 374

Signature of members of the Board of Directors and

Board of Commissioners


1. Signatures are set on a separate page.

2. Statement that the Board of Directors and the

Board of Commissioners are fully responsible

for the accuracy of the annual report.

3. Signed by all members of the Board of

Commissioners and Board

of Directors, stating their

names and titles/positions.

4. A written explanation in a separate letter from

each member of the Board of Commissioners or Board

of Directors who do not sign the annual report, or

written explanation in a separate letter from the

other members in the event

that there is no written explanation

provided by the said member.


343



Company Information


IV. Profil Perusahaan Profil Perusahaan

1.

Nama dan alamat perusahaan.

Informasi memuat antara lain nama dan alamat, kode

pos, no. telp, no. fax, email, dan website.6, 334, 335

Name and address of the company.

Includes information on name and address, zip

code, telephone and/or facsimile, email, website.

2.

Riwayat singkat perusahaan.

Mencakup antara lain: tanggal/tahun pendirian,

nama, dan perubahan nama perusahaan (jika ada).219

Brief history of the company.

Includes among others: date/year of

establishment, name and change

in the company name (if any).

3.

Bidang usaha.

Meliputi jenis produksi dan atau jasa yang dihasilkan. 6 - 7

Business sector.

Includes the types of products

and or services provided.

4.

Struktur Organisasi.

Dalam bentuk bagan, meliputi nama dan jabatan. 220 - 221

Organizational structure.

In the form of a chart,

including names and positions.

5.

Visi dan Misi Perusahaan.

Mencakup penjelasan visi dan misi perusahaan. 216 - 217

Company vision and mission.

Includes explanation on

the company's vision and mission.

6.

Identitas dan riwayat hidup singkat anggota Dewan

Komisaris.


1. Nama

2. Jabatan (termasuk jabatan pada

perusahaan atau lembaga lain)

3. Umur

4. Pendidikan

5. Pengalaman kerja

280 - 285

Identity and brief curriculum

vitae of the members of

the Board of Directors.


1. Name

2. Position (including in other

company or institution)

3. Age

4. Education

5. Working experience

7.

Identitas dan riwayat hidup singkat anggota Direksi.


1. Nama

2. Jabatan (termasuk jabatan pada perusahaan atau

lembaga lain)

3. Umur

4. Pendidikan

5. Pengalaman kerja

286 - 292

Identity and brief curriculum

vitae of the members of the Board of Directors.


1. Name

2. Position (including in other

company or institution)

3. Age

4. Education

5. Working experience


344



8.

Jumlah Karyawan (komparatif 2 tahun) dan

deskripsi pengembangan kompetensinya (misal:

aspek pendidikan dan pelatihan karyawan).


1. Jumlah karyawan untuk

masing-masing level organisasi.

2. Jumlah karyawan untuk masing-masing tingkat

pendidikan.

3. Pelatihan karyawan yang telah dilakukan dengan

mencerminkan adanya persamaan kesempatan

kepada seluruh karyawan.

4. Biaya yang telah dikeluarkan.

116 - 117

Number of employees (comparative in two

years) and description of competence

building

(for example: education and

training of employees).


1. The number of employees for

each level of the organization.

2. The number of employees for each

level of education.

3. Training of employees that has been conducted

reflecting equal

opportunity to all employees.

4. Expenses incurred.

9. Komposisi Pemegang Saham.

Mencakup antara lain:

1. Nama pemegang saham yang memiliki 5% atau

lebih saham.

2. Direktur dan Komisaris yang memiliki saham.

3. Pemegang saham masyarakat dengan kepemilikan

saham masingmasing kurang dari 5%.

223

Composition of shareholders.

Includes:

1. Names of shareholders

controlling 5% or more shares.

2. Directors and Commissioners who own shares.

3. Public shareholders with share ownership of

less than 5% respectively.

10.

Daftar Perusahaan Anak dan atau Perusahaan

Asosiasi.


1. Nama Anak Perusahaan/Perusahaan Asosiasi

2. % Kepemilikan saham

3. Keterangan tentang bidang usaha perusahaan anak

atau perusahaan asosiasi

4. Keterangan status operasi perusahaan anak atau

perusahaan asosiasi (telah beroperasi atau belum

beroperasi).

76

List of subsidiaries and/or

affiliated companies.


1. Name of subsidiaries/affiliated companies.

2. Percentage of share ownership.

3. Information on business sector of the subsidiary

or affiliated company.

4. Explanation regarding the

operational status of the subsidiary or

affiliated company

(already operating or not yet operating).


345



Company Information


11.

Kronologi pencatatan saham.


1. Kronologis pencatatan saham.

2. Jenis tindakan korporasi (corporate action)

yang menyebabkan perubahan jumlah saham.

3. Perubahan jumlah saham dari awal

pencatatan sampai dengan akhir tahun buku.

4. Nama bursa dimana saham perusahaan dicatatkan.

N/A

Chronology of shares listing.

Includes:

1. Chronology of shares listing.

2. Types of corporate action that caused

changes in the number of shares.

3. Changes in the number of shares

from the beginning of listing up

to the end of the financial year.

4. Name of Stock Exchange

where the company shares are listed.

12.

Kronologi pencatatan efek lainnya.


1. Kronologis pencatatan efek lainnya.

2. Jenis tindakan korporasi (corporate action) yang

menyebabkan perubahan jumlah efek lainnya.

3. Perubahan jumlah efek lainnya dari awal

pencatatan sampai dengan akhir tahun buku.

4. Nama Bursa dimana efek lainnya perusahaan

dicatatkan.

5. Peringkat efek.

N/A

Chronology of other securities listing.

Includes:

1. Chronology of other securities listing.

2. Types of corporate action that caused

changes in the number of securities.

3. Changes in the number of securities from the

initial listing up to the end of the financial year.

4. Name of Stock Exchange where the company’s

other securities are listed.

5. Rating of the securities.

13.

Nama dan alamat lembaga dan atau profesi

penunjang pasar modal.


1. Nama dan alamat BAE

2. Nama dan alamat Kantor Akuntan Publik

3. Nama dan alamat Perusahaan Pemeringkat

N/A

Name and address institutions and or supporting

professions of capital market.


1. Name and address of Share Registrar.

2. Name and address of the

Public Accounting Firm.

3. Name and address of the

securities rating company.

14.

Akuntan perseroan.


1. Jumlah periode akuntan telah melakukan audit

laporan keuangan tahunan perusahaan.

2. Jumlah periode Kantor Akuntan Publik telah

melakukan laporan keuangan tahunan

perusahaan.

3. Besarnya fee audit.

4. Jasa lain yang diberikan akuntan selain jasa

financial audit.

36 - 38

Company accountant.


1. Number of accountants who have performed

audit on financial statements of the company.

2. Number of periods that Public

Accounting Firm has audited financial

statements of the company.

3. The amount of audit fee.

4. Other service provided by the

accountant in addition to financial audit.


346




V.Analisis dan Pembahasan Manajemen atas Kinerja

Perusahaan159 - 186

Management Discussion and Analysis

on Company Performance

1.

Tinjauan operasi per segmen usaha.

Memuat uraian mengenai:

1. Produksi/kegiatan usaha.

2. Penjualan/pendapatan usaha.

3. Profitabilitas.

4. Peningkatan/penurunan kapasitas produksi untuk

masing - masing segmen usaha

Operational review per business segment.

Contains description of:

1. Production/business activity.

2. Sales/operating income.

3. Profitability.

4. Increase/decrease in production

capacity for each business segment.

2.

Uraian atas kinerja keuangan perusahaan.

Analisis kinerja keuangan yang mencakup

perbandingan antara kinerja keuangan tahun yang

bersangkutan dengan tahun

sebelumnya (dalam bentuk narasi dan tabel) antara

lain mengenai:

1. Aset lancar, aset tidak lancar, dan jumlah aset.

2. Kewajiban lancar, kewajiban tidak lancar, dan

jumlah kewajiban.

3. Penjualan/pendapatan usaha.

4. Beban usaha.

5. Laba/rugi bersih.

12

Description of company’s financial performance.

Financial performance analysis which includes a

comparison between

the financial performance of current and previous years

(in the form of narration and tables),

among others concerning:

1. Current assets, non-current assets, and total assets.

2. Current liabilities, non-current liabilities,

and total liabilities.

3. Sales/income from business.

4. Overhead cost.

5. Net profit/loss.

3.

Bahasan dan analisis tentang kemampuan

membayar hutang dan tingkat kolektibilitas

piutang Perusahaan.

Penjelasan tentang:

1. Kemampuan membayar hutang.

2. Tingkat kolektibilitas piutang.

200

Discussion and analysis on capacity to pay debts and

collectibility of the company's accounts receivables .

Explanation on:

1. Capacity to pay debts.

2. Collectibility of accounts receivable.

4.

Bahasan tentang struktur modal (capital

structure), kebijakan manajemen atas struktur

modal (capital structure policies), dan tingkat

solvabilitas perusahaan.

Penjelasan atas:

1. Struktur modal (capital structure).

2. Kebijakan manajemen atas struktur modal kapital

(capital structure policies).

3. Tingkat solvabilitas perusahaan.

192 - 200

Discussion on capital structure,

capital structure policies, and

solvability.

Explanation on:

1. Capital structure.

2. Capital structure policies.

3. Solvability.


347



Company Information


5.

Bahasan mengenai ikatan yang material untuk

investasi barang modal.

Penjelasan tentang:

1. Tujuan dari ikatan tersebut.

2. Sumber dana yang diharapkan untuk memenuhi

ikatan-ikatan tersebut.

3. Mata uang yang menjadi denominasi.

4. Langkah-langkah yang direncanakan perusahaan

untuk melindungi risiko dari posisi mata uang

asing yang terkait. Catatan: Apabila perusahaan

tidak mempunyai ikatan terkait investasi barang

modal, agar diungkapkan.

N/A

Discussion on material ties for

capital goods investment.

Explanation on:

1. The purpose of such ties.

2. Source of funds expected to fulfil the said ties.

3. Currency of denomination.

4. Steps taken by the company to

protect the position of related

foreign currency against risks.

Note: Should be disclosed if the company

has no material ties in

capital goods investments.

6.

Bahasan dan analisis tentang informasi keuangan

yang telah dilaporkan yang mengandung kejadian

yang sifatnya luar biasa dan jarang terjadi.

Penjelasan mengenai:

1. Kejadian yang sifatnya luar biasa

dan jarang terjadi.

2. Dampaknya terhadap kondisi keuangan

perusahaan.

Catatan: Apabila tidak ada kejadian yang sifatnya

luar biasa dan

jarang terjadi, agar diungkapkan.

201 -204

Discussion and analysis of financial

information that has been reported

concerning extraordinary and rare events.

Explanation on:

1. Extraordinary and rare events.

2. Impact on financial condition of the company.

Note: if there is no extraordinary

and rare event, to be disclosed

7.

Uraian tentang komponen-komponen substansial

dari pendapatan dan beban lainnya, untuk dapat

mengetahui hasil usaha perusahaan.


1. Komponen substansial dari pendapatan lainnya.

2. Komponen substansial dari beban lainnya.

183 - 186

Information regarding substantial components of

earnings and other expenses, to determine the

company’s income from operations.

Explanation on:

1. Substantial component of other income.

2. Substantial component of other expenses.


348



8.

Jika laporan keuangan mengungkapkan

peningkatan atau penurunan yang material dari

penjualan/pendapatan bersih, maka wajib disertai

dengan bahasan tentang sejauh mana perubahan

tersebut dapat dikaitkan antara lain dengan,

jumlah barang atau jasa yang dijual, dan atau

adanya produk atau jasa baru.


1. Besaran peningkatan/penurunan penjualan atau

pendapatan bersih.

2. Peningkatan/penurunan material dari penjualan

atau pendapatan bersih dikaitkan dengan

jumlah barang atau jasa yang dijual, dan atau

adanya produk atau jasa yang baru.

183

If financial statement discloses a

material increase or decrease

in sales/net income, then an explanation is

required to be included

concerning the extent that such changes can be

linked to, among others, the amount of

goods or services sold, and or there

are new products or services.

Explanation on:

1. The increase/decrease in net sales or net income.

2. The increase/decrease in material from sales or net

income related to the amount of goods or services sold,

and/or any new products or services.

9.

Bahasan tentang dampak perubahan harga terhadap

penjualan/ pendapatan bersih perusahaan serta

laba operasi perusahaan selama 2 (dua) tahun atau

sejak perusahaan memulai usahanya, jika baru

memulai usahanya kurang dari 2 (dua) tahun. Ada

atau tidak ada pengungkapan.

183 - 186

Discussion on the impact of price change to the

company’s sales and net income and the operational

profit of the company for the past two (2) years or

since the company started its business, if the company

has been operating for less than two years. There is

disclosure or no disclosure.

10.

Informasi dan fakta material yang terjadi setelah

tanggal laporan akuntan.

Uraian kejadian penting setelah tanggal laporan

akuntan termasuk dampaknya terhadap kinerja dan

risiko usaha di masa mendatang.

Catatan: Apabila tidak ada kejadian setelah tanggal

laporan akuntan, agar diungkapkan.

201 - 204

Material Information and facts that occurred

after the date of the accountant’s report.

Description of important events after the date of the

accountant’sreport including their impact on business

performance and risks in the future.

Note: Should be disclosed if there is

no significant events after the

date of accountant report.

11.

Uraian tentang prospek usaha perusahaan.

Uraian mengenai prospek perusahaan sehubungan

dengan

industri, ekonomi secara umum dan pasar

internasional serta dapat disertai data pendukung

kuantitatif jika ada sumber data yang layak

dipercaya.

29 - 31

Description of the company’s business prospects.

Information on the company's prospects in connection

with industry, economy in general, and the

international market, which can be accompanied with

supporting quantitative data if there is a

reliable data source.


349



Company Information


12.

Uraian tentang aspek pemasaran.

Uraian tentang pemasaran atas produk dan jasa

perusahaan, antara lain meliputi pangsa pasar.

205 - 211

Information on marketing aspects.

Information regarding the marketing of the company’s

products and services, among others

covering market share

13.

Pernyataan mengenai kebijakan dividen dan

tanggal serta jumlah dividen kas per saham dan

jumlah dividen per tahun yang diumumkan atau

dibayar selama 2 tahun buku terakhir.


1. Jumlah dividen.

2. Jumlah dividen per saham.

3. Pay-out ratio untuk masing-masing tahun.

Catatan: Apabila tidak ada pembagian dividen, agar

diungkapkan alasan tidak membagikan dividen.

200

Statement regarding dividend policy and date and

amount of cash dividend per share and amount of

dividend per year as announced

or paid during the past two (2) years.

Contains information on:

1. Amount of dividend.

2. Amount of dividend per share.

3. Pay-out ratio for each year

Note: If there is no dividend payout, disclose the

reasons.

14.

Realisasi penggunaan dana hasil

penawaran umum.


1. Total perolehan dana.

2. Rencana penggunaan dana.

3. Rincian penggunaan dana.

4. Saldo dana.

5. Tanggal persetujuan RUPS atas perubahan

penggunaan dana (jika ada).

N/A

Realization of uses of proceeds from

public offering.


1. Total proceeds.

2. Budget plan.

3. Details of uses of fund.

4. Balance.

5. Date of GMS Approval on

change in the budget plan (if any).

15.

Informasi material mengenai investasi, ekspansi,

divestasi, akuisisi atau restrukturisasi hutang/

modal.


1. Tujuan dilakukannya transaksi;

2. Nilai transaksi atau jumlah yang direstrukturisasi;

3. Sumber dana.

Catatan: Apabila tidak mempunyai transaksi

dimaksud, agar Diungkapkan

N/A

Material information on investment,

expansion, divestment, acquisition,

debt/capital restructuring.


1. The purpose of the transaction;

2. The value of transactions or

the amount restructured;

3. Sources of funds.

Note: Should be disclosed if

there are no such transactions.


350



16.

Informasi transaksi material yang mengandung

benturan kepentingan dan/atau transaksi dengan

pihak afiliasi.


1. Nama pihak yang bertransaksi;

2. Sifat hubungan afiliasi;

3. Penjelasan mengenai kewajaran transaksi;

4. Realisasi transaksi pada periode berjalan.

Catatan: Apabila tidak mempunyai transaksi

dimaksud, agar diungkapkan.

200

Information on material transactions

with conflict of interest and/or

transactions with related parties.


1. Name of the transacting parties;

2. Nature of affiliation;

3. A description of the fairness of the transaction;

4. Realization of transactions

during the current period.

Note: Should be disclosed if there are no such

transactions.

17.

Uraian mengenai perubahan peraturan

perundangundangan yang berpengaruh signifikan

terhadap perusahaan.

Uraian memuat antara lain peraturan perundang-

undangan dan dampaknya terhadap perusahaan.

Catatan: Apabila tidak terdapat perubahan

peraturan perundangundangan

yang berpengaruh signifikan, agar diungkapkan.

194 - 200

Description of regulatory changes which

have a significant impact

on the company.

Description contains any regulatory

changes and its impact on the company.

Note: If there is no change in regulation which

has a significant impact, to be disclosed.

18.

Uraian mengenai perubahan kebijakan akuntansi.

Uraian memuat antara lain perubahan kebijakan

akuntansi, alasan dan dampaknya terhadap laporan

keuangan.200 - 202

Description of changes in

the accounting policy.

Description contains among others, changes in

accounting policies, rationale and impact on the

financial statement.


351



Company Information



VI. Tata Kelola Perusahaan Corporate Governance

1.

Uraian Dewan Komisaris.

Uraian memuat antara lain:

1. Uraian pelaksanaan tugas Dewan Komisaris.

2. Pengungkapan prosedur penetapan remunerasi.

3. Besarnya remunerasi untuk setiap anggota

Dewan Komisaris.

4. Frekuensi pertemuan.

5. Tingkat kehadiran Dewan Komisaris dalam

pertemuan.

235 - 238

Information on the Board of Commissioners.


1. Description of duties implementation

of the Board of Commissioners.

2. Disclosing the procedure for

determining remuneration.

3. Remuneration amount for members

of the Board of Commissioners.

4. Frequency of meetings.

5. Attendance of the Board of

Commissioners in the meetings.

2.

Uraian Direksi.

Uraian memuat antara lain:

1. Ruang lingkup pekerjaan dan tanggung jawab

masing-masing anggota Direksi.

2. Pengungkapan prosedur penetapan remunerasi.

3. Besarnya remunerasi untuk

setiap anggota Direksi.

4. Frekuensi pertemuan.

5. Tingkat kehadiran anggota Direksi dalam

pertemuan.

6. Program pelatihan dalam rangka meningkatkan

kompetensi Direksi.

238 - 252

Information on the Board of Directors.


1. Scope of work and responsibility of

each member of the Board of Directors.

2. Disclosing the procedure

for determining remuneration.

3. Remuneration amount for members

of the Board of Directors.

4. Frequency of meetings.

5. Attendance of the Board of

Directors in the meetings.

6. Training programs for improving the

competence of the Board of Directors.

3.

Komite Audit.


1. Nama, jabatan, dan riwayat hidup singkat

anggota Komite Audit.

2. Uraian tugas dan tanggung jawab.

3. Frekuensi pertemuan dan tingkat kehadiran

Komite Audit.

4. Laporan singkat pelaksanaan kegiatan Komite

Audit.

5. Independensi anggota Komite Audit.

254 - 258

Audit Committee.

Includes among others:

1. Name, position, and brief curriculum vitae of the

members of the Audit Committee.

2. Description of duties and responsibilities.

3. Frequency of meetings and the

attendance of the Audit Committee.

4. Brief report on the activities carried

out by the Audit Committee.

5. Independence of the members of the Audit Committee.


352



4.

Komite Nominasi.



anggota komite nominasi.

2. Independensi anggota komite nominasi.


4. Uraian pelaksanaan kegiatan komite nominasi.


komite nominasi.

252 - 253

Nomination Committee.



members of the nomination committee.

2. Independence of the members

of the nomination committee.


4. Activities carried out by the

nomination committee.

5. Frequency of meetings and the attendance of the

nomination committee.

5.

Komite Remunerasi.



anggota komite remunerasi.

2. Independensi anggota komite remunerasi.


4. Uraian pelaksanaan kegiatan komite

remunerasi.


komite remunerasi.

252 - 253

Remuneration Committee.


1. Name, position, and brief

curriculum vitae of the members of the

remuneration committee.

2. Independence of the members

of the remuneration committee.


4. Activities carried out by the

remuneration committee.

5. Frequency of meetings and the attendance

of the remuneration committee.

6.

Komite-komite lain di bawah Dewan Komisaris

yang dimiliki oleh perusahaan.



anggota komite lain.

2. Independensi anggota komite lain.


4. Uraian pelaksanaan kegiatan komite lain.


komite lain.

256

Other committees under the Board of

Commissioners.



members of the committees.

2. Independence of the members of the committee.


4. Activities carried out by the committees.

5. Frequency of meetings and the attendance of

other committee.

7.

Uraian mengenai kebijakan penetapan

remunerasi bagi Direksi yang dikaitkan dengan

kinerja perusahaan.


1. Prosedur penetapan remunerasi tertuang

dalam SOP.

2. Indikator kinerja untuk mengukur performance

Direksi yang dikaitkan dengan remunerasi.

252 - 253

Description of the remuneration policy for the

Board of Directors that related

to the company performance.


1. Remuneration procedures stipulated in SOP.

2. Performance indicators to measure the

performance of the Board

of Directors that related to the remuneration.


353



Company Information


8.

Uraian tugas dan fungsi Sekretaris Perusahaan.


1. Nama dan riwayat jabatan singkat Sekretaris

Perusahaan.

2. Uraian pelaksanaan tugas Sekretaris

Perusahaan.

268 - 275

Description of duties and function

of Corporate Secretary.


1. Name and brief history of Corporate

Secretary position.

2. Description of duties performed by

Corporate Secretary.

9.

Uraian mengenai unit audit internal.


1. Nama ketua unit audit internal.

2. Kualifikasi/sertifikasi sebagai profesi audit

internal.

3. Struktur atau kedudukan unit audit internal.

4. Keberadaan piagam unit audit internal.

5. Uraian pelaksanaan tugas.

276 - 279

Description of internal audit unit.


1. Name of the head of internal audit unit.

2. Qualification/certification

as an internal audit profession.

3. Structure or position of the internal audit unit.

4. The existence of an internal audit unit charter.

5. Description of duties.

10.

Uraian mengenai manajemen risiko perusahaan.


1. Penjelasan mengenai risiko-risiko yang

dihadapi perusahaan (misalnya risiko yang

disebabkan oleh fluktuasi kurs atau suku

bunga, persaingan usaha, pasokan bahan

baku, ketentuan negara lain atau peraturan

internasional, dan kebijakan pemerintah).

2. Upaya untuk mengelola risiko tersebut.

293 - 307

Description of the company’s risk management.


1. Description of the risks faced by

the company (eg the risk caused

by fluctuations in exchange rates

or interest rates, competition,

supply of raw materials, foreign or international

regulations, and government policies).

2. Efforts to manage these risks.

11.

Uraian mengenai komitmen perusahaan

terhadap perlindungan konsumen.

Mencakup antara lain informasi tentang:

1. Keberadaan Pusat Pengaduan Konsumen.

2. Uraian mengenai tindak lanjut terhadap

pengaduan.

3. Tingkat penyelesaian pengaduan yang diterima.

4. Program peningkatan layanan kepada

konsumen.

84 - 86, 205 - 207

Description of company commitment

to consumer protection.


1. The existence of Consumer Complaint Center.

2. Description of follow-up on complaints.

3. The level of completion of complaints received.

4. Program to improve service to consumers.

12.

Uraian mengenai aktivitas dan biaya yang

dikeluarkan berkaitan dengan tanggung

jawab sosial perusahaan terutama mengenai

”community development program” yang telah

dilakukan.


1. Mitra Usaha binaan Perusahaan.

2. Program pengembangan pendidikan/perbaikan

kesehatan/pengembangan seni budaya dan

lainnya.


80 - 81

Description of activities and costs incurred

related to corporate social responsibility,

particularly on commitment to community

development program that have been conducted.

Information includes among others:

1. Supervised Business Partner.

2. Development program on education/health

improvement/art and culture development etc.

3. Costs incurred.


354



13.

Uraian mengenai aktivitas dan biaya yang

dikeluarkan berkaitan dengan tanggung

jawab sosial perusahaan terutama aktivitas

lingkungan.


1. Aktivitas pelestarian lingkungan.

2. Aktivitas pengelolaan lingkungan.

3. Sertifikasi atas pengelolaan lingkungan.


87

Description on the activities and costs

incurred related to corporate

social responsibility, particularly

on environmental programs.


1. Environmental conservation activities.

2. Environmental management activities.

3. Certification of environmental management.

4. Costs incurred.

14.

Perkara penting yang sedang dihadapi oleh

perusahaan, Direksi dan anggota Dewan

Komisaris yang menjabat pada periode laporan

tahunan.


1. Pokok perkara/gugatan.

2. Status penyelesaian perkara/gugatan.

3. Pengaruhnya terhadap kondisi keuangan

perusahaan.

Catatan: Dalam hal tidak berperkara, agar

diungkapkan.

308 - 314

Significant litigations faced by the company,

members of the Board of Directors and Board of

Commissioners during the reporting period.


1. Material of the case/lawsuit.

2. Status of settlement of case/lawsuit.

3. Impact on the financial condition of the company.

Note: In case no litigants, to be disclosed.

15.

Akses informasi dan data perusahaan.

Uraian mengenai tersedianya akses informasi dan

data perusahaan kepada publik, misalnya melalui

website, media massa, mailing list, buletin dan

sebagainya.

317

Access to corporate information and data.

Description on the availability of access to corporate

information and data for the public, for example

through website, mass media, mailing list, bulletin

etc.

16.

Etika Perusahaan.

Memuat uraian antara lain:

1. Keberadaan code of conduct.

2. Isi code of conduct.

3. Penyebaran code of conduct kepada karyawan

dan upaya penegakannya.

4. Pernyataan mengenai budaya perusahaan

(corporate culture) yang dimiliki perusahaan.

231 - 232

Corporate Ethics.


1. The existence of Code of Conduct.

2. Content of the Code of Conduct.

3. Distribution of the Code of Conduct to the

employees and efforts of enforcement.

4. Statement concerning the corporate culture

owned by the company.

17.

Pengungkapan mengenai whistleblowing

system.

Memuat uraian antara lain:

1. Keberadaan whistleblowing system.

2. Mekanisme whistleblowing system.

3. Penggunaan dan output whistleblowing system.

315 - 316

Disclosure of whistleblowing system.


1. The existence of whistleblowing system.

2. Mechanism of whistleblowing system.

3. Application and output of whistleblowing system.


355



Company Information



VII. Informasi Keuangan Financial Information

1.

Surat Pernyataan Direksi tentang Tanggung Jawab

Direksi atas Laporan Keuangan.

Kesesuaian dengan peraturan Bapepam-LK No.

VIII.G.11 tentang Tanggung Jawab Direksi atas

Laporan Keuangan.v

Statement of the Board of Directors

concerning the Responsibility of

the Board of Directors on

Financial Statements.

Compliance with Bapepam-LK Regulation

No.VIII.G.11 on

Responsibility of the Board of Directors on the

Financial Statement.

2.Opini auditor independen atas laporan keuangan.

vIndependent auditor opinion on financial

statements.

3.

Deskripsi Auditor Independen di Opini.

Deskripsi memuat tentang:

1. Nama & tanda tangan.

2. Tanggal Laporan Audit.

3. No. ijin KAP dan nomor ijin Akuntan Publik.

v

Description of Independent

Auditor in the Opinion.

The description contains:

1. Name and signature.

2. Date of Audit Report.

3. PAF license number and Public Accountant

license number.

4.

Laporan keuangan yang lengkap.

Memuat secara lengkap unsur-unsur laporan

keuangan:

1. Neraca.

2. Laporan laba rugi.

3. Laporan perubahan ekuitas.

4. Laporan arus kas.

5. Catatan atas laporan keuangan.

v

Comprehensive financial statement.

Contains all elements of the financial

statement:

1. Balance sheet.

2. Income statement.

3. Statement of changes in equity.

4. Cash flow report.

5. Notes to the financial statement.

5.

Perbandingan tingkat profitabilitas.

Perbandingan laba/rugi usaha tahun berjalan dengan

tahun sebelumnya.

v

Comparison of profitability.

Comparison of profit/loss from operations

between year-to-date and the previous year.


356



6.

Penyajian Laporan Arus Kas.

Memenuhi ketentuan sebagai berikut:

1. Pengelompokan dalam tiga kategori aktivitas:

aktivitas operasi, investasi, dan pendanaan.

2. Penggunaan metode langsung (direct method)

untuk melaporkan arus kas dari aktivitas operasi.

3. Pengungkapan aktivitas yang tidak mempengaruhi

arus kas.

4. Pemisahan penyajian antara penerimaan kas

dan atau pengeluaran kas kepada pelanggan

(customer), karyawan, pemasok, dan pembayaran

pajak selama tahun berjalan pada aktivitas

operasi.

5. Penyajian penambahan dan pembayaran hutang

jangka panjang serta dividen pada aktivitas

pendanaan.

v

Presentation of Cash Flow Report.

Meets the following provisions:

1. Grouped into three categories of activity:

operational activity, investment, and funding.

2. Uses a direct method reporting for cash

flows for operational activity.

3. Disclosing activities that do not

influence the cash flow.

4. Separating the presentation between cash

receipt and or cash expended to the customer,

employee, supplier, and payment of taxes

during the current year for

operational activities.

5. Presenting the addition and payment of long-

term debt as well as dividend in funding.

7.

Ikhtisar Kebijakan Akuntansi.

Meliputi sekurang-kurangnya:

1. Konsep dasar penyajian laporan keuangan.

2. Pengakuan pendapatan dan beban.

3. Penilaian investasi (penyertaan pada entitas lain).

4. Persediaan.

5. Sewa.

v

Summary of Accounting Policy.

Includes at least:

1. Basic concept in presenting

a financial statement.

2. Recognition of income and expenses.

3. Assessment for investment

(participation in other entities).

4. Supply.

5. Lease.


357



Company Information


8.

Pengungkapan yang berhubungan dengan properti

investasi.

Hal-hal yang harus diungkapkan antara lain:

1. Uraian mengenai kebijakan akuntansi yang dipilih

antara model nilai wajar dan model biaya.

2. Metode dan asumsi signifikan yang diterapkan

dalam menentukan nilai wajar dari properti investasi.

3. Apakah penentuan nilai wajar properti investasi

didasarkan atas penilaian oleh penilai independen.

Apabila tidak ada penilaian seperti itu, hal tersebut

harus diungkapkan.

4. Rekonsiliasi nilai tercatat properti investasi pada

awal dan akhir Periode.

5. Jumlah yang diakui dalam laporan laba rugi yang

berasal dari properti investasi (penghasilan rental,

beban operasi langsung, perubahan kumulatif dalam

nilai wajar).

v

Disclosures relating to investment property.

Issues that should be disclosed are:

1. Description of the selected accounting

policies between the fair

value model and cost model.

2. The methods and significant assumptions

applied in determining

the fair value of investment properties.

3. Determination of the fair value of

investment property based on valuation by

independent valuers.

If no such assessment, it should be disclosed.

4. Reconciliation of the carrying value of

investment property at the

beginning and end of period.

5. The amount recognized in the consolidated

income derived from investment

property (rental income, direct operating

expenses, cumulative change in fair value).

9.

Pengungkapan yang berhubungan dengan

Perpajakan.

Hal-hal yang harus diungkapkan selain Jenis dan

Jumlah Hutang Pajak:

1. Rekonsiliasi antara beban (penghasilan) pajak

dengan hasil perkalian laba akuntansi dengan

tarif yang berlaku dengan mengungkapkan dasar

perhitungan tarif pajak yang berlaku.

2. Rekonsiliasi fiskal dan perhitungan beban pajak

kini.

3. Pernyataan bahwa Laba Kena Pajak (LKP) hasil

rekonsiliasi menjadi dasar dalam pengisian SPT

Tahunan PPh Badan.

4. Rincian aset dan kewajiban pajak tangguhan

yang disajikan pada neraca untuk setiap periode

penyajian, dan jumlah beban (penghasilan) pajak

tangguhan yang diakui pada laporan laba rugi

apabila jumlah tersebut tidak terlihat dari jumlah

aset atau kewajiban pajak tangguhan yang diakui

pada neraca.

5. Pengungkapan ada atau tidak ada sengketa pajak

v

Disclosure related to taxation.

Issues that should be disclosed in addition to

Type and Amount of Tax Debt:

1. Reconciliation between tax charge (income)

and the result of multiplying the accounting

profit with the current rate and disclosing the

basis for calculating current tax rate.

2. Fiscal reconciliation and

calculation of current tax.

3. Statement that the amount of Taxable

Profit as calculated through reconciliation is in

accordance with the Tax Return.

4. Details of the assets and liabilities in

deferred tax presented in the balance sheet

in each period of presentation, and amount of

charge (income) of deferred tax acknowledged

in the profit loss statement if the said amount

is not evident in the asset or liability of

deferred tax acknowledged in the balance sheet.

5. Disclosure of whether or not there is a tax

dispute.


358



10.

Pengungkapan yang berhubungan dengan Aset

Tetap.

Hal-hal yang harus diungkapkan:

1. Metode penyusutan yang digunakan.

2. Uraian mengenai kebijakan akuntansi yang dipilih

antara model revaluasi dan model biaya.

3. Metode dan asumsi signifikan yang digunakan

dalam mengestimasi nilai wajar aset tetap (model

revaluasi) atau pengungkapan nilai wajar aset

tetap (model biaya).

4. Jumlah tercatat bruto dan akumulasi penyusutan

pada awal dan akhir periode untuk tiap kelompok

aset tetap.

5. Rekonsiliasi jumlah tercatat pada awal dan

akhir periode untuk tiap kelompok aset, yang

menunjukkan: penambahan, aset yang diklasifikasi

sebagai tersedia untuk dijual/kelompok lepasan,

penggabungan usaha, revaluasi, rugi penurunan

nilai, penyusutan, selisih nilai tukar neto, atau

perubahan lain.

v

Disclosure related to Fixed Assets.

Issues that should be disclosed:

1. Depreciation method used.

2. Description of the selected accounting

policies between the

revaluation model and cost model.

3. The methods and significant assumptions

used in estimating the

fair value of fixed assets (revaluation model)

or disclosure of the

fair value of fixed assets (cost model).

4. Gross amount and accumulated depreciation

at the beginning and end of the period for each

group of fixed assets.

5. Reconciliation amount at the beginning and

end of the period for

each group of assets, which shows: the

addition, assets classified

as available for sale/disposal groups,

mergers, revaluation,

impairment losses, depreciation, net foreign

exchange, or other changes.

11.

Perkembangan Terakhir Standar Akuntansi

Keuangan dan Peraturan Lainnya.


1. Penjelasan mengenai standar akuntansi keuangan

dan peraturan baru yang diterapkan dan

mempengaruhi aktivitas perusahaan; dan

2. Dampak penerapan standar akuntansi keuangan

dan peraturan baru tersebut.

v

Latest development on Financial Accounting

Standards and Other Regulations.


1. Explanation of financial accounting standards

and implementation of new regulations and

affect the company's activity;

2. Impact of financial accounting standards and

new regulations implementation.

12.

Pengungkapan yang berhubungan dengan

Instrumen Keuangan.


1. Persyaratan, kondisi dan kebijakan akuntansi

untuk setiap kelompok instrumen keuangan.

2. Klasifikasi instrumen keuangan.

3. Nilai wajar tiap kelompok instrumen keuangan.

4. Penjelasan risiko yang terkait dengan instrumen

keuangan: risiko pasar, risiko kredit dan risiko

likuiditas.

5. Tujuan dan kebijakan manajemen risiko

keuangannya

v

Disclosures related with financial

instrument.


1. Requirement, condition and accounting

policy for every financial instrument group

2. Financial instrument classification

3. Fair value for each financial instrument

group

4. Explanation related to financial instrument

risks: market risk, credit risk, and liquidity risk

5. Purpose and financial management risk

policy


359



Company Information


REFERENSI INDEKS GRI 3.1 DAN SUPLEMENGRI 3.1 INDEX REFERENCE AND SUPPLEMENT

INDIKATOR URAIAN HALAMANPAGE(S) DESCRIPTION INDICATOR

1.1 Pernyataan dari BOC dan BOD 35, 45 Statement from BOC and BOD 1.1

1.2 Uraian dampak, risiko dan peluang18, 20, 35, 45

Description of key impacts, risks, and opportunities 1.2

PROFIL ORGANISASI ORGANIZATIONAL PROFILE

2.1 Nama organisasi 6, 7, 222 Name of the organization 2.1

2.2 Merek dan produk/jasa utama 84, 222 Primary brands, products, and/or services 2.2

2.3 Struktur operasional organisasi156, 220,

322Operational structure of the

organization, 2.3

2.4 Lokasi kantor pusat organisasi 6 Location of organization’s headquarters 2.4

2.5Jumlah negara tempat organisasi beroperasi 157 Number of countries where the

organization operates 2.5

2.6Sifat kepemilikan saham dan bentuk hukum 223 Nature of ownership and legal form 2.6

2.7 Pasar terlayani 84, 223 Markets served 2.7

2.8 Skala pelaporan organisasi 16 Scale of the reporting organization 2.8

2.9Perubahan signifikan selama periode pelaporan 156 Significant changes during the

reporting period 2.9

2.10Penghargaan diterima selama periode pelaporan

56, 57,

58, 59Awards received in the reporting

period. 2.10

PARAMETER PELAPORAN REPORT PARAMETERS

3.1Periode pelaporan atas informasi yang disampaikan 67 Reporting period for

information provided. 3.1

3.2Tanggal laporan terdahulu yang pernah diterbitkan 67 Date of most recent previous report 3.2

3.3 Siklus pelaporan 68 Reporting cycle 3.3

3.4Kontak untuk pertanyaan terkait isi pelaporan 68 Contact point for questions regarding

the report or its contents 3.4

3.5 Proses untuk menentukan isi laporan 68, 69 Process for defining report content 3.5

3.6 Pembatasan laporan 69 Boundary of the report 3.6

3.7Pernyataan tentang pembatasan khusus dalam laporan

69, 113, 116

State any specific limitations on the scope or boundary of the report 3.7

3.8Basis pelaporan yang mempengaruhi pembandingan dari setiap periode pelaporan atau antar-organisasi

70

Basis for reporting that can significantly affect comparability

from period to period and/or between organizations

3.8

3.9Teknik pengukuran data untuk kesesuaian kompilasi indikator dan informasi lain dalam laporan

69Data measurement techniques to

the compilation of the Indicators and other information in the report.

3.9

360



3.10

Penjelasan terhadap pengaruh pernyataan kembali atas informasi dalam laporan terdahulu dan alasan adanya pernyataan kembali

70, 179

Explanation of the effect of any re-statements of information provided in

earlier reports, andthe reasons for such re-statement

3.10

3.11

Perubahan signifikan dari pelaporan terdahulu, terkait cakupan, pemabtasan atau metode pengkuran yang digunakan dalam laporan

70

Significant changes from previous reporting periods in the scope,

boundary, or measurementmethods applied in the report.

3.11

3.12Tabel indentifikasi lokasi dari pernyataan yang tercantum di laporan

70 Table identifying the location of the Standard Disclosures in the report. 3.12

3.13Kebijakan dan praktik terhadap penjaminan eksternal atas laporan 70

Policy and current practice with regard to seeking external assurance

for the report 3.13

TATA KELOLA, KOMITMEN DAN PELIBATAN PEMANGKU KEPENTINGAN GOVERNANCE, COMMITMENT AND STAKEHOLDER ENGAGEMENTS

4.1Struktur tata kelola dari organisasi, termasuk komite-komite di bawah badan tata kelolal tertinggi

116, 235,

238, 243

Governance structure of the organization, including committees under the highest governance body

4.1

4.2Indikasikan apakah pejabat badan kelola tertinggi juga menjadi pejabat perusahaan

235Indicate whether the Chair of the

highest governance body is also an executive officer

4.2

4.3

Untuk organisasi yang memiliki badan struktur unitarian, jelaskan jumlah dan jender dari keanggotaan badan tata kelola tertinggi yang independen dan/atau bukan keanggotaan eksekutif

235, 243

For organizations that have a unitary board structure, state the number

and gender of members of the highest governance body that are

independent and/or non-executive members.

4.3

4.4

Mekanisme pemegang saham dan pekerja untuk menyampaikan rekomendasi kepada badan tata kelola tertinggi

236

Mechanisms for shareholders and employees to provide

recommendations or direction to the highest governance body.

4.4

4.5

Kaitan antara kompensasi untuk badan tata kelola tertinggi, pejabat senior dan eksekutif dengan kinerja organisasi, termasuk kinerja sosial dan lingkungan

253

Linkage between compensation for members of the highest governance

body, senior managers, and executives, and the organization’sperformance (including social and

environmental performance).

4.5

4.6Proses yang terjadi untuk mencegah benturan kepentingan

79, 202,

245

Processes in place for the highest governance body to ensure conflicts

of interest are avoided4.6

4.7

Proses untuk menentukan komposisi, kualifikasi dan sasaran dari badan tata kelola tertinggi beserta komite-komitenya

238, 240,

245

Process for determining the composition, qualifications, and

expertise of the members ofthe highest governance body and its

committees

4.7

4.8

Pengembangan internal dari misi atau nilai, kode etik, prinsip yang relevan dengan kinerja ekonomi, lingkungan dan sosial

132, 216,

218

Internally developed statements of mission or values, codes of

conduct, and principles relevant to economic, environmental, and social

performance

4.8


361



Company Information


4.9

Prosedur bagi badan tata kelola tertinggi untuk mencermati bagaimana organisasi mengidentifikasi dan mengelola kinerja ekonomi, lingkungan dan sosial

79, 293

Procedures of the highest governance body for overseeing the organization’s

identification and management of economic, environmental, and social

performance

4.9

4.10

Proses badan tata kelola tertinggi melakukan evaluasi kinerja mereka, terutam yang terkait dengan kinerja ekonomi, lingkungan dan sosial

236, 242,

248, 253

Processes for evaluating the highest governance body’s own performance,

particularly with respect to economic, environmental, and social

performance.

4.10

4.11Penjelasan bagaimana pendekatan atas prinsip-prinsip pencegahan dijalankan

18,20Explanation of whether and how the

precautionary approach or principle is addressed

4.11

4.12Prinsip, piagam atau inisiatif eksternal yang dipatuhi oleh organisasi

59, 127,

294

Externally charters, principles, or other initiatives to which the

organization subscribes or endorses.4.12

4.13 Keanggotaan dalam asosiasi 76 Memberships in associations 4.13

4.14Daftar pemangku kepentingan dari organisasi 71 List of stakeholder groups engaged by

the organization. 4.14

4.15Basis dari penentuan dan identifikasi pemangku kepentingan 71 Basis for identification and selection

of stakeholders 4.15

4.16Pendekatan kepada pelibatan pemangku kepentingan, termasuk frekuensi pelibatan

71Approaches to stakeholder

engagement, includingfrequency of engagement

4.16

4.17Topik utama dan pencapaian atas pelibatan terhadap pemangku kepentingan

71Key topics and concerns that have

been raised through stakeholder engagement

4.17

KINERJA EKONOMI ECONOMIC PERFORMANCE

EC1Nilai ekonomi langsung yang dihasilkan dan didistribusikan 16, 78 Direct economic value generated

and distributed EC1

EC2Implikasi finansial dan risiko lain serta peluang yang didapat organisasi dikarenakan perubahan iklim

79

Financial implications andother risks and opportunities for the

organization’s activities due to climate change

EC2

EC3Kewajiban organisasi terhadap dana pensiun 124 Coverage of the organization’s

defined benefit plan obligations EC3

EC4Bantuan finansial signifikan dari pemerintah 79 Significant financial assistance

received from government EC4

EC5

Kisaran dari standar rasio upah pekerja baru berdasarkan gender dibandingkan upah minimum di lokasi operasi

113

Range of ratios of standard entrylevel wage by gender compared to local minimum wage at significant

locations of operation

EC5

EC6Kebijakan, praktik dan proporsi biaya untuk pemasok lokal pada lokasi operasi

80, 81, 82Policy, practices, and proportion of

spending on locally-based suppliers at significant locations of operation

EC6

EC7

Prosedur untuk merekrut pekerja lokal dan proporsi dari pejabat senior yang direkrut dari masyarakat setempat di lokasi operasi

114

Procedures for local hiring andproportion of senior management

hired from the local community at significant locations of operation

EC7


362



EC8

Pembangunan dan pengaruh dari investasi dan penyediaan infrastuktur yang ditujukan untuk keuntungan publik

136, 145

Development and impact of infrastructure

investments and servicesprovided primarily for public benefit

EC8

EC9Memahami dan mendeskripsikan pengaruh ekonomi tiak langsung 92, 143 Understanding and describing

significant indirect economic impacts EC9

TANGGUNG JAWAB PRODUK PRODUCT RESPONSIBILITY

PR1

Evaluasi yang dikembangkan untuk mengetahui tahapan siklus hidup yang terkena pengaruh pada kesehatan dan keselamatan akibat penggunaan produk dan persentase signifikan produk dan jasa yang telah menempuh prosedur dimaksud

85

Life cycle stages in which health and safety impacts of products and

services are assessedfor improvement, and percentage

of significant products and services categories subject to such procedures

PR1

PR2

Jumlah insiden ketidakpatuhan terhadap regulasi dan ketentuan sukarela lain terkait dampak produk dan jasa pada kesehatan dan keselamatan, berdasarkan kondisi yang terjadi

85

Total number of incidents of non-compliance with regulations and

voluntary codes concerning health and safety impacts of products and

services, by type of outcomes

PR2

PR3

Jenis informasi produk dan jasa yang diperllukan berdasarkan ketentuan dan persentase produk/jasa yang memerlukan pemberian informasi dimaksud

85

Type of product and service information required by procedures,

and percentage of significant products and services subject to

such information requirements

PR3

PR4

Jumlah insiden ketidakpatuhan pada regulasi dan aturan sukarela terkait informasi dan pencantuman label mengenai berdasarkan kondisi yang terjadi

85


voluntary codes concerning product and service information

and labeling, by type of outcomes

PR4

PR5

Praktik-praktik berhubungan dengan kepuasan pelanggan, termasuk hasil dari survei terukur kepuasan pelanggan

189, 205,

207, 208

Practices related to customer satisfaction, including results

of surveys measuring customer satisfaction

PR5

PR6

Program kepatuhan pada hukum, ketentuan dan aturan sukarela terkait komunikasi pemasaran termasuk iklan, promosi dan kerjasama sponsor

85

Programs for adherence to laws, standards, and voluntary codes

related to marketing communications, including advertising, promotion, and

sponsorship

PR6

PR7

Jumlah peristiwa insiden ketidakpatuhan pada regulasi dan aturan sukarela terkait komunikasi pemasaran termasuk iklan, promosi dan kerjasama sponsor berdasarkan kondisi yang terjadi

85


voluntary codes concerning marketing communications,

including advertising, promotion, and sponsorship, by type of outcomes.

PR7

PR8Jumlah keluhan terkait penyalahgunaan atau hilangnya data konsumen

86

Total number of substantiated complaints regarding breaches

of customer privacy and losses of customer data

PR8


363



Company Information


PR9

Sanksi denda atau sanksi hukum lain terkait ketidakpatuhan pada hukum dan regulasi terkait provisi dan penggunaan produk dan jasa

308

Monetary value of significant fines for non-compliance with laws and

regulations concerning the provision and use of products and services

PR9

KINERJA LINGKUNGAN ENVIROMENT PERFORMANCE

EN1Material terpakai berdasarkan berat atau volume 88 Materials used by weight or volume EN1

EN2Persentase dari material terpakai dari hasil daur ulang 88 Percentage of materials used that

are recycled input materials EN2

EN3Konsumsi energi langsung berdasarkan sumber primer 89, 90, 91 Direct energy consumption by

primary energy source EN3

EN4Konsumsi energi tidak langsung berdsarkan sumber primer 89, 91 Indirect energy consumption by

primary source EN4

EN5Energi dihemat karena konservasi atau pengembangan efisiensi 91 Energy saved due to conservation

and efficiency improvements EN5

EN6Inisiatif untuk mengembangkan energi efisien atau energi terbarukan berbasis produk dan jasa

91Initiatives to provide energy efficient

or renewable energy basedproducts and services

EN6

EN7Inisiatif untuk mengurangi konsumsi energi tidak langsung dan pencapaiannya

92 Initiatives to reduce indirect energyconsumption and reductions achieved EN7

EN8Jumlah air terpakai berdasarkan sumbernya 93, 94 Total water withdrawal by source EN8

EN9Sumber air yang terpengaruh oleh pembuangan air terpakai 92 Water sources significantly affected

by withdrawal of water EN9

EN10Persentase dan total volume air didaur ulang atau digunakan kembali 92 Percentage and total volume of

water recycled and reused EN10

EN11

Lokasi dan luasan lahan yang dimiliki, disewa dan dikelola atau berdekatan dengan area dilindungi dan area lain dengan keanekaragaman hayati tinggi

95

Location and size of land owned,leased, managed in, or adjacent to,

protected areas and areas of high biodiversity value outside protected

areas

EN11

EN12

Deskripsi dampak signifikan dari aktivitas, produk dan jasa terhadap keanekaragaman hayati di daerah dilindungi atau daerah lain dengan nilai keanekaragaman hayati tinggi

95

Description of significant impactsof activities, products, and services

on biodiversity in protected areas and areas of high biodiversity value

outside protected areas

EN12

EN13 Habitat dilindungi atau direstorasi 97 Habitats protected or restored EN13

EN14Strategi, tindakan dan rencana untuk mengelola dampak terhadap keanekaragaman hayati

96, 98Strategies, current actions, and

future plans for managing impacts on biodiversity

EN14


364



EN15

Jumlah spesies terlindungi berdasarkan Daftar Merah IUCN dan undang-undang, yang terpengaruh oleh kegiatan operasi dan tingkatan risiko kepunahan

98

Number of IUCN Red List speciesand national conservation list species

with habitats in areas affected by operations, by level of extinction risk.

EN15

EN16Jumlah gas rumah kaca langsung dan tak langsung berdasarkan berat 100, 179 Total direct and indirect greenhouse

gas emissions by weight EN16

EN17Berat gas rumah kaca tak langsung dari sumber lain yang relevan 100 Other relevant indirect greenhouse

gas emissions by weight EN17

EN18Inisiatif untuk mengurangi emisi gas rumah kaca dan hasil yang dicapai 100, 182 Initiatives to reduce greenhouse

gas emissions and reductions achieved EN18

EN19Emisi penyebab penipisan lapisan ozon 101 Emissions of ozone-depleting

substances by weight EN19

EN20NOx, SOx dan emisi udara lain berdasarkan tipe dan berat 101, 102 NOx, SOx, and other significant air

emissions by type and weight EN20

EN21Jumlah air terpakai berdasarkan kualitas dan tujuan 92 Total water discharge by quality

and destination EN21

EN22Jumlah berat dan tipe limbah serta metode pengolahan 102, 103 Total weight of waste by type and

disposal method EN22

EN23Jumlah dan volume tumpahan yang signifikan 103, 107 Total number and volume of

significant spills EN23

EN24Berat limbah B3 yang diangkut, diimpor atau dikelola dan persentase yang dikapalkan secara internasional

105

Weight of transported, imported,exported, or treated waste deemed

hazardous and percentage of transported waste shipped

internationally

EN24

EN25

Identitas, luasan dan status lindungan dan keanekaragaman hayati pada badan air dan habitat yang terpengaru oleh pembuangan air yang dilaporkan organisasi

92

Identity, size, protected status, andbiodiversity value of water bodies and related habitats significantly affected

by the reporting organization’s discharges

of water and runoff

EN25

EN26

Inisiatif untuk melakukan mitigasi pengaruh produk dan jasa terhadap lingkungan serta perkembangan pelaksanaan mitigasi

108

Initiatives to mitigateenvironmental impacts of productsand services, and extent of impact

mitigation

EN26

EN27Persentase produk terjual dan penarikan kemasan yang dilakukan 108

Percentage of products soldand their packaging materials that

are reclaimed by categoryEN27

EN28Sanksi denda dan sanksi lain akibat ketidakpatuhan pada hukum lingkungan dan regulasi lain

106, 308

Monetary value of significantfines and total number of non-

monetary sanctions for non-compliance with environmental laws

and regulations

EN28


365



Company Information


EN29

Dampak lingkungan signifikan akibat transportasi produk dan material lain yang digunakan untuk operasi organisasi dan pengangkutan pekerja

108

Significant environmentalimpacts of transporting products

and other goods and materials used for the organization’s operations, and transporting members of the

workforce

EN29

EN30Jumlah biaya pengeluaran dan investasi pelestarian lingkungan 88 Total environmental protection

expenditures and investments EN30

KEMASYARAKATAN SOCIETY

SO1

Persentase operasi yang menerapkan pelibatan komunitas lokal, penilaian pengaruh dan pengembangan program

139,141,

143, 145

Percentage of operations with implemented local community

engagement, impact assessments, and development programs

SO1

SO9Operasi yang berpotensial menimbulkan dampak terhadap komunitas lokal

131Operations with significant potential

or actual negative impacts on local communities

SO9

SO10Pencegahan dan mitigasi terukur untuk mencegah potensi dampak terhadap komunitas lokal

132

Prevention and mitigation measuresimplemented in operations

with significant potential or actual negative impacts on local

communities

SO10

SO2Persentase dan jumlah unit bisnis yang dianalisa terhadap risiko terkait korupsi

232, 274Percentage and total number of business units analyzed for risks

related to corruptionSO2

SO3

Persentase pekerja yang mendapatkan pelatihan kebijakan dan prosedur organisasi terkait anti-korupsi

233Percentage of employees trained in

organization’s anti-corruption policies and procedures

SO3

SO4Tindakan yang dilaksankaan untuk merespon insiden korupsi 315 Actions taken in response to incidents

of corruption SO4

SO5Posisi dan partisipasi pada pengembangan kebijakan publik dan lobi

210Public policy positions and

participation in public policy development and lobbying

SO5

SO6Nilai finansial dan kontribusi lain kepada partai politik, politisi dan institusi terkait berdasarkan lokasi

79, 314

Total value of financial and in-kindcontributions to political parties,

politicians, and related institutions by country

SO6

SO7

Jumlah tindakan hukum untuk perilaku antikompetisi, anti-trus dan praktik monopoli serta hasil yang didapat

308

Total number of legal actions for anticompetitive behavior, anti-trust,

and monopoly practices and their outcomes

SO7

SO8Nilai sanksi denda dan sanksi hukum lain akibat ketidak patuhan pada hukum dan regulasi

308

Monetary value of significant fines and total number of non-monetary

sanctions for noncompliancewith laws and regulations

SO8


366



TENAGA KERJA DAN KEPANTASAN KERJA LABOR AND DECENT WORK

LA1Jumlah pekerja berdasarkan kontrak pekerjaan, region dan gender

110, 111,

112

Total workforce by employment type, employment contract, and region,

broken down by genderLA1

LA2

Jumlah pekerja baru yang dipekerjakan dan tingkat turnover pekerja berdasar usia, gender dan lokasi

119, 120

Total number and rate of new employee hires and employee

turnover by age group, gender,and region

LA2

LA3

Keuntungan yang disediakan untuk pekerja tetap yang tidak diberikan kepada pekerja tidak tetap berdasarkan lokasi dari operasi organisasi

114

Benefits provided to full-time employees that are not provided to

temporary or parttimeemployees, by significant

locations of operation

LA3

LA15Jaminan bekerja dan retensi pekerja perempuan setelah cuti melahirkan 115 Return to work and retention rates

after parental leave, by gender LA15

LA4Persentase pekerja yang terlindungi oleh PKB 123 Percentage of employees covered by

collective bargaining agreements LA4

LA5

Waktu pemberitahuan minimum terkait perubahan operasi yang signifikan, termasuk pencantuman dalam PKB

319

Minimum notice period(s) regardingsignificant operational changes,

including whether it is specified in collective agreements

LA5

LA6

Persentase jumlah perwakilan pekerja dalam komite bersama pekerja-manajemen, untuk membantu pemantauan dan nasihat pada program K3

126, 127

Percentage of total workforce represented in formal joint management-worker health

and safety committees that help monitor and advise on occupational

health and safety programs

LA6

LA7

Rata-rata peristiwa kecelakaan kerja, kesehatan kerja, hari hilang dan ketidakhadiran dan jumlah pekerja yang menjadi korban fatal berdasar lokasi dan gender

127, 128

Rates of injury, occupational diseases, lost days, and absenteeism,

and total numberof work-related fatalities, by region

and by gender

LA7

LA8

Pendidikan, pelatihan, konseling, pencegahan dan program pengendalian risiko untuk membantu pekerja, keluarga pekerja dan masyarakat menghadapi penyakit serius

130

Education, training, counseling, prevention, and risk-control

programs in place toassist workforce members, their

families, or community members regarding serious diseases

LA8

LA9Topik kesehatan dan keselamatan dalam persetujuan formal dengan serikat pekerja.

127 Health and safety topics covered in formal agreements with trade unions LA9


367



Company Information


LA10Rata-rata pelatihan per tahun per pekerja, berdasar gender dan kelompok pekerja

117, 118,

275

Average hours of training per year per employee, by gender, and by

employee categoryLA10

LA11

Program untuk pengelolaan keahlian dan pembelajaran untuk mendukung kelanjutan kemampuan pekerja dan membantu mereka mengelola akhir karir

124

Programs for skills management and lifelong learning that support the

continued employability of employees and assist them in

managing career endings

LA11

LA12Persentase pekerja penerima penilaian kinerja dan pengembanan karir berdasar gender

116Percentage of employees receiving

regular performance and career development reviews, by gender

LA12

LA13

Komposisi badan tata kelola dan uraian dari pekerja berdasarkan gender, grup usia dan kelompok minoritas dan indikator keberagaman lain

116, 243

Composition of governance bodies and breakdown of employees per employee category according to

gender, age group, minority group membership, and other

indicators of diversity

LA13

LA14Rasio gaji pokok dan remunerasi antara pekerja perempuan dan laki-laki berdasarkan lokasi operasi

114

Ratio of basic salary and remuneration of women to men by

employee category, by significant locations of operation

LA14

HAK ASASI MANUSIA HUMAN RIGHT

HR1

Persentase dan jumlah persetujuan signifikan perjanjian investasi dan kontrak yang menyertakan klausul tentang HAM atau yang telah mendapatkan pengawasan HAM

121

Percentage and total number of significant investment agreements and contracts that include clauses

incorporating human rightsconcerns, or that have undergone

human rights screening.

HR1

HR2

Persentase dari pemasok, kontraktor dan mitra bisnis yang telah mendapatkan pengawasan HAM dan tindakan yang dilaksanakan

83

Percentage of significant suppliers,contractors, and other business

partners that have undergone human rights screening, and

actions taken

HR2

HR3

Jumlah jam pelatihan pekerja pada kebijakan dan prosedur terkait HAM yang relevan dengan kegiatan operasi termasuk persentase pekerja yang dilatih

121

Total hours of employee training on policies and procedures concerning

aspects of human rights that are relevant to operations, including

the percentage of employees trained

HR3

HR4Jumlah insiden diskriminasi dan upaya perbaikan yang dilakukan

110, 115,

116, 231

Total number of incidents of discrimination and corrective actions

takenHR4


368



HR5

Kegiatan operasi dan pemasok yang diidentifikasi menghalangi pelaksanaan hak kebebasan berserikat dan kesepakatan bersama, serta tindakan yang dilakukan untuk mendukung hak tersebut

124

Operations and significant suppliers identified in which the right to

exercise freedom of association and collective bargaining may

be violated or at significant risk, and actions taken to support these rights

HR5

HR6

Kegiatan operasi dan pemasok yang diidentifikasi memiliki risiko signifikan untuk terjadinya insiden pelibatan pekerja anak dan upaya terukur untuk mencegah pekerja anak

113

Operations and significant suppliers identified as having significant risk

for incidents of child labor, and measures taken to contribute to the

effective abolition of child labor

HR6

HR7

Kegiatan operasi dan pemasok yang diidentifikasi memiliki risiko signifikan pada insiden kerja paksa atau pemaksaan bekerja dan upaya terukur untuk menghilangkannya

125

Operations and significant suppliers identified as having significant risk

for incidents of forced or compulsory labor, and measures to

contribute to the elimination of all forms of forced or compulsory labor

HR7

HR8

Persentase dari jumlah personel keamanan yang telah mendapatkan pelatihan terkait kebijakan organisasi dan prosedur HAM yang relevan dengan kegiatan operasi

123

Percentage of security personnel trained in the organization’s policies or procedures concerning aspects of

human rights that are relevant to operations

HR8

HR9Jumlah insiden kekerasan termasuk perampasan HAM penduduk asli dan tindakan yang diambil

123Total number of incidents of violations involving rights of

indigenous people and actions takenHR9

HR10

Persentase dan jumlah kegiatan operasi yang telah mendapatkan peninjauan terkait HAM dan pengaruh peninjauan tersebut

123

Percentage and total number of operations that have been subject to human rights reviews and/or impact

assessments

HR10

HR11Jumlah keluhan yang berhubungan dengan HAM yang disampaikan melalui mekanisme formal

123

Number of grievances related to human rights filed, addressed, and resolved through formal grievance

mechanisms

HR11


369



Company Information



EKONOMI ECONOMIC

OG1Volume dan jenis estimasi cadangan dan produksi 46 Volume and type of estimated proved

reserves and production OG1

LINGKUNGAN ENVIROMENT

OG2Jumlah investasi untuk energi terbarukan - Total amount invested in renewable

energy OG2

OG3Jumlah energi terbarukan berdasarkan sumber - Total amount of renewable energy

generated by source OG3

OG4

Jumlah dan persentase dari kegiatan operasi terhadap risiko keanekaragaman hayati yang telah dievaluasi dan dipantau

98Number and percentage of significant operating sites in which biodiversity

risk has been assessed and monitoredOG4

OG5Volume dan pengelolaan air terproduksi - Volume and disposal of formation or

produced water OG5

OG6Volume flared dan ventedhydrocarbon yang terjadi 127 Volume of flared and vented

hydrocarbon OG6

OG7Jumlah limbah pemboran dan strategi perlakuan maupun pengolahannya

-Amount of drilling waste (drill mud

and cuttings) and strategies for treatment and disposal

OG7

OG8 Kandungan benzene, lead dan sulfur - Benzene, lead and sulfur content in fuels OG8

HAK ASASI MANUSIA HUMAN RIGHT

OG9

Lokasi operasi yang mempengaruhi penduduk asli dan lokasi operasi yang melibatkan uapay pelibatan khusus

-

Operations where indigenouscommunities are present or affected

by activities and where specific engagement strategies are in place

OG9

KEMASYARAKATAN SOCIETY

OG10Jumlah dan deskripsi perselisihan dengan masyarakat lokal dan penduduk asli

-Number and description of significant disputes with local communities and

indigenous peoplesOG10

OG11Jumlah lokasi yang dinyatakan dekomisioner an lokasi yang dalam proses dekomisioner

-Number of sites that have been

decommissioned and sites that are in the process of being decommissioned

OG11

OG12

Kegiatan operasional yang disertai pemindahan penduduk secara paksa, termasuk jumlah rumah penduduk yang dipindahkan serta bagaimana kehidupan mereka menjadi terpengaruh

-

Operations where involuntaryresettlement took place, the number

of households resettled in each and how their livelihoods were affected

in the process

OG12

OG13 Jumlah peristiwa keselamatan berdasar kegiatan bisnis - Number of process safety events, by

business activityOG13

TANGGUNG JAWAB PRODUK PRODUCT RESPONSIBILITY

OG14Volume biofuel terproduksi dan terbeli berdasar kriteria keberlanjutan

-Volume of biofuels produced andpurchased meeting sustainability

criteriaOG14

Referensi Suplemen Sektor Minyak dan Gas (OGSS)

370



INDIKATOR KINERJA UTAMAFREQ

MONITORINGBOBOT (%) SATUAN

Target REALISASIREAL

KUMULATIFDEVIATION PERFORMANCE

Base Scretch TW - IV TW - IV

Individual

Performance

Concept

I. Financial 50%

1. Laba usaha BULANAN 20 IDR Tn 26.27 26.66 25.55 29.77 120.0 % 24.0%

2. Biaya Operasional BULANAN 10 IDR Tn 14.24 13.53 4.16 14.18 102 % 10.2%

2. Roce BULANAN 10 % 26.39 26.78 1.16 34.91 120.0 % 18.0%

3. Laba usaha Hulu BULANAN 5 IDR Tn 39.19 40.87 15.17 48.06 120.0 % 6.0%

II. Operasional 20%

5. O&G Prod Volume BULANAN 20 MBOEPD 326.41 328.02 0.62 309.53 94.8 % 19.0%

III. Bussiness development / customer satisfaction 30%

6. O&G reserves added BULANAN 0 MMBOE 0 0

7. O&G resource added BULANAN 15 MMBOE 226 226 134 229 105.3% 15.8%

8. Key PEP project milestones TRI-WULANAN 15 % 95 100 0.7 116.7 120.0% 18.0%

IV. People management 0%

Boundary

KPis

TOTAL BOBOT : 100% 110.9%

1. TRIR TRI-WULANAN - Ratio 0.8 0.00 0.09 120.0 %

2. NOA TRI-WULANAN - #cases 0 0.00 0 100.0 %

3. GCG Compliance TRI-WULANAN - % 80 0.00 87.08 120.0 %

Other

Performance

Concept

1. Emission reduction TRI-WULANAN - % 3 0.10 9.9 120.0 %

2. Energy effiency TRI-WULANAN - % 7.5 0.00 8.06 120.0 %

3. R/P TRI-WULANAN - Years 11 0.00 12.78 120.0 %

4. Learning days TRI-WULANAN - Days 6.5 2.60 9 120.0 %

5. Knowledge sharing TRI-WULANAN - % 10 6.50 15.02 120.0 %

Daftar Proyek

Proyek Utama

Proyek Pengembangan Gas Matindok

Proyek Pengembangan Jambaran - Tiung Biru

Optimalisasi Produksi PEP

BD & Non BD PEP Project

CAPAIAN KINERJAPERFORMANCE ACHIEVEMENT

Disetujui oleh :

Direktur Hulu

Muhamad Husen

Direktur Hulu

Muhamad Husen

371



Company Information


INDIKATOR KINERJA UTAMAFREQ

MONITORINGBOBOT (%) SATUAN

Target REALISASIREAL

KUMULATIFDEVIATION PERFORMANCE

Base Scretch TW - IV TW - IV

Individual

Performance

Concept

I. Financial 50%

1. Laba usaha BULANAN 20 IDR Tn 26.27 26.66 25.55 29.77 120.0 % 24.0%

2. Biaya Operasional BULANAN 10 IDR Tn 14.24 13.53 4.16 14.18 102 % 10.2%

2. Roce BULANAN 10 % 26.39 26.78 1.16 34.91 120.0 % 18.0%

3. Laba usaha Hulu BULANAN 5 IDR Tn 39.19 40.87 15.17 48.06 120.0 % 6.0%

II. Operasional 20%

5. O&G Prod Volume BULANAN 20 MBOEPD 326.41 328.02 0.62 309.53 94.8 % 19.0%

III. Bussiness development / customer satisfaction 30%

6. O&G reserves added BULANAN 0 MMBOE 0 0

7. O&G resource added BULANAN 15 MMBOE 226 226 134 229 105.3% 15.8%

8. Key PEP project milestones TRI-WULANAN 15 % 95 100 0.7 116.7 120.0% 18.0%

IV. People management 0%

Boundary

KPis

TOTAL BOBOT : 100% 110.9%

1. TRIR TRI-WULANAN - Ratio 0.8 0.00 0.09 120.0 %

2. NOA TRI-WULANAN - #cases 0 0.00 0 100.0 %

3. GCG Compliance TRI-WULANAN - % 80 0.00 87.08 120.0 %

Other

Performance

Concept

1. Emission reduction TRI-WULANAN - % 3 0.10 9.9 120.0 %

2. Energy effiency TRI-WULANAN - % 7.5 0.00 8.06 120.0 %

3. R/P TRI-WULANAN - Years 11 0.00 12.78 120.0 %

4. Learning days TRI-WULANAN - Days 6.5 2.60 9 120.0 %

5. Knowledge sharing TRI-WULANAN - % 10 6.50 15.02 120.0 %

Daftar Proyek

Proyek Utama

Proyek Pengembangan Gas Matindok

Proyek Pengembangan Jambaran - Tiung Biru

Optimalisasi Produksi PEP

BD & Non BD PEP Project

Jakarta 30 Januari 2013

Presiden Direktur PT Pertamina EP

Syamsu Alam

372



373



Company Information


Proper Hijau

374



375



Company Information


halaman ini sengaja di kosongkan

this page is intentionally left blank

376




377


LAPORAN KEUANGANFINANCIAL REVIEW

378




379


PT PERTAMINA EP

LAPORAN KEUANGAN/ FINANCIAL STATEMENTS 31 DESEMBER 2012 DAN 2011/ 31 DECEMBER 2012 AND 2011

380


381


382


383


PT PERTAMINA EP

Lampiran 1/1 Schedule

Catatan atas laporan keuangan merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporan keuangan.

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

LAPORAN POSISI KEUANGAN 31 DESEMBER 2012, 31 DESEMBER 2011, DAN 1 JANUARI 2011 (Disajikan dalam ribuan Dolar AS, kecuali nilai nominal dan data saham)

STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION 31 DECEMBER 2012, 31 DECEMBER 2011

AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousand US Dollars, except for par value and share data)

Catatan/ 1 Januari/ Notes 2012 2011* January 2011* ASET ASSETS ASET LANCAR CURRENT ASSETS Kas dan setara kas 7 114,554 171,999 114,173 Cash and cash equivalents Piutang usaha 8 5,062,248 5,229,925 1,673,806 Trade receivables Amounts due from the Piutang dari Pemerintah 13a 103,573 488,379 329,794 Government Piutang lain-lain 9 1,075,644 675,483 713,796 Other receivables Persediaan 10 115,916 77,597 75,301 Inventories PPN yang dapat ditagihkan kembali 22a 200,101 125,450 130,637 Reimbursable VAT Uang muka dan biaya dibayar dimuka 47,099 27,088 17,532 Advances and prepayments Jumlah aset lancar 6,719,135 6,795,921 3,055,039 Total current assets ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETS Aset minyak dan gas bumi 11 4,117,287 3,088,417 2,520,005 Oil and gas properties Piutang usaha 8 - - 3,416,632 Trade receivables PPN yang dapat ditagihkan kembali 22a - - 27,944 Reimbursable VAT Aset lain-lain 7,789 5,305 6,943 Other assets Jumlah aset tidak lancar 4,125,076 3,093,722 5,971,524 Total non-current assets JUMLAH ASET 10,844,211 9,889,643 9,026,563 TOTAL ASSETS * Disajikan kembali (lihat Catatan 6) * As restated (refer to Note 6)

384


PT PERTAMINA EP




LAPORAN POSISI KEUANGAN 31 DESEMBER 2012, 31 DESEMBER 2011, DAN 1 JANUARI 2011 (Disajikan dalam ribuan Dolar AS, kecuali nilai nominal dan data saham)

STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION 31 DECEMBER 2012, 31 DECEMBER 2011

AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousand US Dollars, except for par value and share data)

Catatan/ 1 Januari/ Notes 2012 2011* January 2011* LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITIES AND EQUITY LIABILITAS JANGKA PENDEK CURRENT LIABILITIES Utang usaha 12 306,340 254,144 232,885 Trade payables Amounts due to the Utang kepada Pemerintah 13b 377,439 468,832 440,007 Government Utang lain-lain 57,770 4,597 4,272 Other payables Uang muka pelanggan 14,056 12,065 14,042 Customer advances Pajak penghasilan dan Corporate and dividend tax dividen 22b 193,808 227,710 360,633 payables Utang pajak lainnya 28,339 22,098 20,607 Other tax payables Biaya yang masih harus dibayar 14 432,632 381,458 331,799 Accrued expenses Utang sewa pembiayaan, Finance lease payables, porsi jangka pendek 4,507 23,682 19,268 current portion Utang dividen 286 131 - Dividend payables Jumlah liabilitas jangka pendek 1,415,177 1,394,717 1,423,513 Total current liabilities

LIABILITAS JANGKA PANJANG NON-CURRENT LIABILITIES Amounts due to the Utang kepada Pemerintah 13c 183,283 196,553 199,193 Government Utang sewa pembiayaan, Finance lease payables, porsi jangka panjang 4,224 8,732 32,414 non-current portion Pendapatan yang ditangguhkan 23h 66,560 66,560 76,831 Deferred revenue Liabilitas pajak tangguhan 22e 744,607 562,177 354,896 Deferred tax liabilities Provision for employee Provisi imbalan kerja 30,562 23,804 19,797 benefits Provisi untuk biaya Provision for pembongkaran decommissioning dan restorasi lokasi aset 15 1,142,268 689,500 606,037 and site restoration Jumlah liabilitas Total non-current jangka panjang 2,171,504 1,547,326 1,289,168 liabilities JUMLAH LIABILITAS 3,586,681 2,942,043 2,712,681 TOTAL LIABILITIES EKUITAS EQUITY Modal saham Share capital Modal dasar - 1.000.000 Authorised - saham dengan nilai 1,000,000 shares nominal Rp1.000.000 at par value of per saham Rp1,000,000 (nilai penuh) each (full amount) Modal ditempatkan dan Issued and paid-up disetor - 250.000 saham 16 24,730 24,730 24,730 capital - 250,000 shares Saldo laba 7,232,800 6,922,870 6,289,152 Retained earnings JUMLAH EKUITAS 7,257,530 6,947,600 6,313,882 TOTAL EQUITY

JUMLAH LIABILITAS TOTAL LIABILITIES AND DAN EKUITAS 10,844,211 9,889,643 9,026,563 EQUITY * Disajikan kembali (lihat Catatan 6) * As restated (refer to Note 6)

385


PT PERTAMINA EP

Lampiran 2 Schedule



LAPORAN LABA RUGI KOMPREHENSIF UNTUK TAHUN-TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam ribuan Dolar AS)

STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME FOR THE YEARS ENDED

31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousand US Dollars)

Catatan/ 2012 Notes 2011* PENDAPATAN USAHA REVENUES Penjualan dalam negeri minyak Domestic sales of crude oil, mentah, gas bumi, dan Liquefied natural gas and Liquefied Petroleum Gas (“LPG”) 5,129,432 19 4,972,199 Petroleum Gas (“LPG”) Penjualan ekspor minyak mentah Export sales of crude oil dan gas bumi 189,100 71,840 and natural gas JUMLAH PENDAPATAN USAHA 5,318,532 5,044,039 TOTAL REVENUES BEBAN USAHA OPERATING EXPENSES Beban eksplorasi (201,589) 20a (106,302) Exploration expenses Beban produksi (1,698,389) 20b (1,482,581) Production expenses General and administration Beban umum dan administrasi (241,616) 20c (166,582) expenses Keuntungan lainnya-bersih 121,439 20d 105,567 Other gains-net Pendapatan keuangan 4,691 6,370 Finance income Biaya keuangan (64,138) 21 (115,416) Finance costs

LABA SEBELUM PAJAK PENGHASILAN 3,238,930 3,285,095 PROFIT BEFORE INCOME TAX

BEBAN PAJAK PENGHASILAN (1,292,538) 22c (1,345,170) INCOME TAX EXPENSES LABA TAHUN BERJALAN 1,946,392 1,939,925 PROFIT FOR THE YEAR PENDAPATAN KOMPREHENSIF OTHER COMPREHENSIVE LAIN - - INCOME JUMLAH LABA KOMPREHENSIF TOTAL COMPREHENSIVE TAHUN BERJALAN 1,946,392 1,939,925 INCOME FOR THE YEAR * Disajikan kembali (lihat Catatan 6) * As restated (refer to Note 6)

386


PT PERTAMINA EP

Lampiran 3 Schedule



LAPORAN PERUBAHAN EKUITAS UNTUK TAHUN-TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam ribuan Dolar AS)

STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY FOR THE YEARS ENDED


Modal ditempatkan dan disetor/ Jumlah Issued Saldo laba/ ekuitas/ Catatan/ and paid-up Retained Total Notes capital earnings equity Balance as at Saldo 1 Januari 2011* 24,730 6,289,152 6,313,882 1 January 2011* Pembagian dividen 18 - (1,306,207) (1,306,207) Dividend declared

Laba bersih komprehensif Comprehensive income tahun berjalan - 1,939,925 1,939,925 for the year Balance as at Saldo 31 Desember 2011* 24,730 6,922,870 6,947,600 31 December 2011* Pembagian dividen 18 - (1,636,462) (1,636,462) Dividend declared

Laba bersih komprehensif Comprehensive income tahun berjalan - 1,946,392 1,946,392 for the year Balance as at Saldo 31 Desember 2012 24,730 7,232,800 7,257,530 31 December 2012 * Disajikan kembali (lihat Catatan 6) * As restated (refer to Note 6)

387


PT PERTAMINA EP

Lampiran 4 Schedule



LAPORAN ARUS KAS UNTUK TAHUN-TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam ribuan Dolar AS)

STATEMENTS OF CASH FLOWS FOR THE YEARS ENDED


2012 2011* CASH FLOWS FROM OPERATING ARUS KAS DARI AKTIVITAS OPERASI ACTIVITIES Penerimaan kas dari pelanggan 2,539,744 3,246,169 Cash receipts from customers Pembayaran kas kepada pemasok Cash payments to suppliers dan karyawan (1,732,943) (1,598,288) and employees Pembayaran pajak penghasilan (1,060,410) (1,272,252) Payments of income tax Penerimaan dari Pemerintah, bersih 917,441 380,543 Receipts from the Government, net Pembiayaan provisi untuk biaya Funding of provision for pembongkaran dan restorasi lokasi (8,722) (19,766) decommissioning and aset site restoration Penerimaan dari pendapatan bunga 4,691 6,370 Receipts of finance income Pembayaran beban keuangan (6,823) (11,828) Payments of finance cost Arus kas bersih yang diperoleh Net cash flows generated from dari aktivitas operasi 652,978 730,948 operating activities ARUS KAS DARI AKTIVITAS CASH FLOWS FROM INVESTING INVESTASI ACTIVITIES Pembelian properti minyak dan gas bumi (681,341) (651,200) Purchase of oil and gas properties Arus kas bersih yang digunakan Net cash flows used in investing untuk aktivitas investasi (681,341) (651,200) activities ARUS KAS DARI AKTIVITAS CASH FLOWS FROM FINANCING PENDANAAN ACTIVITIES Pembayaran sewa pembiayaan (23,682) (19,165) Payment of finance lease payables Arus kas bersih yang digunakan Net cash flows used in financing untuk aktivitas pendanaan (23,682) (19,165) activities (PENURUNAN)/KENAIKAN BERSIH NET (DECREASE)/INCREASE IN KAS DAN SETARA KAS (52,045) 60,583 CASH AND CASH EQUIVALENTS SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS AWAL TAHUN 171,999 114,173 AT BEGINNING OF YEAR Efek perubahan nilai kurs pada kas Effect of exchange rate changes dan setara kas (5,400) (2,757) on cash and cash equivalents SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS AKHIR TAHUN 114,554 171,999 AT END OF YEAR * Disajikan kembali (lihat Catatan 6) * As restated (refer to Note 6)

388


PT PERTAMINA EP


CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam ribuan Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011

(Expressed in thousand US Dollars, unless otherwise stated)

1. UMUM 1. GENERAL a. Pendirian Perusahaan a. The Establishment of the Company

Pendirian PT Pertamina EP (“Perusahaan”)

merupakan tindak lanjut diterbitkannya Undang-Undang No. 22 tahun 2001 bertanggal 23 Nopember 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Pemerintah No. 31 tahun 2003 bertanggal 18 Juni 2003 tentang Pengalihan Bentuk Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PERTAMINA, selanjutnya disebut “Pertamina Lama”) menjadi PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”). Berdasarkan ketentuan Pasal 104 Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 bertanggal 10 Oktober 2004, tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, dalam jangka waktu paling lama dua tahun, Pertamina wajib membentuk anak perusahaan untuk meneruskan Kontrak Kerjasama Minyak dan Gas Bumi Pertamina. Dengan demikian, Perusahaan didirikan berdasarkan Akta Notaris Marianne Vincentia Hamdani, S.H. No. 4 bertanggal 13 September 2005. Akta pendirian ini telah disahkan melalui Surat Keputusan Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia No. C-26007 HT.01.01.TH.2005 bertanggal 20 September 2005 serta telah diumumkan dalam Berita Negara No. 5 tanggal 17 Januari 2006. Berdasarkan Akta Notaris Marianne Vincentia Hamdani, S.H., No. 20 tanggal 26 Agustus 2008, Anggaran Dasar Perusahaan telah disesuaikan dengan ketentuan Undang-undang No. 40 tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas. Akta perubahan ini telah disahkan melalui Surat Keputusan Menteri Kehakiman Republik Indonesia No. AHU-37223.AH.01.02 Tahun 2008 bertanggal 1 Juli 2008.

The establishment of PT Pertamina EP (the “Company”) is related to Law No. 22 of 2001, dated 23 November 2001, regarding Oil and Gas and Government Regulation No. 31 of 2003 dated 18 June 2003, regarding the Change in the Status of Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PERTAMINA, the “former Pertamina Entity”) to PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”). Pursuant to Article 104 of Government Regulation No. 35 Year 2004 dated 10 October 2004, regarding Upstream Oil and Gas Business Activities, Pertamina was required, within two years of its establishment, to establish a subsidiary company to assume Pertamina Upstream Oil and Gas Cooperation Contract. As such, the Company was established by virtue of Notarial Deed No. 4 of Marianne Vincentia Hamdani, S.H., dated 13 September 2005. The deed of establishment was approved by the Minister of Justice and Human Rights in Decision Letter No. C-26007 HT.01.01. TH.2005 dated 20 September 2005 and was published in the State Gazette No. 5 dated 17 January 2006. Based on Notarial Deed No. 20 of Marianne Vincentia Hamdani, S.H., dated 26 August 2008, the Articles of Association of the Company were amended to conform with Law No. 40 of 2007 on Limited Companies. The amendment was approved by the Minister of Justice of the Republic of Indonesia in his Decision Letter No. AHU-37223.AH.01.02 Year 2008 dated 1 July 2008.

Perusahaan didirikan untuk menjalankan usaha eksplorasi, produksi dan penjualan minyak mentah dan gas bumi serta penjualan LPG.

The Company was established to engage in the exploration, production and sale of crude oil and natural gas as well as LPG.

Operasi Perusahaan terbagi menjadi tiga

Wilayah sebagai berikut:

Wilayah Sumatera Wilayah Jawa Wilayah Kawasan Timur Indonesia (“KTI”)

The Company‟s operation are divided across three Regions, as follows:

Sumatera Region Java Region East Indonesia Region

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan

juga memiliki Unit Bisnis Pertamina EP (“UBEP”) sebagai berikut:

As at 31 December 2012, the Company also owns the following Pertamina EP Business Units (“UBEP”), as follows:

- UBEP Limau, Sumatera Selatan - UBEP Limau, South Sumatera - UBEP Jambi, Sumatera Bagian Tengah - UBEP Jambi, Central Sumatera - UBEP Lirik, Sumatera Bagian Tengah - UBEP Adera, Sumatera Selatan - UBEP Ramba, Sumatera Bagian Tengah - UBEP Tanjung, Kalimantan - UBEP Sangasanga Tarakan, Kalimantan

- UBEP Lirik, Central Sumatera - UBEP Adera, South Sumatera - UBEP Ramba, Central Sumatera - UBEP Tanjung, Kalimantan - UBEP Sangasanga Tarakan, Kalimantan

389


PT PERTAMINA EP





1. UMUM (lanjutan) 1. GENERAL (continued) a. Pendirian Perusahaan (lanjutan) a. The Establishment of the Company

(continued)

Unit Bisnis tersebut melakukan kegiatan operasi yang sebelumnya berbentuk Enhanced Oil Recovery (“EOR”) dan Kontrak Bantuan Teknis (“KBT”). Saat ini kegiatan operasi tersebut dilakukan oleh Perusahaan.

These Business Units carry out former Enhanced Oil Recovery (“EOR”) and Technical Assistance Contract (“TAC”) operations. These operations are now managed by the Company.

b. Dewan Komisaris dan Dewan Direksi b. Board of Commissioners and Board of

Directors Susunan Dewan Komisaris adalah sebagai

berikut: The composition of the Company‟s Board of

Commissioners was as follows: 31 Desember/December 2012

Komisaris dan Pejabat Komisaris Utama Komisaris Komisaris Komisaris Komisaris

Muhammad Husen M. Afdal Bahaudin

Ahmad Lutfi Susilo Siswoutomo Mulyani Wahyono

Commissioner and Acting President Commissioner

Commissioner Commissioner Commissioner Commissioner

31 Desember/December 2011

Komisaris dan Pejabat Komisaris Utama Komisaris Komisaris Komisaris Komisaris

Muhammad Husen M. Afdal Bahaudin

Ahmad Lutfi A. Edy Hermantoro Mulyani Wahyono

Commissioner and Acting President Commissioner

Commissioner Commissioner Commissioner Commissioner

Susunan Dewan Direksi adalah sebagai berikut: The composition of the Company‟s Board of

Directors was as follows: 31 Desember/December 2012

Presiden Direktur Pelaksana Tugas Harian Direktur Operasi Direktur Eksplorasi dan Pengembangan Direktur Keuangan

Syamsu Alam

Bagus Sudaryanto Doddy Priambodo

Lukitaningsih

President Director

Acting Operation Director Explorations and Development Director

Finance Director 31 Desember/December 2011

Presiden Direktur Pelaksana Tugas Harian Direktur Operasi Direktur Eksplorasi dan Pengembangan dan Pelaksana Tugas Harian Direktur Keuangan

Syamsu Alam

Bagus Sudaryanto

Doddy Priambodo

President Director

Acting Operation Director

Explorations and Development Director and Acting Finance Director

c. Domisili c. Principal Address

Kantor pusat Perusahaan berlokasi di Menara

Standard Chartered Lantai 21-29, Jl. Prof. Dr. Satrio Kav. 164, Jakarta Selatan.

The Company‟s head office is located on Menara Standard Chartered 21st-29th floor, Jl. Prof. Dr. Satrio Kav. 164, South Jakarta.

390


PT PERTAMINA EP





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

d. BPMIGAS d. BPMIGAS

Berdasarkan putusan Mahkamah Konstitusi No. 36/PUU-X/2012 tertanggal 13 Nopember 2012, sejak tanggal 13 Nopember 2012 Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (“BPMIGAS”) dibubarkan sehingga tugas dan fungsinya dialihkan kepada Pemerintah Indonesia sampai diterbitkannya Undang-Undang atau peraturan baru.

Based on Constitutional Court's decision No. 36/PUU-X/2012 dated 13 November 2012, effective on 13 November 2012, Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (“BPMIGAS”) is dissolved and therefore, its duties and functions are assigned to the Government of Indonesia until the issue of new laws or regulations.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 95/2012 tertanggal 13 Nopember 2012, sejak tanggal 13 Nopember 2012, tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS dialihkan kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral ("KESDM"). Semua Kontrak Kerja Sama yang telah ditandatangani oleh BPMIGAS dengan entitas usaha, termasuk Perusahaan, tetap berlaku.

Based on Presidential Regulation No 95/2012 dated 13 November 2012, effective from 13 November 2012, the duties, functions, and organisation of BPMIGAS is assigned to the Ministry of Energy and Mineral Resources (“MoEMR”). All Cooperation Contracts signed between BPMIGAS with business entities, including the Company, remain in effect.

KESDM, berdasarkan Keputusan Menteri No. 3135 K/08/MEM/2012 dan Keputusan Menteri No. 3136 K/73/MEM 2012, tertanggal 13 Nopember 2012, membentuk Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi ("SKSP Migas"), yang efektif sejak 13 Nopember 2012, mangambil alih tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS.

MoEMR, based on Ministerial Decision No. 3135 K/08/MEM/2012 and Ministerial Decision No. 3136 K/73/MEM 2012 dated 13 November 2012, established the Temporary Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKSP Migas”) effective from 13 November 2012 which assumes the duties, functions, and organisation of BPMIGAS.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 9/2013 tertanggal 10 Januari 2013, dibentuklah Satuan Kerja Khusus Pelaksanaan Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (“SKK MIGAS”) menggantikan Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

Based on Presidential Regulation No. 9/2013 dated 10 January 2013, Special Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKK MIGAS”) has been established to replace the Temporary Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities.

Untuk tujuan laporan keuangan, pemakaian istilah BPMIGAS yang dipakai di tahun-tahun sebelumnya diubah menjadi SKK MIGAS.

For the purpose of these financial statements, the term BPMIGAS which is used in prior years will be changed to SKK MIGAS.

2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS 2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS Pada tanggal 17 September 2005 BPMIGAS dan Perusahaan menandatangani Kontrak Kerja Sama dalam bentuk Kontrak Minyak dan Gas Bumi Pertamina (“KMGBP”) yang serupa dengan Kontrak Bagi Hasil (“KBH”) sebagai kelanjutan dari KMGBP Pertamina, untuk jangka waktu 30 (tiga puluh) tahun dari tanggal 17 September 2005 sampai tanggal 16 September 2035. Kontrak ini dapat diperpanjang setelah mendapatkan persetujuan Pemerintah. Sebagai konsekuensi Perusahaan melanjutkan KMGBP Pertamina, semua aset dan liabilitas Pertamina sehubungan dengan KMGBP dialihkan ke Perusahaan sebesar nilai buku.

On 17 September 2005 an Oil and Gas Cooperation Contract in the form of a Pertamina Petroleum Contract (“PPC”), equivalent to a Production Sharing Contract (“PSC”), was signed between BPMIGAS and the Company as a successor contract to Pertamina‟s PPC, for a period of 30 years from 17 September 2005 until 16 September 2035. It may be extended subject to approval from the Government. As a consequence of the Company assuming Pertamina‟s PPC, all of Pertamina‟s assets and liabilities in relation to PPC were transferred to the Company on a book value basis.

391


PT PERTAMINA EP





2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS (lanjutan)

2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS (continued)

Seperti yang dijelaskan di atas, semua tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS telah dialihkan ke SKK MIGAS setelah diterbitkannya putusan Mahkamah Konstitusi No. 36/PUU-X/2012 tertanggal 13 Nopember 2012. Namun demikian, Kontrak Kerja Sama yang ditandatangani oleh BPMIGAS masih tetap berlaku sesuai dengan Peraturan Presiden No. 95/2012 tertanggal 13 Nopember 2012.

As discussed above, all duties, functions and organisation of BPMIGAS have been transferred to SKK MIGAS after Constitutional Court's decision No. 36/PUU-X/2012 dated 13 November 2012. However, Cooperation Contracts signed with BPMIGAS will remain in effect as stipulated in Presidential Regulation No. 95/2012 dated 13 November 2012.

Kontrak kerja Sama Perusahaan memiliki ketentuan keuangan sebagai berikut:

The Company‟s Cooperation Contract has the following financial provisions:

a. Wilayah Kerja a. Working Area

Wilayah kerja KKS adalah wilayah dimana

Perusahaan dapat melaksanakan kegiatan operasi minyak dan gas bumi. Area tersebut merupakan area eksplorasi dan produksi Pertamina Lama selain Blok Cepu dan Blok Randugunting.

The Cooperation Contract working area is a designated area in which the Company may conduct oil and gas operations. The area represents the former Pertamina Entity‟s exploration and production areas excluding the Cepu Block and the Randugunting Block.

b. Bagi Hasil Produksi Minyak Mentah dan Gas

Bumi b. Crude Oil and Natural Gas Production

Sharing Bagi hasil produksi minyak dan gas bumi antara

Perusahaan dan Pemerintah masing-masing sebesar 67,2269% dan 32,7731%. Pembagian hasil produksi minyak dan gas bumi dihitung secara tahunan, yang merupakan total lifting atas minyak dan gas untuk masing-masing tahun yang berakhir tanggal 31 Desember setelah dikurangi First Tranche Petroleum (“FTP”), pengembalian biaya operasi, dan kredit investasi.

The Company and the Government‟s share of equity (profit) oil and gas production is 67.2269% and 32.7731%, respectively. Equity oil and gas production is determined annually, and represents the total lifting of oil and gas in each year ending 31 December, net of First Tranche Petroleum (“FTP”), cost recovery and investment credit.

Perusahaan dikenai pajak penghasilan dari

operasi Kontrak Kerja Sama berdasarkan bagian hasil produksi minyak dan gas bumi Perusahaan, dikurangi bonus produksi, dengan tarif pajak gabungan sebesar 40,5%, yang terdiri dari pajak penghasilan dengan tarif 30% dan pajak dividen dengan tarif 15%.

The Company is subject to tax on its income from its Cooperation Contract operations, based on its share of equity oil and gas production, less production bonuses, at a combined rate of 40.5%, comprising corporate income tax at the rate of 30% and dividend tax at the rate of 15%.

c. Pengembalian Biaya Operasi c. Cost Recovery

Pengembalian biaya operasi tahunan terdiri dari:

Annual cost recovery comprises:

i. Biaya non-kapital tahun berjalan i. Current year non-capital costs ii. Penyusutan biaya kapital tahun berjalan ii. Current year amortisation of capital costs iii. Biaya operasi tahun-tahun sebelumnya yang

belum memperoleh penggantian (unrecovered costs).

iii. Unrecovered previous years‟ operating costs (unrecovered costs).

392


PT PERTAMINA EP







d. Kredit Investasi d. Investment Credit

Perusahaan berhak memperoleh fasilitas kredit

investasi sebagai penambah pengembalian biaya operasi, sebesar maksimal 110% dari biaya investasi modal yang dikeluarkan untuk pengembangan fasilitas produksi minyak mentah dan gas bumi, apabila disetujui oleh SKK MIGAS.

The Company is entitled to an investment credit entitlement to additional cost recovery of a maximum of 110% of the direct capital investments required to develop crude oil and natural gas production facilities, subject to approval by SKK MIGAS.

e. Harga Minyak Mentah dan Gas Bumi e. Crude Oil and Natural Gas Prices Penjualan minyak mentah Perusahaan dinilai

sebesar Indonesian Crude Prices (“ICP”). The Company‟s crude oil sales are priced at

Indonesian Crude Prices (“ICP”).

Penyerahan gas bumi kepada pihak ketiga dan pihak yang berelasi dinilai sebesar harga yang ditetapkan dalam Perjanjian Jual Beli Gas (“PJBG”).

Natural gas delivered to third parties and related parties are valued based on the prices stipulated in the respective Gas Sales Agreement (the “GSA”).

f. Domestic Market Obligation (“DMO”) f. Domestic Market Obligation (“DMO”)

Minyak Mentah Crude Oil Perusahaan wajib memenuhi kebutuhan dalam

negeri Indonesia dengan perhitungan setiap tahun sebagai berikut:

The Company is required to supply the domestic market in Indonesia with the following annual calculation:

i. Mengalikan jumlah minyak mentah yang

diproduksi dari wilayah kerja dengan hasil pembagian antara jumlah kebutuhan minyak mentah dalam negeri sebagai pembilang dan jumlah seluruh minyak mentah Indonesia yang diproduksi oleh seluruh perusahaan perminyakan sebagai penyebut.

i. Multiply the total quantity of crude oil produced from the contract area by a fraction the numerator of which is the total quantity of crude oil to be supplied and the denominator is the entire Indonesian production of crude oil of all petroleum companies.

ii. Menghitung 25% jumlah minyak mentah

yang diproduksi dari wilayah kerja Perusahaan.

ii. Compute 25% of total quantity of crude oil produced from the contract area.

iii. Mengalikan jumlah minyak mentah yang lebih kecil antara hitungan (i) dan (ii) dengan persentase bagi hasil minyak mentah (Catatan 2b).

iii. Multiply the lower amount computed, either under (i) or (ii) by the resultant percentage of the contractor‟s entitlement (Note 2b).

Harga DMO untuk minyak mentah adalah harga

rata-rata tertimbang dari seluruh jenis minyak mentah yang dijual oleh Perusahaan.

The price at which the DMO crude oil is supplied is equal to the weighted average of all types of crude oil sold by the Company.

Gas Bumi Natural Gas Perusahaan juga wajib memenuhi kebutuhan

gas dalam negeri Indonesia sebesar 25% dari jumlah gas bumi yang diproduksi dari wilayah kerja Perusahaan dikalikan dengan persentase bagi hasil gas bumi Perusahaan (Catatan 2b).

The Company is also required to supply the domestic market in Indonesia with 25% of the total quantity of natural gas produced from the contract area multiplied by the Company‟s entitlement percentage (Note 2b).

Harga DMO untuk gas bumi adalah harga yang

ditentukan berdasarkan harga jual yang telah disepakati.

The price at which the DMO gas is supplied is the price determined based on the agreed contracted sales prices.

393


PT PERTAMINA EP







g. First Tranche Petroleum (“FTP”) g. First Tranche Petroleum (“FTP”)

Setiap tahun Pemerintah dan Perusahaan

berhak untuk menerima sebesar masing-masing 5% dari produksi minyak dan gas sebelum dikurangi pengembalian biaya operasi dan kredit investasi. FTP dibagi antara Pemerintah dan Perusahaan sama seperti pembagian hak atas produksi minyak dan gas seperti dijelaskan di dalam Catatan 2b di atas.

The Government and the Company are entitled to receive an amount equal to 5% of the total production of oil and gas each year before any deduction for recovery of operating costs and investment credit. FTP is shared between the Government and the Company in accordance with the entitlements to oil and gas production described in Note 2b above.

h. Hak Milik atas Persediaan, Perlengkapan dan

Peralatan h. Ownership of Materials, Supplies, and

Equipment Persediaan, perlengkapan dan peralatan yang

dibeli oleh Pertamina dan Perusahaan untuk kegiatan operasi minyak dan gas bumi setelah tanggal 17 September 2003 adalah milik Pemerintah (dalam hal pengadaan barang impor, saat persediaan tersebut telah berada di pelabuhan Indonesia). Karena Perusahaan telah membayar, mempunyai hak untuk menggunakan aset tersebut dan mempunyai hak untuk memulihkan biaya melalui pengembalian biaya operasi, barang milik negara ini dicatat sebagai aset dalam laporan keuangan Perusahaan sampai aset tersebut surplus atau ditinggalkan dengan persetujuan SKK MIGAS.

Materials, supplies and equipment purchased by Pertamina and the Company for oil and gas operations after 17 September 2003 belong to the Government (in the case of imports, when landed at Indonesian ports of import). As the Company has paid for, has the right to utilise such assets and recover the costs through cost recovery, these balances are recorded as assets in the Company‟s financial statements until they are surplus or abandoned with the approval of SKK MIGAS.

3. PERJANJIAN KERJASAMA DENGAN PIHAK LAIN

3. COOPERATION ARRANGEMENTS WITH OTHER PARTIES

Perusahaan dapat melakukan perjanjian kerja sama dengan pihak lain dalam kegiatan operasi minyak dan gas bumi di wilayah tertentu dalam wilayah kerja Kontrak Kerja Sama yang dimilikinya dalam bentuk Kontrak Bantuan Teknis atau Kontrak Kerja Sama Operasi dengan persetujuan Pemerintah melalui SKK MIGAS.

The Company can establish cooperation arrangements with other parties in conducting oil and gas activities in certain parts of its Cooperation Contract working area, under a Technical Assistance Contract or Operation Cooperation Contract with the approval of the Government through SKK MIGAS.

Pengembalian biaya operasi dan bagi hasil untuk pihak-pihak lain pada perjanjian kerjasama berikut, merupakan bagian dari pengembalian biaya operasi berdasarkan Kontrak Kerja Sama Perusahaan.

The recoverable costs and shares equity (profit) of the other parties under the following cooperation arrangements form part of the Company‟s cost recovery under its Cooperation Contract.

394


PT PERTAMINA EP





3. PERJANJIAN KERJASAMA DENGAN PIHAK LAIN (lanjutan)

3. COOPERATION ARRANGEMENTS WITH OTHER PARTIES (continued)

a. Kontrak Bantuan Teknis (“KBT”) a. Technical Assistance Contracts (“TAC”)

Dalam KBT, kegiatan operasional dilakukan melalui perjanjian kemitraan dengan Perusahaan. KBT diberikan pada lapangan yang telah berproduksi, pernah berproduksi tetapi sudah tidak berproduksi. Produksi minyak dan gas bumi dibagi menjadi bagian tidak dibagi (non-shareable) dan bagian dibagi (shareable). Bagian tidak dibagi merupakan produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu lapangan (berdasarkan tren historis produksi dari suatu lapangan) pada saat KBT ditandatangani dan menjadi hak Perusahaan. Produksi bagian tidak dibagi akan menurun setiap tahunnya, yang mencerminkan ekspektasi penurunan produksi. Bagian dapat dibagi berkaitan dengan penambahan produksi yang berasal dari investasi Mitra Usaha pada lapangan KBT.

Under a TAC, operations are conducted through partnership arrangements with the Company. TACs are awarded for fields which are currently in production, or which had previously been in production, but in which production had ceased. Crude oil and natural gas production is divided into non-shareable and shareable portions. The non-shareable portion represents the production which is expected from the field (based on the historic production trends of the field) at the time the TAC is signed and accrues to the Company. Non-shareable production decreases annually reflecting expected declines in production. The shareable portion of production corresponds to the additional production resulting from the Partners‟ investments in the TAC fields.

Mitra Usaha berhak atas pengembalian biaya dengan pembatasan tertentu yang diatur dalam masing-masing kontrak. Sisa produksi bagian dibagi (produksi yang dibagi dikurangi pengembalian biaya) akan dibagi antara Perusahaan dan Mitra Usaha. Persentase bagi hasil sisa produksi yang dibagi untuk Mitra Usaha diatur dalam masing-masing kontrak, yaitu antara 26,7857% sampai dengan 67,3077% untuk minyak bumi dan 62,5000% sampai dengan 79,9231% untuk gas bumi. Berikut adalah perjanjian KBT Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012:

The Partners are entitled to recover costs, subject to specified annual limitations depending on the contract terms. The remaining portion of shareable production (shareable production less cost recovery) is split between the Company and the Partners. The Partners‟ share of equity (profit) oil and gas production is stipulated in each contract and ranges from 26.7857% to 67.3077% and from 62.5000% to 79.9231%, respectively. As at 31 December 2012 the Company‟s TAC arrangements were as follows:

Mitra Usaha/ Partner

Wilayah Kerja/ Working Area

Wilayah/ Area

Tanggal Efektif Kontrak/

Effective Date of Contract

Tanggal Mulai Produksi/

Date of Commencement of

Production

Tanggal Akhir Kontrak/

Date of End of Contract

Produksi/ Production

PT Medco E&P

Sembakung Sembakung Kalimantan

Timur/ 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 Kukui Energi Babat, Kukui Jambi 12/7/1994 12/11/2003 11/7/2014 Minyak/Oil

PT Binawahana Petrindo Meruap

Meruap Jambi 12/7/1994 30/8/2000 11/7/2014 Minyak/Oil

PT Patrindo Persada

Maju Mogoi, Wasian Papua 12/7/1994 22/9/2000 11/7/2014 Minyak/Oil

PT Radiant Energi

Sukatani Sukatani Jawa

Barat/West Java

16/6/1995 15/08/2001 15/6/2015 Minyak/Oil

PT Pelangi Haurgeulis

Resources Haurgeulis Jawa

Barat/West Java

17/11/1995 26/6/2003 16/11/2015 Gas/Gas

PT Radiant Ramok

Senabing Ramok Senabing Sumatera

Selatan/South Sumatera

9/1/1995 23/9/2002 8/1/2015 Minyak/Oil

Intermega Sabaku Pte

Ltd. Sabaku, Salawati - A, D

Papua 9/1/1995 30/11/1995 8/1/2015 Minyak/Oil

Intermega Salawati Pte

Ltd. Salawati – C,E,N dan F

Papua 9/1/1995 18/10/1995 8/1/2015 Minyak/Oil

395


PT PERTAMINA EP







a. Kontrak Bantuan Teknis (“KBT”) (lanjutan) a. Technical Assistance Contracts (“TAC”)

(continued)

Mitra Usaha/ Partner

Wilayah Kerja/ Working Area

Wilayah/ Area

Tanggal Efektif Kontrak/

Effective Date of Contract


Date of Commencement of

Production

Tanggal Akhir Kontrak/

Date of End of Contract


PT Sembrani Persada

Oil (SEMCO) Semberah Kalimantan

Timur/East Kalimantan

17/11/1995 28/6/2004 16/11/2015 Minyak dan gas/Oil and gas

Salamander Energy

(North Sumatera) Ltd.

Glagah, Kambuna Sumatera Utara/North Sumatera


PT Retco Prima Energi Tanjung Miring

Timur Sumatera


17/12/1996 23/10/2000 16/12/2016 Minyak/Oil

Pilona Petro Tanjung

Lontar Ltd. Tanjung Lontar Sumatera


7/10/1996 22/9/2000 6/10/2016 Minyak/Oil

PT Akar Golindo Tuba Obi Timur Jambi 15/5/1997 11/10/2011 14/5/2017 Minyak/Oil PT Insani Mitrasani

Gelam Sungai Gelam - A, B, D

Jambi 15/5/1997 13/10/2004 14/5/2017 Minyak dan gas/Oil and gas

Blue Sky Langsa Ltd. Langsa Aceh 15/5/1997 28/2/2002 14/5/2017 Minyak/Oil

PT Putra Kencana Diski

Petroleum Diski Aceh 16/11/1998 13/2/2002 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 Putera

Kayapratama Kaya Sumatera


22/5/2000 5/6/2012 21/5/2020 Minyak/Oil

Ellipse Energy

Jatirarangon Wahana Ltd.

Jatirarangon Jawa Barat/West

Java


PT Binatek Reka Kruh Kruh Sumatera


22/5/2000 6/2/2003 21/5/2020 Minyak/Oil

PT Eksindo Telaga Said

Darat Telaga Said Aceh 7/8/2002 16/2/2006 6/8/2022 Minyak/Oil

PT Pertalahan

Arnebatara Natuna Udang Natuna Kepulauan

Riau/Riau Archipelago

7/8/2002 28/11/2005 6/8/2022 Minyak/Oil

PT Indo Jaya Sukaraja

(Easco Sukaraja) Sukaraja, Pendopo Sumatera


7/8/2002 19/6/2008 6/8/2022 Minyak/Oil

PT Prakarsa Betung

Meruo Senami Meruo Senami Jambi 14/8/2002 15/2/2012 13/8/2022 Minyak/Oil

Pada saat berakhirnya KBT, seluruh aset KBT diserahkan kepada Perusahaan. Mitra Usaha KBT bertanggung-jawab untuk menyelesaikan semua liabilitas KBT yang masih belum diselesaikan kepada pihak ketiga sampai dengan tanggal tersebut.

At the end of TAC contracts, all TAC assets are transferred to the Company. The TAC Partners are responsible for settling all outstanding TAC liabilities to third parties until the end of the TAC contracts.

b. Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”) b. Operation Cooperation (“OC”) Contract

Dalam KSO, kegiatan operasional dilakukan melalui perjanjian kemitraan dengan Perusahaan. KSO diberikan pada lapangan yang telah berproduksi, dahulu pernah berproduksi tetapi kemudian dihentikan atau belum berproduksi. Terdapat dua jenis kontrak KSO yaitu:

In an OC, operations are conducted through partnership arrangements with the Company. OCs are awarded for fields which are currently in production, or which had previously been in production, but in which production had ceased, or for areas with no previous production. The two types of OC contract are:

a. Kontrak KSO Eksplorasi - Produksi b. Kontrak KSO Produksi

a. OC Exploration - Production contract b. OC Production contract

396


PT PERTAMINA EP







b. Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”)

(lanjutan) b. Operation Cooperation (“OC”) Contract

(continued) Pada kontrak KSO Eksplorasi-Produksi tidak ada bagian minyak mentah yang tidak dibagi (Non-Shareable Oil). Pada kontrak KSO Produksi, produksi minyak bumi dibagi menjadi bagian tidak dibagi (non-shareable) dan bagian dibagi (shareable).

Under an OC Production-Exploration contract, there is no Non-Shareable Oil (”NSO”). Under an OC Production contract, the crude oil production is divided into non-shareable and shareable portions.

Bagian tidak dibagi atas produksi minyak

mentah (”NSO”) merupakan produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu lapangan (berdasarkan tren historis produksi dari suatu lapangan) pada saat perjanjian KSO ditandatangani dan menjadi hak Perusahaan. Bagian dibagi berkaitan dengan penambahan produksi minyak dan gas yang berasal dari investasi Mitra Usaha terhadap lapangan KSO yang bersangkutan dan secara umum dibagikan dengan pola yang sama seperti KKS. Dalam beberapa kontrak KSO produksi, meskipun produksi sama atau masih dibawah bagian minyak mentah yang tidak dibagi, penggantian biaya produksi tidak akan ditunda dan dapat diperoleh Mitra Usaha dengan ketentuan sebagai berikut:

DAN

The non-shareable portion of crude oil (the ”NSO”) production represents the production which is expected from the field (based on the historic production trends of the field) at the time the OC is signed, and it accrues to the Company. The shareable portion of crude and gas production corresponds to the additional production resulting from the Partners‟ investments in the OC fields and is in general split between the parties in the same way as under a Cooperation Contract. In certain OC production contracts, in the event that the production is the same as or less than the NSO, the Partner‟s production cost will not be deferred and will be recovered with the following provisions:

Apabila total biaya produksi yang

dikeluarkan untuk operasi tahun berjalan lebih rendah dari total pendapatan NSO, maka pengembalian diberikan sebesar 70% dari total biaya produksi tahun berjalan tersebut, dan kekurangan biaya produksi tidak diperhitungkan lagi pada tahun-tahun berikutnya.

In the event that the total production cost incurred for the current year‟s operations is less than total NSO revenue, recovery will be 70% of production cost incurred for the current year‟s operations and the remaining production cost will not be carried forward to any subsequent year.

Apabila total biaya produksi yang

dikeluarkan sehubungan dengan operasi tahun berjalan lebih tinggi dari total pendapatan NSO, maka pengembaliannya diberikan sebesar 50% dari total pendapatan NSO dan kekurangannya tidak diperhitungkan lagi pada tahun-tahun berikutnya.

In the event that total production cost incurred for the current year‟s operations is higher than total NSO revenue, recovery will be 50% of total NSO revenue and the remaining production cost will not be carried forward to any subsequent year.

Persentase bagi hasil produksi bagian Mitra Usaha diatur dalam masing-masing kontrak, antara 16,6667% sampai dengan 26,7857% untuk minyak bumi dan 31,6667% sampai dengan 53,5714% untuk gas bumi.

The Partner‟s share of equity (profit) oil and gas production is stipulated in each contract and ranges from 16.6667% to 26.7857% for oil and 31.6667% to 53.5714% for gas, respectively.

397


PT PERTAMINA EP









(continued) Terdapat komitmen investasi spesifik yang harus dilakukan dalam jangka waktu tiga tahun setelah tanggal kontrak KSO. Untuk menjamin pelaksanaan komitmen tersebut, Mitra Usaha diharuskan memberikan garansi bank, yang tidak dapat dibatalkan dan tanpa syarat kepada Perusahaan. Mitra Usaha KSO juga diharuskan untuk melakukan pembayaran kepada Perusahaan sejumlah uang yang telah dicantumkan di dalam dokumen penawaran sebelum tanggal penandatanganan kontrak KSO.

Specified investment expenditure commitments are required to be made in the first three years after the OC contract date. To ensure that these expenditure commitments will be met, the Partners are required to provide the Company with irrevocable and unconditional bank guarantees. The OC Partners are also required to make payments to the Company before the date of signing the OC contracts, of the amounts stated in the bid documents.

Pada tanggal 31 Desember 2012 perjanjian Mitra Usaha KSO Perusahaan adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012 the Company‟s OC partnership agreements were as follows:

Mitra Usaha/

Partner Wilayah Kerja/ Working Area

Wilayah/ Area

Tanggal Efektif Kontrak/ Effective

Date of Contract

Tanggal Akhir

Kontrak/ Date of End of Contract


Commencement of Production


PT Indelberg Indonesia Perkasa

Suci

Jawa Timur/ East Java

25/4/2007

24/4/2027

-

-

PT Kendal Oil and Gas Kendal Jawa Tengah/ Central Java

25/4/2007 24/4/2027 - -

PT Kamundan Energy Kamundan Papua 25/4/2007 24/4/2027 - - PT Formasi Sumatera Energy Tanjung Tiga Timur Sumatera Selatan/

South Sumatera 25/4/2007 24/4/2022 25/4/2007 Minyak/Oil

GEO Minergy Sungai Lilin Ltd. *) Sungai Lilin Sumatera Selatan/ South Sumatera

25/4/2007 24/4/2022 25/4/2007 Minyak/Oil

PT Geraldo Putra Mandiri***) Ibul Tenggara Sumatera 25/4/2007 24/4/2022 25/4/2007 Minyak/Oil Patina Group Ltd. Bangkudulis Kalimantan Timur/

East Kalimantan 25/4/2007 24/4/2022 01/1/2011 Minyak/Oil

Pacific Oil & Gas (Perlak) Ltd. Perlak Sumatera Utara/ North Sumatera

25/4/2007 24/4/2022 Juli/July 2011 Minyak/Oil

Indrillco Hulu Energy Ltd.

Uno Dos Rayu Sumatera Selatan/ South Sumatera

19/12/2007

18/12/2007 -

Minyak/Oil

PT Benakat Barat Petroleum Benakat Barat Sumatera Selatan/ South Sumatera

16/3/2009

15/3/2024 16/3/2009

Minyak/Oil

PT Petroenergy Utama Wiriagar Wiriagar

Papua Barat/ West Papua

02/9/2009

01/9/2024 02/9/2009

Minyak/Oil

PT Santika Pendopo Energy Talang Akar

Sumatera Selatan/ South Sumatera

05/6/2010

04/6/2025 05/7/2010

Minyak/Oil

Cooper Energy Sukananti Ltd. Tangai Sukananti


26/7/2010

25/7/2025

26/7/2010

Minyak/Oil

PD Migas Bekasi***)

Jatinegara

Jawa Barat/ West Java

17/2/2011

16/2/2026

17/2/2011

Gas

Samudra Energy Tanjung Lontar Limited

Tanjung Lontar Timur


17/2/2011

16/2/2031

- -

Prisma Kampung Minyak Ltd. *) Kampung Minyak


15/7/2011

14/7/2026

15/7/2012 Minyak/Oil

Ramba Energy West Jambi Limited

Jambi Barat Jambi 13/6/2011 12/6/2031 - -

PT Techwin Benakat Timur *)

Benakat Timur Sumatera Selatan/ South Sumatra

1/5/2012 30/4/2027 1/5/2012 Minyak/Oil

PT Petroenim Betun Selo PT Tawun Gegunung Energi***) Foster Trembes Petroleum

Ltd***) PT Axis Sambidoyong Energi***) PT IEV Pabuaran***) PT Klasofo Energy Resources PT Energi Jambi Indonesia

Muara Enim Cepu, Blora Cepu, Blora Sambidoyong Pabuaran Klamono Selatan Jambi Barat




Jawa Barat/ West Jawa Jawa Barat/ West Jawa

Papua Jambi

28/6/2012

28/6/2012

28/6/2012

26/7/2012

03/8/2012

22/11/2012 23/11/2012

27/6/2027

27/6/2027

27/6/2027

25/7/2027

2/8/2027

21/11/2032 22/11/2032

28/6/2012

28/6/2012

28/6/2012

26/7/2012

03/8/2012 - -

Minyak/Oil

Minyak/Oil

Minyak/Oil

Minyak/Oil

Gas - -

*) Produksi dibawah NSO *) Production is less than NSO **) Pada tanggal 25 April 2012, kontrak KSO antara perusahaan dengan PT Geraldo

Putra Mandiri tidak dilanjutkan dikarenakan tidak melaksanakan kewajiban sesuai perjanjian

**) On 25 April 2012, the KSO contract between the Company and PT Geraldo Putra Mandiri was discontinued due to not perform its obligation under the agreements

***) Tanggal mulai produksi merupakan tanggal efektif kontrak ***) Commencement date of production is effective date of contract

398


PT PERTAMINA EP









(continued)

Pada saat tanggal kontrak KSO berakhir, seluruh aset KSO diserahkan kepada Perusahaan. Mitra Usaha KSO bertanggung jawab untuk menyelesaikan semua liabilitas KSO kepada pihak ketiga yang masih belum diselesaikan sampai dengan tanggal tersebut.

At the end of OC contracts, all OC assets are transferred to the Company. The OC Partners are responsible for settling all outstanding OC liabilities to third parties until the end of the OC contracts.

c. Kontrak Unitisasi c. Unitisation Agreement

Sesuai dengan Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor KKS diwajibkan untuk melakukan unitisasi apabila terbukti adanya pelamparan reservoir yang memasuki Wilayah Kerja Kontraktor lainnya. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral menentukan operator pelaksana unitisasi berdasarkan kesepakatan di antara para Kontraktor yang melakukan unitisasi setelah mendapatkan pertimbangan SKK MIGAS.

In accordance with the Government Regulation No. 35 of Year 2004 on Upstream Oil and Gas Business Activities, a contractor of a Cooperation is required to conduct unitisation if it is proven that its reservoir extends into another contractor‟s Working Area. The Minister of Energy and Mineral Resources will determine the operator for the unitisation based on the agreement between the Contractors conducting the unitisation after considering the opinions of SKK MIGAS.

Karena beberapa pelamparan reservoir Perusahaan memasuki Wilayah Kerja kontraktor lainnya, Perusahaan melakukan perikatan Perjanjian Unitisasi dengan beberapa kontraktor. Pada tanggal 31 Desember 2012 Perusahaan memiliki Perjanjian Unitisasi sebagai berikut:

Since several of the Company‟s oil and gas reservoirs extend into other contractors‟ Working Areas, the Company has already entered into Unitisation Agreements with several contractors. As at 31 December 2012, the Company‟s Unitisation Agreements were as follows:

Lapangan/ Bagian/Share of Field Operator PT Pertamina EP Lokasi/Location Air Serdang Talisman Ogan Komering Ltd. Minyak/Oil: 21.96% Air Serdang, Sumatera dan/and Gas: 19.93% Selatan/South Sumatera Wakamuk Petrochina International Minyak/Oil Sorong, Papua (Bermuda) Ltd. dan/and Gas: 50% Sukowati JOB Pertamina-Petrochina Minyak/Oil Tuban, Jawa Timur/East Java

East Java dan/and Gas: 80% Suban ConocoPhilips (Grissik) Ltd. Minyak/Oil Suban, Jambi dan/and Gas: 10%

Tanjung Laban PT Pertamina EP Minyak/Oil Tanjung Laban, Sumatera dan/and Gas: 74.99 % Selatan/South Sumatera MB Unit Pertamina Hulu Energi Offshore Minyak/Oil Jawa Barat/ West Java North West Java Ltd. dan/ and Gas: 47.4%

Tiung Biru*) PT Pertamina EP Cepu Gas: 8.06% Jambaran, Jawa Timur/East Java

*) Unitisasi Tiung Biru belum berproduksi. *) Unitisation of Tiung Biru is not yet in production.

399


PT PERTAMINA EP







c. Kontrak Unitisasi (lanjutan) c. Unitisation Agreement (continued)

Perjanjian Unit Air Serdang Pada tanggal 22 Juli 1991, Canada Northwest Energy (South Sumatra) Ltd. (“CNESS”), Bow Valley Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI (OK)”) (secara bersama-sama disebut “KBH Ogan Komering”) dan PERTAMINA menandatangani Perjanjian Unit Air Serdang (“Perjanjian Unitisasi”) (bersama-sama disebut “Para Pihak Air Serdang”). BVI (OK) kemudian berubah menjadi Talisman (Ogan Komering) Ltd. (“Talisman”).

Air Serdang Unit Agreement On 22 July 1991, Canada Northwest Energy (South Sumatra) Ltd. (“CNESS”), Bow Valley Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI (OK)”) (collectively referred to as “Ogan Komering PSC”) and PERTAMINA entered into an Air Serdang Unitisation Agreement (the “Unitisation Agreement”) (collectively referred to as the “Air Serdang Group Parties”). BVI (OK) subsequently became Talisman (Ogan Komering) Ltd. (“Talisman”).

Talisman ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

Talisman is appointed and agrees to act as Operator of the Unit as stated in the Unitisation Agreement.

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak Air Serdang dengan ini menyatukan kepentingan mereka dalam Reservoir Unitisasi dan Unit Substance dimana Perusahaan memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 21,96% untuk minyak dan 19,93% untuk gas dan KBH Ogan Komering memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 78,04% untuk minyak dan 80,07% untuk gas.

As of the Effective Date, the Air Serdang Group Parties herewith unite their interests in the Unit Reservoir and Unit Substance whereby the Company has a Unit Participation Factor of 21.96% for oil and 19.93% for gas and Ogan Komering PSC has a Unit Participation Factor of 78.04% for oil and 80.07% for gas.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkan oleh Operator dalam melaksanakan Operasi Unitisasi akan digantikan oleh Para Pihak Air Serdang sesuai dengan Perjanjian Unitisasi dan akan ditanggung dan dibayar oleh Para Pihak Air Serdang berdasarkan proporsi sesuai dengan Faktor Partisipasi Unitisasi masing- masing.

All Unitisation Expenses of whatsoever kind and nature incurred by the Unit Operator in performance of Unitisation Operations shall be changed to the Air Serdang Group Parties in accordance with the provisions of this Unitisation Agreement and shall be borne and paid by the Air Serdang Group Parties in proportion to their respective Unit Participation Factor.

Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Wakamuk

Unitisation and Unit Operating Agreement of Wakamuk Field

Pada tanggal 6 September 2010, PetroChina International (Bermuda) (“PetroChina”), PearOil (Basin) Ltd., Lundin International S.A, PT Pertamina Hulu Energi Salawati Basin (secara kolektif disebut sebagai “KBH Kepala Burung”) dan Perusahaan (secara bersama-sama disebut “Para Pihak Wakamuk”) menandatangani Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit Lapangan Wakamuk (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggal efektif Perjanjian Unitisasi adalah 13 Nopember 2006. Sejak tanggal efektif, Para Pihak Wakamuk setuju untuk melakukan unitisasi atas kepemilikan mereka pada masing-masing Kontrak di dalam Reservoir Unitisasi dan Unit Substance berdasarkan ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi ini dimana Perusahaan memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 50% dan KBH Kepala Burung Lapangan Wakamuk memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 50%. PetroChina ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator Unitisasi sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

On 6 September 2010, PetroChina International (Bermuda) (“PetroChina”), PearOil (Basin) Ltd., Lundin International S.A, PT Pertamina Hulu Energi Salawati Basin (collectively referred to as “Kepala Burung PSC”) and the Company (collectively referred to as the “Wakamuk Group Parties”) entered into Unitisation and Unit Operating Agreement of Wakamuk Field (the “Unitisation Agreement”). The effective date of the Unitisation Agreement is 13 November 2006. As at the effective date, the Wakamuk Group Parties agreed to unite their interests in the respective Contracts in the Unit Reservoir and Unit Subtances under the terms of the Unitisation Agreement whereby the Company has a Unit Participation Factor of 50% and Kepala Burung PSC has a Unit Participation Factor of 50%. PetroChina is appointed and agrees to act as the Operator of the Unit, as stated in the Unitisation Agreement.

400


PT PERTAMINA EP








Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Wakamuk (lanjutan)

Unitisation and Unit Operating Agreement of Wakamuk Field (continued)

Para Pihak Wakamuk memahami bahwa terdapat biaya dan pengeluaran tertentu, yang terjadi sebelum tanggal efektif Perjanjian Unitisasi, yang telah dibayar oleh Para Pihak Wakamuk yang terkait dengan Operasi Lapangan Minyak Wakamuk. Untuk itu, Para Pihak Wakamuk sepakat bahwa biaya dan pengeluaran yang telah ditetapkan dalam Perjanjian Unitisasi akan dibebankan ke Operasi Unitisasi sejak tanggal efektif dan selanjutnya akan dibebankan kepada Para Pihak Wakamuk sesuai dengan bagian Faktor Partisipasi Unit-nya. Tidak ada pengeluaran atau biaya lain yang timbul sebelum tanggal efektif yang dapat dibebankan ke Operasi Unitisasi kecuali disepakati oleh Para Pihak Wakamuk. Dengan tidak mengesampingkan ketentuan ini, jika sewaktu-waktu ditentukan bahwa biaya dan pengeluaran yang dibayarkan oleh Para Pihak Wakamuk adalah biaya yang tidak dapat diganti berdasarkan ketentuan-ketentuan dalam Kontrak Kerja Sama, maka biaya dan pengeluaran tersebut menjadi tanggung jawab semata-mata Para Pihak Wakamuk yang telah membayar biaya dan pengeluaran tersebut.

The Wakamuk Group Parties acknowledge that certain costs and expenditures have been incurred by the Wakamuk Group Parties with respect to the Wakamuk Oil Field Operation prior to the effective date of the Unitisation Agreement. The Wakamuk Group Parties agreed that the costs and expenditures outlined in the Unitisation Agreement will be charged to the Unitisation Operation on the effective date and furthermore shall be imposed on the Wakamuk Group Parties in accordance with their respective share of the Unit Participation Factor. No other costs or expenditures which incurred prior to the effective date will be chargeable to the Unit Operation unless otherwise agreed by the Wakamuk Group Parties. Notwithstanding the foregoing, if at any time it is determined that the costs and expenditures incurred by the Wakamuk Group Parties are non-recoverable costs under the terms of the respective Cooperation Contract, such costs and expenditures will be the sole liability of the Wakamuk Group Parties incurring those such costs and expenditures.

Dalam jangka waktu paling lama tiga bulan setelah tanggal penandatanganan Perjanjian Unitisasi, operator akan memberikan kepada Para Pihak Wakamuk “True Up Statement”, yang mencerminkan Aktivitas Unitisasi sampai tanggal 31 Desember 2009 sesuai dengan ketentuan Perjanjian Unitisasi. Sejak 27 Desember 2012, PetroChina sebagai Operator Unitisasi memulai pembahasan awal True Up Statement atas Unitisasi Wakamuk dengan Perusahaan. Sampai dengan tanggal laporan keuangan, PetroChina dan Perusahaan belum mencapai kesepakatan mengenai True Up Statement.

No later than three months following the Signing Date of the Unitisation Agreement, the Operator shall provide to the Wakamuk Group Parties a detailed “True Up Statement” reflecting the initial performance of the Unit Activity until 31 December 2009, in accordance with the terms of the Unitisation Agreement. Since 27 December 2012, PetroChina as the Operator of the Unit start to discuss the True Up Statement of Wakamuk Unitisation with the Company. As of the date of these financial statements, PetroChina and the Company have not reached an agreement on the True Up Statement.

Faktor Partisipasi Unitisasi yang disebutkan di atas telah disetujui oleh Para Pihak Wakamuk dan didasarkan pada data yang terbatas dan yang tersedia pada saat ini, oleh karena itu Faktor Partisipasi Unitisasi dapat disesuaikan berdasarkan ketentuan dalam Perjanjian Unitisasi. Perhitungan ulang Faktor Partisipasi Unitisasi hanya dapat dilakukan dua kali.

The above mentioned Unit Participation Factor agreed by the Wakamuk Group Parties is based on a limited data set, as is currently available, and therefore, the Unit Participation Factor may be adjusted as provided for in the Unitisation Agreement. The re-determination of Unit Participation Factor can only take place twice.

401


PT PERTAMINA EP








Perjanjian Penggunaan Bersama Fasilitas Facilities Sharing Agreement

Pada tanggal 6 September 2010, Para Pihak Wakamuk melakukan perikatan Perjanjian Bersama Penggunaan Fasilitas (“FSA”).

On 6 September 2010, the Wakamuk Group Parties entered into a Facilities Sharing Agreement (the “FSA”).

Berdasarkan FSA, Para Pihak Wakamuk berhak mendapatkan prioritas pertama untuk menggunakan kapasitas dan kapasitas lebih dari fasilitas-fasilitas yang ada (Walio Pump Station, Kasim Marine Terminal (“KMT”) Storage Tanks, KMT Loading Pier, KMT Power Plant dan Flow line yang dipasang dari Walio Pump Station ke KMT Storage Tanks).

Under the FSA, the Wakamuk Group Parties are entitled to have first priority to use the capacity and spare capacity of the existing facilities (Walio Pump Station, Kasim Marine Terminal (“KMT”) Storage Tanks, KMT Loading Pier, KMT Power Plant and Flow line which is installed from Walio Pump Station to KMT Storage Tanks).

Para Pihak Wakamuk setuju untuk mengganti biaya penanganan hasil produksi kepada Operator Fasilitas. Para Pihak Wakamuk akan menanggung biaya secara proporsional sesuai dengan volume minyak bumi yang mendapatkan manfaat dari fasilitas tersebut. Biaya-biaya tersebut akan dihitung sejak tanggal 13 Nopember 2006.

Under the FSA, the Wakamuk Group Parties agreed that they will reimburse the Facilities Operator for the costs of Production Handling Activities. The Wakamuk Group Parties will bear the costs in proportion to the volume of the Crude Oil which receives the benefit of the Production Handling Activities. Such cost will be calculated from 13 November 2006.

Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Sukowati

Unitisation and Unit Operating Agreement of Sukowati Field

Pada tanggal 24 Juni 2010, PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java, PT Pertamina Hulu Energi Tuban, PetroChina International Java Ltd (secara bersama-sama disebut “KBH Tuban”) dan Perusahaan (secara bersama-sama disebut “Para Pihak Sukowati”) menandatangani Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit Lapangan Sukowati (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggal efektif Perjanjian Unitisasi adalah 2 Juli 2004. Sejak tanggal efektif, Para Pihak Sukowati setuju untuk melakukan unitisasi atas kepemilikan mereka pada masing-masing Kontrak di dalam Reservoir Unitisasi dan Unit Substance berdasarkan ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi ini dimana Perusahaan memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 80% dan KBH Tuban akan memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 20%. Berdasarkan Perjanjian Unitisasi, tidak diperbolehkan penentuan kembali Partisipasi. JOB Pertamina-PetroChina East Java (“JOB-PPEJ”) ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unitisasi sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

On 24 June 2010, PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java, PT Pertamina Hulu Energi Tuban, PetroChina International Java Ltd (collectively referred to as the “Tuban PSC”) and the Company (collectively reffered to as the ”Sukowati Group Parties”) entered into Unitisation and Unit Operating Agreement of Sukowati Field (the “Unitisation Agreement”). The effective date of the Unitisation Agreement is 2 July 2004. As at the effective date, the Sukowati Group Parties agreed to unite their interests in the respective Contracts in the Unit Reservoir and Unit Substance under the terms of the Unitisation Agreement whereby the Company have a Unit Participation Factor of 80% and Tuban PSC has a Unit Participation Factor of 20%. No re-determination of the Participation Factor is allowed under the Unitisation Agreement. JOB Pertamina-PetroChina East Java (“JOB- PPEJ”) is appointed and agrees to act as Operator of the Unit, as stated in this Unitisation Agreement.

402


PT PERTAMINA EP








Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unitisasi Lapangan Sukowati (lanjutan)

Unitisation and Unit Operating Agreement of Sukowati Field (continued)

Para Pihak Sukowati memahami bahwa terdapat biaya dan pengeluaran tertentu, yang terjadi sebelum tanggal efektif Perjanjian Unitisasi, yang telah dibayar oleh Para Pihak Sukowati yang terkait dengan Operasi Lapangan Minyak Sukowati. Untuk itu, Para Pihak Sukowati sepakat bahwa biaya dan pengeluaran yang telah ditetapkan dalam Perjanjian Unitisasi akan dibebankan ke Operasi Unit sejak tanggal efektif dan selanjutnya akan dibebankan kepada Para Pihak Sukowati sesuai dengan bagian Faktor Partisipasi Unitisasi-nya. Tidak ada pengeluaran atau biaya lain yang timbul sebelum tanggal efektif yang dapat dibebankan ke Operasi Unitisasi kecuali disepakati oleh Para Pihak Sukowati. Dengan tidak mengesampingkan ketentuan ini, jika sewaktu-waktu ditentukan bahwa biaya dan pengeluaran yang dibayarkan oleh Para Pihak Sukowati adalah biaya yang tidak dapat diganti berdasarkan ketentuan-ketentuan dalam Kontrak Kerja Sama, maka biaya dan pengeluaran tersebut menjadi tanggung jawab semata-mata Para Pihak Sukowati yang telah membayar biaya dan pengeluaran tersebut.

The Sukowati Group Parties acknowledge that certain costs and expenditures have been incurred by the Sukowati Group Parties with respect to the Sukowati Oil Field Operation prior to the effective date of the Unitisation Agreement. The Sukowati Group Parties agreed that the costs and expenditures outlined in the Unitisation Agreement will be charged to the Unit Operation on the effective date and furthermore shall be imposed on the Sukowati Group Parties in accordance with their respective share of the Unit Participation Factor. No other costs or expenditures which incurred prior to the effective date will be chargeable to the Unit Operation unless otherwise agreed by the Parties. Notwithstanding the foregoing, if at any time it is determined that the costs and expenditures incurred by the Sukowati Group Parties are non-recoverable costs under the terms of the respective Cooperation Contract, such costs and expenditures will be the sole liability of the Sukowati Group Parties incurring those such costs and expenditures.

Dalam jangka waktu paling lama tiga bulan setelah tanggal Penandatanganan Perjanjian Unitisasi, Operator akan memberikan kepada Para Pihak Sukowati “True Up Statement”, yang mencerminkan Aktifitas Unitisasi sampai tanggal 31 Desember 2009 sesuai dengan ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi. Pada tanggal 30 Nopember 2012, JOB-PPEJ sebagai Operator Unitisasi telah menyampaikan True Up Statement 2004 – 2011 atas Unitisasi Sukowati untuk diaudit oleh Perusahaan. Perusahaan mengajukan keberatan atas perhitungan tersebut dan setuju untuk menunjuk auditor independen. Sampai dengan tanggal laporan keuangan, audit atas True Up Statement masih belum dilakukan sehingga penyelesaian True Up Statement belum terjadi.

No later than three months following the Signing Date of the Unitisation Agreement, the Operator shall provide to the Sukowati Group Parties a detailed “True Up Statement” reflecting the initial performance of the Unit Activity until 31 December 2009 in accordance with the terms of the Unitisation Agreement. On 30 November 2012, JOB-PPEJ as the Operator of the Unit has submitted the True Up Statement 2004 – 2011 of Sukowati Unitisation for further audit by the Company. The Company objected to the calculation and agreed to appoint an independent auditor. As at the date of these financial statements, the audit of the True Up Statement has not been started, and therefore the True Up Statement has not been finalised.

403


PT PERTAMINA EP








Perjanjian Penggunaan Bersama Fasilitas Facilities Sharing Agreement Pada tanggal 3 Februari 2012, JOB-PPEJ dan Para Pihak Sukowati melakukan perikatan Perjanjian Bersama Penggunaan Fasilitas (“FSA”).

On 3 February 2012, JOB-PPEJ and the Sukowati Group Parties entered into a Facilities Sharing Agreement (the “FSA”).

Berdasarkan FSA, fasilitas-fasilitas yang sekarang ada terdiri dari Manifold Sukowati, Onshore Pipeline Sukowati - Mudi, Central Processing Area, Tangki Penyimpanan Onshore, Onshore Pipeline CPA - Palang Station, Offshore Pipeline Palang Station - FSO, dan Tangki Penyimpanan TMT. Operator fasilitas menerima pengiriman minyak bumi dari Para Pihak Sukowati pada titik penyerahan dan akan melakukan aktivitas penanganan produksi. Minyak bumi, gas dan air yang diproduksi dari Para Pihak Sukowati mendapatkan prioritas pertama untuk menggunakan fasilitas. Apabila fasilitas tersebut mempunyai kapasitas lebih, operator fasilitas akan memberikan prioritas pertama kepada Para Pihak Sukowati untuk menggunakan kelebihan fasilitas tersebut sebelum pengguna lain.

Under the FSA, Existing Facilities comprise Manifold Sukowati, Sukowati - Mudi Onshore Pipeline, Central Processing Area, Onshore Storage Tanks, CPA - Palang Station Onshore Pipeline, Palang Station – FSO Offshore Pipeline, and TMT Storage Tanks. The facilities operator accepts deliveries of Sukowati Group Parties‟ crude oil at the receiving point and thereafter the facilities operator will conduct the production handling activities. Crude oil, gas and water produced from Sukowati Group Parties have first priority to use the facilities. If the facilities have excess capacity, the facilities operator shall make excess capacity available for the Sukowati Group Parties, in which the Sukowati Group Parties shall have first priority in respect of the excess capacity of facilities other than other facilities users.

Para Pihak Sukowati bertanggung jawab atas lifting, pemasaran dan penjualan minyak bumi di titik pengiriman.

The Sukowati Group Parties shall be solely responsible for the lifting, marketing and sale of the crude oil at the Delivery Point.

Para Pihak Sukowati akan menanggung biaya aktivitas penanganan produksi secara proporsional sesuai dengan volume minyak bumi yang mendapatkan manfaat penanganan produksi. Perhitungan biaya aktivitas penanganan produksi dibagi dalam dua periode: (i) tanggal efektif sampai dengan 31 Desember 2011 dan (ii) 1 Januari 2012 sampai dengan berakhirnya Perjanjian. Apabila terdapat pihak lain, selain Para Pihak Sukowati, yang menggunakan fasilitas, maka biaya penanganan produksi akan dibebankan secara proporsional sesuai dengan volume minyak bumi yang diproduksi semua pihak.

The Sukowati Group Parties shall bear the production handling activities cost in proportion to the volume of the crude oil which receives the benefit of the production handling activities. The calculation of production handling activities cost is divided into two periods: (i) commencement date until 31 December 2011 and (ii) 1 January 2012 until termination of the agreement. If any other party, other than the Sukowati Group Parties, use the facility, then the costs of production handling activities will be charged proportionally according to the volume of crude oil produced by all Parties.

404


PT PERTAMINA EP








Heads of Agreement (“HOA”) dari Unitisasi Lapangan Suban

Heads of Agreement (“HOA”) of the Suban Field Unitisation

Pada tanggal 3 Nopember 2011, ConocoPhillips (Grissik) Ltd. (“CPGL”, Operator dari KBH Corridor), Talisman (Corridor) Ltd., Pertamina Hulu Energi Corridor, dan Perusahaan (secara kolektif disebut “Para Pihak Suban”) menandatangani HOA Unitisasi Lapangan Suban. Para Pihak Suban menyepakati bahwa sejak dan setelah tanggal monetisasi, yaitu sejak tanggal 2 Juni 2011, sampai dengan berakhirnya KBH Corridor, yaitu pada tanggal 23 Desember 2023, Perusahaan memiliki suatu Faktor Penyertaan Unitisasi sebesar 10% dan KBH Corridor memiliki Faktor Penyertaan Unitisasi sebesar 90%.

On 3 November 2011, ConocoPhillips (Grissik) Ltd. (”CPGL”, the Operator of the Corridor PSC), Talisman (Corridor) Ltd., Pertamina Hulu Energi Corridor (collectively referred to as the “Corridor PSC”) and the Company (collectively referred to as the “Suban Group Parties”) entered into a HOA in respect of the Suban Field Unitisation. The Suban Group Parties agreed that from and after the monetisation date, being 2 June 2011, until the expiry of the Corridor PSC, being 23 December 2023, the Company has a Unit Participation Factor of 10% and the Corridor PSC has a Unit Participation Factor of 90%.

Perusahaan berhak atas 10% dari seluruh penerimaan perjanjian jual beli gas dan kondensat Suban yang direalisasikan sejak dan setelah tanggal 1 Juni 2011. Di sisi lain, Perusahaan juga menanggung sebesar 10% dari semua biaya, pengeluaran dan kewajiban lain yang timbul sejak dan setelah 1 Juni 2011.

The Company will be entitled to 10% of all revenues from the Suban gas and condensate sales agreement realised from and after 1 June 2011. On the other hand, the Company will also be liable for 10% of all costs, expenses and other liabilities incurred from and after 1 June 2011.

CPGL akan melakukan cash call dan Perusahaan setuju untuk membayar 10% dari semua biaya modal dan biaya operasi masa depan. Untuk mengejar cash call tersebut, pada atau setelah tanggal berlaku, CPGL akan membuat cash call khusus kepada Perusahaan terkait dengan 10% dari semua biaya yang timbul sejak tanggal monetisasi sampai tanggal 3 Nopember 2011. Perusahaan setuju untuk membayar cash call tersebut kepada CPGL.

CPGL will cash call and the Company will agree to pay 10% of all future capital and operating costs. To catch up on the cash call, on or after the effective date, CPGL will make a special cash call to the Company attributing to 10% of all costs incurred between the monetisation date and 3 November 2011. The Company agrees to pay such cash call to CPGL accordingly.

Perusahaan telah setuju untuk memasukkan (i) secara keseluruhan atau sebagian, fasilitas penanganan bahan cair Ramba yang dimiliki oleh Perusahaan, yang mana saat ini dioperasikan oleh CPGL berdasarkan HOA yang ditandatangani pada tanggal 13 Oktober 2010 dan (ii) dua sumur yang dimilikinya di Lapangan Suban Barat sebagai fasilitas-fasilitas unit sejak tanggal monetisasi sampai berakhirnya KBH Corridor. Pembagian biaya atas fasilitas penanganan bahan cair Ramba yang dimiliki oleh Perusahaan akan disepakati lebih lanjut oleh Perusahaan dan CPGL dalam suatu FSA.

The Company agrees to include (i) in whole or incorporated by parts, the Company-owned Ramba liquid handling facilities that are currently operated by CPGL under the HOA signed on 13 October 2010 and (ii) two wells of its own within the Suban Barat Field as unit facilities (the “Unit Facilities”) from the monetisation date until the expiration of the Corridor PSC. The cost sharing of the Company-owned Ramba liquid handling facilities will be agreed by the Company and CPGL in a FSA.

Sampai dengan 31 Desember 2012, Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unitisasi maupun FSA belum selesai dibuat.

As of 31 December 2012, the Unitisation and Unit Operating Agreement of Suban Field as well as FSA has not been completed.

405


PT PERTAMINA EP








Perjanjian Unitisasi Tanjung Laban Tanjung Laban Unit Agreement

Pada tanggal 3 Desember 1986, Asamera (South Sumatera) Ltd., dan Asamera (Overseas) Ltd., keduanya disebut “Asamera”, Bow Valley Exploration (Indonesia) Ltd., dan Bow Valley Industries (Corridor) Ltd., keduanya disebut “Bow Valley” (secara kolektif disebut sebagai “Corridor Ventures”), dan Esso Airsenda Inc. (Esso), dan Mobil Airlimau Inc. (Mobil) (secara kolektif disebut sebagai “Rimau Ventures”), dan PT Stanvac Indonesia (“Stanvac”) menandatangani Perjanjian Unitisasi Tanjung Laban (“Perjanjian Unitisasi”) (secara bersama-sama disebut “Para Pihak Tanjung Laban”).

On 3 December 1986, Asamera (South Sumatera) Ltd., and Asamera (Overseas) Ltd., together referred as “Asamera”, Bow Valley Exploration (Indonesia) Ltd. and Bow Valley Industries (Corridor) Ltd., together referred as “Bow Valley” (collectively referred to as the “Corridor Ventures”) and Esso Airsenda Inc. (Esso) and Mobil Airlimau Inc. (Mobil) (collectively referred to as the “Rimau Ventures”) and PT Stanvac Indonesia (“Stanvac”) signed the Tanjung Laban Unitisation Agreement (“the Unitisation Agreement”) (collectively referred to as the “Tanjung Laban Group Parties”).

Corridor Ventures adalah operator KBT Ramba dimana perjanjian KBT telah berakhir pada tanggal 15 Oktober 2010, dan wilayah kerja diserahkan kepada Perusahaan. Perusahaan ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi. Sementara itu Rimau Ventures kemudian berubah menjadi PT Medco E&P Rimau.

Corridor Ventures was the operator of TAC Ramba which TAC agreement was terminated on 15 October 2010, and the working area was handed over to the Company. The Company was appointed and agreed to act as the Operator of the Unit as stated in the Unitisation Agreement. Meanwhile, Rimau Ventures subsequently became PT Medco E&P Rimau.

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak Tanjung Laban dengan ini menyatukan kepentingan mereka dalam Unit Reservoir dan Unit substance dimana Perusahaan memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 74,99% untuk minyak dan PT Medco E&P Rimau memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 25,01% untuk minyak.

As of the Effective Date, the Tanjung Laban Group Parties herewith unite their interests in the Unit Reservoir and Unit Substance whereby the Company has a Unit Participation Factor of 74.99% for oil and PT Medco E&P Rimau PSC will have a Unit Participation Factor of 25.01% for oil.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkan oleh Operator dalam melaksanan Operasi Unitisasi akan digantikan oleh Para Pihak Tanjung Laban sesuai dengan Perjanjian Unitisasi dan akan ditanggung dan dibayar oleh Para Pihak Tanjung Laban berdasarkan proporsi sesuai dengan Faktor Partisipasi Unit masing- masing.

All Unitisation Expenses of whatsoever kind and nature incurred by the Unit Operator in performance of Unitisation Operations shall be charged to the Tanjung Laban Group Parties in accordance with the provisions of this Unitisation Agreement and shall be borne and paid by the Tanjung Laban Group Parties in proportion to their respective Unit Participation Factor.

Perjanjian Unitisasi MB MB Unit Agreement Pada tanggal 24 April 1987, Atlantic Richfield Indonesia Inc (“ARII”) dan Pertamina menandatangani perjanjian Unitisasi MB (“Perjanjian Unitisasi”) (bersama-sama disebut “Para Pihak MB”). ARII kemudian berubah menjadi Pertamina Hulu Energi Offshore Northwest Java (“PHE ONWJ”).

On 24 April 1987, Atlantic Richfield Indonesia Inc (“ARII”) and Pertamina entered into a MB Unit Unitisation Agreement (the Unitisation Agreement) (collectively referred to as the “MB Group Parties”). ARII subsequently became Pertamina Hulu Energi Offshore Northwest Java (“PHE ONWJ”)

ARII ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

ARII was appointed and agrees to act as the Operator of the Unit as stated in the Unitisation Agreement.

406


PT PERTAMINA EP






c. Kontrak Unitisasi (lanjutan)


c. Unitisation Agreement (continued)

Perjanjian Unitisasi MB (lanjutan) MB Unit Agreement (continued) Sesuai dengan amandemen perjanjian tanggal 23 Maret 1990, Para Pihak MB dengan ini menyatukan kepentingan mereka dalam Unit Reservoir dan Unit substance dimana Perusahaan memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 47,4% untuk minyak dan PHE ONWJ memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 52,6% untuk minyak.

Referring to the Amended MB Unit Agreement dated 23 March 1990, the MB Group Parties herewith unite their interests in the Unit Reservoir and Unit Subtances whereby the Company has a Unit Participation Factor of 47.4% for oil and PHE ONWJ will also have a Unit Participation Factor of 52.6% for oil.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkan oleh Operator dalam melaksanan Operasi Unitisasi akan digantikan oleh Para Pihak MB sesuai dengan Perjanjian Unitisasi dan akan ditanggung dan dibayar oleh Para Pihak berdasarkan proporsi sesuai dengan Faktor Partisipasi Unit masing- masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind and nature incurred by the Unit Operator in performance of Unitisation Operations shall be charged to the MB Group Parties in accordance with the provisions of this Unitisation Agreement and shall be borne and paid by the Parties in proportion to their respective Unit Participation Factor.

HOA dari Unit Jambaran - Tiung Biru HOA on Jambaran - Tiung Biru Unit Pada tanggal 17 Agustus 2011, Mobil Cepu Ltd (“MCL”) Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (“Ampolex”), PT Pertamina EP Cepu (“PEPC”) dan Perusahaan (secara bersama-sama disebut sebagai “Para Pihak Tiung Biru”) menandatangani HOA Unit Jambaran - Tiung Biru. Para Pihak Tiung Biru sepakat untuk melaksanakan negosiasi dengan itikad baik dalam rangka menyelesaikan Perjanjian Unitisasi (“PU”) dan Perjanjian Operasi Unit (“POU”) dalam jangka waktu 90 hari dari tanggal HOA. “PU” dan “POU” akan dilaksanakan oleh Kontraktor KBH Cepu, dan Para Pihak Tiung Biru akan menggunakan usaha terbaik untuk menyelesaikan perjajian tersebut dan mendapatkan persetujuan Pemerintah sesegera mungkin.

On 17 August 2011, Mobil Cepu Ltd (“MCL”), Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (“Ampolex”), PT Pertamina EP Cepu (“PEPC”) and the Company (collectively referred to as the “Tiung Biru Group Parties”) entered into a HOA on the Jambaran – Tiung Biru Unit. Under the HOA, the Tiung Biru Group Parties agree to conduct good faith negotiations in order to conclude a Unitisation Agreement (“UA”) and a Unit Operating Agreement (“UOA”) within 90 days of the date of this HOA. The UA and UOA will be executed by the Contractor under the Cepu PSC and the Tiung Biru Group Parties will use their best endeavours to secure the contract execution and the required Government approvals as soon as practicable.

Dalam “POU”, dijelaskan bahwa produksi gas Tiung Biru akan dipasarkan secara bersama dengan produksi gas Jambaran dan PEPC akan bertindak selaku wakil penjual menunggu persetujuan SKK MIGAS. Perusahaan akan mendukung PEPC sebagai penjual bagian Pemerintah dari hasil produksi gas Tiung Biru.

Under the UOA, it is envisioned that Tiung Biru‟s share of gas will be jointly marketed with Jambaran‟s share and the seller‟s representative for that share will be PEPC, subject to SKK MIGAS‟ approval. The Company will support the appointment of PEPC as the Seller of the State‟s share of Tiung Biru‟s share of gas.

407


PT PERTAMINA EP






c. Kontrak Unitisasi (lanjutan)


c. Unitisation Agreement (continued)

HOA dari Unit Jambaran - Tiung Biru (lanjutan)

HOA on Jambaran – Tiung Biru Unit (continued)

PEPC dan MCL lebih lanjut setuju untuk melaksanakan negosiasi dengan itikad baik untuk menyelesaikan Perjanjian Pemasaran Gas Cepu (“PPGC”) dalam jangka waktu 90 hari dari tanggal HOA ini. “PPGC” akan mengatur pemasaran bersama atas gas Cepu dan akan menunjuk PEPC sebagai wakil penjual. MCL akan mendukung PEPC sebagai penjual bagian Pemerintah dari hasil produksi gas blok Cepu. “PPGC” ini akan dilaksanakan oleh Kontraktor KBH Cepu.

PEPC and MCL further agree to conduct good faith negotiations to conclude a Cepu Gas Marketing Agreement (the “CGMA”) within 90 days of the date of this HOA. The CGMA will provide for joint marketing of Cepu gas and will appoint PEPC as the seller‟s representative. MCL also agrees to support the appointment of PEPC as Seller of State‟s share of Cepu gas. The CGMA will be executed by the Contractor under the Cepu PSC.

Para Pihak Tiung Biru setuju untuk melaksanakan negosiasi lebih lanjut guna menetapkan perjanjian jangka panjang untuk mengimplementasikan pengembangan dari Unit Jambaran - Tiung Biru termasuk revisi terhadap UA yang akan berisi ketentuan mengenai penentuan awal dan syarat penentuan kembali Faktor Partisipasi Unit.

The Tiung Biru Group Parties agree to enter into further negotiations to put in place all long-term agreements as may be necessary to implement the development of the Jambaran – Tiung Biru Unit, including an update of the UA which will include the initial determination of, and provision for re-determination of the Unit Participating Factor.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perjanjian “PU”, “POU”, dan “PPGC” telah diselesaikan dan masih menunggu persetujuan dari SKK MIGAS.

As at 31 December 2012, the UA, UOA, and CGMA have been prepared subject to approval from SKK MIGAS.

4. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING 4. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES

Berikut ini adalah kebijakan akuntansi penting yang

diterapkan dalam penyusunan laporan keuangan Perusahaan yang sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia. Kebijakan akuntansi telah diaplikasikan secara konsisten terhadap semua tahun yang disajikan, kecuali dinyatakan lain.

Presented below are the significant accounting policies adopted in preparing the financial statements of the Company, which are in conformity with Indonesian Financial Accounting Standards. These accounting policies have been consistently applied to all the years presented, unless otherwise stated.

a. Dasar penyusunan laporan keuangan a. Basis of preparation of the financial

statements

Laporan keuangan telah disusun atas dasar harga perolehan, kecuali aset keuangan yang tersedia untuk dijual, aset keuangan dan liabilitas keuangan (termasuk instrumen derivatif) yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi, serta menggunakan dasar akrual kecuali untuk laporan arus kas.

The financial statements have been prepared on the basis of historical cost, except for available-for-sale financial assets, financial assets and financial liabilities (including derivative instruments) which are measured at fair value through profit or loss, and using the accrual basis except for the statements of cash flows.

408


PT PERTAMINA EP





4. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan)

4. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued)

a. Dasar penyusunan laporan keuangan

(lanjutan) a. Basis of preparation of the financial

statements (continued) Penyusunan laporan keuangan yang sesuai

dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia memerlukan penggunaan estimasi akuntansi penting tertentu. Penyusunan laporan keuangan juga mengharuskan manajemen untuk menggunakan pertimbangannya dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Perusahaan. Area-area yang memerlukan tingkat pertimbangan atau kompleksitas yang tinggi, atau area dimana asumsi dan estimasi merupakan hal yang signifikan dalam laporan keuangan, diungkapkan dalam Catatan 5.

The preparation of financial statements in conformity with Indonesian Financial Accounting Standards requires the use of certain critical accounting estimates. It also requires management to exercise its judgement in the process of applying the Company‟s accounting policies. Areas involving a higher degree of judgement or complexity, or areas where assumptions and estimates are significant to the financial statements are disclosed in Note 5.

Seluruh angka dalam laporan keuangan ini

disajikan dalam ribuan Dolar AS, kecuali dinyatakan lain.

Figures in the financial statements are expressed in thousands of US Dollars, unless otherwise stated.

b. Perubahan pada Pernyataan Standar

Akuntansi Keuangan dan Interpretasi Standar Akuntansi Keuangan

b. Changes to Statements of Financial Accounting Standards and Interpretations of Financial Accounting Standards

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan

menerapkan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (“PSAK”) dan Interpretasi Standar Akuntansi Keuangan (“ISAK”) baru dan revisi yang efektif sejak tanggal tersebut. Perubahan kebijakan akuntansi Perusahaan telah dilakukan sesuai dengan ketentuan transisi masing-masing standar dan interpretasi.

On 1 January 2012, the Company adopted new and revised Statements of Financial Accounting Standards (“SFAS”) and Interpretations of Statement of Financial Accounting Standards (“ISFAS”) that are mandatory for application from that date. Changes to the Company‟s accounting policies have been made as required, in accordance with the transitional provisions in the respective standards and interpretations.

Penerapan standar dan intepretasi baru atau revisi, yang relevan dengan operasi Perusahaan dan memberikan dampak pada laporan keuangan konsolidasian, adalah sebagai berikut:

The adoption of the new or revised standards and interpretations, which are relevant to the Company‟s operations and resulted in an effect on the financial statements, are as follows:

- PSAK 10 (Revisi 2010), “Pengaruh

Perubahan Kurs Valuta Asing” - SFAS 10 (Revised 2010), “The Effects of

Changes in Foreign Exchange Rates” Standar yang telah direvisi ini mensyaratkan entitas untuk menentukan mata uang fungsional dan menjabarkan seluruh mata uang asing ke mata uang fungsionalnya. Mata uang fungsional ditentukan dengan menggunakan hirarki faktor primer dan sekunder. Sebuah entitas boleh menyajikan laporan keuangannya dalam mata uang apapun. Standar ini juga memberikan panduan mengenai penyajian laporan keuangan grup yang entitas anak, asosiasi dan ventura bersamanya memiliki mata uang fungsional berbeda.

The revised standard requires an entity to determine its functional currency and translate all foreign currency items into its functional currency. Functional currency is determined by using a hierarchy of primary and secondary factors. An entity may present its financial statements in any currency. The standard also provides guidance on the presentation of the financial statements of a group whose subsidiaries, associates and joint ventures have different functional currencies.

409


PT PERTAMINA EP








Akuntansi Keuangan dan Interpretasi Standar Akuntansi Keuangan (lanjutan)

b. Changes to Statements of Financial Accounting Standards and Interpretations of Financial Accounting Standards (continued)

- PSAK 10 (Revisi 2010), “Pengaruh

Perubahan Kurs Valuta Asing” (lanjutan) - SFAS 10 (Revised 2010), “The Effects of

Changes in Foreign Exchange Rates” (continued)

Setelah menilai semua faktor-faktor yang relevan, manajemen berkeyakinan bahwa mata uang fungsional adalah Dolar AS. Dengan demikian, Perusahaan mengubah mata uang penyajian dari Rupiah menjadi Dolar AS.

After assessing all the relevant factors, management believes its functional currency is the US Dollars. As such, the Company changed its presentation currency from the Rupiah to the US Dollars.

Lihat Catatan 6 untuk penjelasan lebih rinci mengenai perubahan mata uang penyajian.

Refer to Note 6 for detailed explanation of the changes in presentation currency.

- PSAK 60, “Instrumen Keuangan:

Pengungkapan” - SFAS 60, “Financial Instruments:

Disclosures” PSAK 60 mengkonsolidasi dan memperluas ketentuan pengungkapan yang ada dan menambahkan beberapa pengungkapan baru yang signifikan berkaitan dengan instrumen keuangan mengenai pengukuran nilai wajar dan risiko likuiditas. Secara khusus, amandemen tersebut memerlukan pengungkapan mengenai pengukuran nilai wajar menggunakan hirarki pengukuran nilai wajar. Penerapan standar ini memerlukan tambahan pengungkapan tetapi tidak berdampak terhadap posisi keuangan atau pendapatan komprehensif Perusahaan karena tidak memiliki dampak terhadap klasifikasi dan penilaian instrumen keuangan Perusahaan.

SFAS 60 consolidates and expands a number of existing disclosures requirements and adds some significant new disclosures relating to financial instruments about fair value measurement and liquidity risk. In particular, the amendment requires the disclosures of fair value measurement hierarchy. The adoption of the standard results in additional disclosures but does not have an impact on the financial position or the comprehensive income of the Company since it does not have any impact on the classification and valuation of the Company financial instruments.

Lihat Catatan 25 dan 26 untuk tambahan pengungkapan yang diperlukan menurut standar ini.

Refer to Note 25 and 26 for additional disclosure required under this standards.

Penerapan standar dan interpretasi yang baru

dan direvisi berikut ini, tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan dan tidak berdampak material terhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporan keuangan tahun berjalan atau tahun-tahun sebelumnya:

The adoption of the following new and revised standards and interpretations did not result in significant changes to the Company‟s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial years:

- PSAK 13 (Revisi 2011), “Properti Investasi” - SFAS 13 (Revised 2011), “Investment

Property” - PSAK 16 (Revisi 2011), “Aset Tetap” - SFAS 16 (Revised 2011), “Fixed Assets” - PSAK 18 (Revisi 2010), “Akuntansi dan

Pelaporan Program Manfaat Purnakarya” - SFAS 18 (Revised 2010), “Accounting and

Reporting by Retirement Benefit Plans” - PSAK 24 (Revisi 2010), “Imbalan Kerja”

- SFAS 24 (Revised 2010), “Employee Benefits”

- PSAK 26 (Revisi 2011), “Biaya Pinjaman” - SFAS 26 (Revised 2011), “Borrowing Costs”

410


PT PERTAMINA EP










- PSAK 28 (Revisi 2010), “Akuntansi untuk

Asuransi Kerugian” - SFAS 28 (Revised 2010), “Accounting for

Loss Insurance” - PSAK 30 (Revisi 2011), “Sewa” - SFAS 30 (Revised 2011), “Leases” - PSAK 33 (Revisi 2011), “Aktivitas

Pengupasan Lapisan Tanah dan Pengelolaan Lingkungan Hidup pada Pertambangan Umum”

- SFAS 33 (Revised 2011), “Stripping Activities and Environmental Management in General Mining”

- PSAK 34 (Revisi 2010), “Kontrak Konstruksi” - SFAS 34 (Revised 2010), “Construction

Contracts” - PSAK 36 (Revisi 2010), “Akuntansi untuk

Asuransi Jiwa” - SFAS 36 (Revised 2010), “Accounting for

Life Insurance” - PSAK 45 (Revisi 2011), “Pelaporan

Keuangan Entitas Nirlaba” - SFAS 45 (Revised 2010), “Financial

Reporting for Non-Profit Organisations” - PSAK 46 (Revisi 2010), “Pajak Penghasilan” - SFAS 46 (Revised 2010), “Income Taxes” - PSAK 50 (Revisi 2010), “Instrumen

Keuangan: Penyajian” - SFAS 50 (Revised 2010), “Financial

Instruments: Presentation” - PSAK 53 (Revisi 2010), “Pembayaran

Berbasis Saham” - SFAS 53 (Revised 2010), “Share-Based

Payments” - PSAK 55 (Revisi 2010), “Instrumen

Keuangan: Pengakuan dan Pengukuran” - SFAS 55 (Revised 2010), “Financial

Instruments: Recognition and Measurement”

- PSAK 56 (Revisi 2011), “Laba per Saham” - SFAS 56 (Revised 2010), “Earnings per Share”

- PSAK 61, “Akuntansi Hibah Pemerintah dan Pengungkapan Bantuan Pemerintah”

- SFAS 61, “Accounting for Government Grants and Disclosures of Government Assistance”

- PSAK 62, “Kontrak Asuransi” - SFAS 62, “Insurance Contracts” - PSAK 63, “Pelaporan Keuangan dalam

Ekonomi Hiperinflasi” - PSAK 64, “Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi

pada Pertambangan Sumber Daya Mineral”

- SFAS 63, “Financial Reporting in Hyperinflationary Economies”

- SFAS 64, “Exploration and Evaluation of Mineral Resources”

- ISAK 13, “Lindung Nilai Investasi Neto dalam Kegiatan Usaha Luar Negeri”

- ISFAS 13, “Hedges of a Net Investment in a Foreign Operation”

- ISAK 15 - “PSAK 24 – Batasan Aset Imbalan Pasti, Persyaratan Pendanaan Minimum dan Interaksinya”

- ISFAS 15 – “SFAS 24 - The Limit on a Defined Benefit Asset, Minimum Funding Requirements and their Interaction”

- ISAK 16, “Perjanjian Konsesi Jasa”

- ISFAS 16, “Service Concession Arrangements”

- ISAK 18, “Bantuan Pemerintah - Tidak Ada Relasi Spesifik dengan Aktivitas Operasi”

- ISFAS 18, “Government Assistance - No Specific Relation to Operating Activities”

- ISAK 19, “Aplikasi Pendekatan Penyajian Kembali pada PSAK 63: Pelaporan Keuangan dalam Ekonomi Hiperinflasi”

- ISFAS 19, “Applying the Restatement Approach under PSAK 63: Financial Reporting in Hyperinflationary Economies”

- ISAK 20, “Pajak Penghasilan - Perubahan dalam Status Pajak Entitas atau Para Pemegang Saham”

- ISFAS 20, “Income Taxes-Changes in the Tax Status of an Entity or its Shareholders”

- ISAK 22, “Perjanjian Konsesi Jasa: Pengungkapan”

- ISFAS 22, “Service Concession Arrangements: Disclosure”

- ISAK 23, “Sewa Operasi – Insentif” - ISFAS 23, “Operating Leases – Incentives”

- ISAK 24, “Evaluasi Substansi Beberapa Transaksi yang Melibatkan suatu Bentuk Legal Sewa”

- ISFAS 24 “Evaluating the Substance of Transactions Involving the Legal Form of a Lease”

- ISAK 25, “Hak atas Tanah” - ISFAS 25, “Land Rights” - ISAK 26, “Penilaian Ulang Derivatif Melekat” - ISFAS 26, “Re-Assessment of Embedded

Derivatives”

411


PT PERTAMINA EP










Pencabutan standar dan interpretasi ini tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan dan tidak material atas jumlah yang dilaporkan atas tahun berjalan atau tahun-tahun sebelumnya:

The withdrawal of the following standards and interpretations did not result in significant changes to the Company‟s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial years:

- PSAK 11, “Penjabaran Laporan Keuangan

dalam Mata Uang Asing” - SFAS 11, “Translation of Financial

Statements in Foreign Currencies” - PSAK 27, “Akuntansi Koperasi” - SFAS 27, “Accounting for Cooperatives” - PSAK 29, “Akuntansi Minyak dan Gas Bumi” - SFAS 29, “Accounting for Oil and Gas” - PSAK 39, “Akuntansi Kerja Sama Operasi”

- SFAS 39, “Accounting for Joint Operations”

- PSAK 47, “Akuntansi untuk Tanah” - SFAS 47, “Accounting for Land” - PSAK 52, “Mata Uang Pelaporan” - SFAS 52, “Reporting Currencies” - ISAK 4, “Alternatif Perlakuan yang Diizinkan

atas Selisih Kurs” - ISFAS 4, “Allowed Alternative Treatment

of Foreign Exchange Difference” - ISAK 5, “Pelaporan Perubahan Nilai Wajar

Investasi Efek dalam Kelompok Tersedia untuk Dijual”

- ISFAS 5, “Reporting Changes in Fair Value of Securities Included in Available for Sale Investment”

Selain itu, Perusahaan sedang mengevaluasi dampak yang revisi atas PSAK 38, “Kombinasi Bisnis pada Entitas Sepengendali” dan pencabutan atas PSAK 51, “Akuntansi Kuasi-Reorganisasi (PPSAK 10)” yang wajib diterapkan untuk periode pelaporan keuangan yang dimulai pada atau setelah 1 Januari 2013.

Besides these, the Company is still evaluating the possible impact of the revision on SFAS 38, “Business Combinations on Entities under Common Control” and withdrawal of SFAS 51, “Quasi Reorganisation (PPSAK 10)” which are mandatory for financial reporting periods beginning on or after 1 January 2013.

c. Penjabaran Mata Uang Asing c. Foreign Currency Translation

i. Mata uang fungsional dan penyajian i. Functional and presentation currency

Akun-akun yang tercakup dalam laporan keuangan Perusahaan diukur menggunakan mata uang dari lingkungan ekonomi utama di mana entitas beroperasi (“mata uang fungsional”). Laporan keuangan disajikan dalam Dolar AS, yang merupakan mata uang fungsional dan penyajian Perusahaan.

Items included in the financial statements of the Company are measured using the currency of the primary economic environment in which the entity operates (the “functional currency”). The financial statements are presented in US Dollars, which is the Company‟s functional and presentation currency.

412


PT PERTAMINA EP







c. Penjabaran Mata Uang Asing (lanjutan) c. Foreign Currency Translation (continued)

ii. Transaksi dan saldo ii. Transaction and balances

Transaksi dalam mata uang selain mata uang Dolar AS dijabarkan menjadi Dolar AS menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi. Keuntungan dan kerugian selisih kurs yang berasal dari pembayaran atas transaksi-transaksi tersebut dan dari penjabaran aset dan liabilitas moneter dalam mata uang selain Dolar AS menggunakan kurs yang berlaku pada akhir tahun diakui dalam laba rugi.

Transactions denominated in currencies other than US Dollars are converted into US Dollars at the exchange rate prevailing at the date of the transaction. Foreign exchange gains and losses resulting from the settlement of such transactions and from the translation at year-end exchange rates of monetary assets and liabilities in currencies other than US Dollars are recognised in profit or loss.

Kurs yang digunakan pada tanggal 31 Desember, berdasarkan kurs tengah yang diterbitkan Bank Indonesia, adalah sebagai berikut (dalam Dolar AS penuh):

As at 31 December, the exchange rates used, based on the middle rates published by Bank Indonesia (the Central Bank of Indonesia), were as follows (US Dollars full amount):

2012 2011

Rupiah 10.000 (“Rp”) 0.97 0.90 Rupiah 10,000 (“Rp”)

d. Kas dan Setara Kas d. Cash and Cash Equivalents

Kas dan setara kas termasuk kas, bank dan deposito berjangka yang jatuh tempo dalam jangka waktu tiga bulan atau kurang sejak tanggal penempatan dan tidak digunakan sebagai jaminan atau tidak dibatasi penggunaannya.

Cash and cash equivalents are cash on hand, cash in banks and time deposits with maturity periods of three months or less at the time of placement and which are not used as collateral or are not restricted.

Laporan arus kas disusun menggunakan metode langsung dengan mengklasifikasikan arus kas berdasarkan aktivitas operasi, investasi, dan pendanaan. Untuk tujuan laporan arus kas, kas dan setara kas disajikan setelah dikurangi cerukan.

The statements of cash flows have been prepared using the direct method by classifying the cash flows on the basis of operating, investing and financing activities. For the purpose of the statements of cash flows, cash and cash equivalents are presented net of overdrafts.

e. Piutang Usaha e. Trade Receivables

Piutang usaha adalah jumlah tagihan dari pelanggan untuk penjualan minyak dan gas bumi yang dilakukan dalam kegiatan usaha biasa. Jika piutang diharapkan tertagih dalam satu tahun atau kurang, piutang tersebut dikelompokkan sebagai aset lancar. Jika tidak, piutang tersebut disajikan sebagai aset tidak lancar.

Trade receivables are amounts due from customers for crude oil and natural gas sales performed in the ordinary course of business. If collections is expected in one year or less, they are classified as current assets. If not, they are presented as non-currents assets.

Piutang usaha pada awalnya diakui sebesar nilai wajar dan kemudian diukur sebesar biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif, dikurangi dengan provisi untuk penurunan nilai.

Trade receivables are recognised initially at fair value and subsequently measured at amortised cost using the effective interest method, less any provision for impairment.

413


PT PERTAMINA EP







f. Persediaan f. Inventories

Persediaan consumable seperti suku cadang, bahan bakar, pelumas, bahan kimia, dan perlengkapan dinilai dengan harga perolehan dikurangi provisi persediaan usang dan bergerak lambat. Persediaan consumable diakui dalam laba rugi pada saat digunakan dalam. Harga perolehan ditentukan dengan metode metode harga rata-rata tertimbang. Provisi persediaan usang dan bergerak lambat ditentukan berdasarkan estimasi penggunaan atau penjualan masing-masing jenis persediaan pada masa mendatang.

Consumable inventories such as spare parts, fuel, lubricants, chemicals and supplies are valued at clost less a provision for obsolete and slow moving inventory. Consumable inventories are charged to profit or loss in the period in which they are consumed during operation. Cost is determined based on the weighted average cost method. A provision for obsolete and slow moving inventory is determined on the basis of estimated future usage or sale of individual inventory items.

g. Aset Keuangan g. Financial Assets

1. Klasifikasi, pengakuan dan pengukuran 1. Classifications, recognition and measurement

Perusahaan mengklasifikasikan aset keuangan dalam kategori berikut: (i) nilai wajar melalui laba rugi, (ii) dimiliki hingga jatuh tempo, (iii) pinjaman dan piutang, dan (iv) tersedia untuk dijual. Klasifikasi ini tergantung pada tujuan saat aset keuangan tersebut diperoleh. Manajemen menentukan klasifikasi aset keuangan tersebut pada saat pengakuan awal.

The Company classifies its financial assets into the following categories: (i) at fair value through profit or loss, (ii) held-to-maturity, (iii) loans and receivables and (iv) available-for-sale. The classification depends on the purpose for which the financial assets were acquired. Management determines the classification of its financial assets at initial recognition.

i. Aset keuangan yang diukur pada nilai

wajar melalui laba rugi i. Financial assets at fair value through

profit or loss

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi adalah aset keuangan yang dimiliki untuk diperdagangkan. Aset keuangan yang diklasifikasikan dalam kelompok ini jika diperoleh terutama untuk tujuan dijual dalam jangka pendek. Derivatif juga diklasifikasikan sebagai kelompok diperdagangkan kecuali yang merupakan instrumen lindung nilai. Aset dalam kategori ini diklasifikasikan sebagai aset lancar jika diharapkan dapat direalisasikan dalam 12 bulan; sebaliknya, aset diklasifikasikan sebagai tidak lancar.

Financial assets at fair value through profit or loss are financial assets held for trading. A financial asset is classified in this category if acquired principally for the purpose of selling in the short-term. Derivatives are also categorised as held for trading unless they are designated as hedges. Assets in this category are classified as current assets if expected to be settled within 12 months; otherwise, they are classified as non-current.

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi, pada awalnya diakui sebesar nilai wajar dan biaya transaksi dibebankan dalam laba rugi, dan kemudian diukur sebesar nilai wajarnya.

Financial assets carried at fair value through profit or loss are initially recognised at fair value, and transaction costs are expensed in profit or loss, and subsequently carried at fair value.

414


PT PERTAMINA EP







g. Aset Keuangan (lanjutan) g. Financial Assets (continued)

1. Klasifikasi, pengakuan dan pengukuran (lanjutan)

1. Classifications, recognition and measurement (continued)

i. Aset keuangan yang diukur pada nilai

wajar melalui laba rugi (lanjutan) i. Financial assets at fair value through

profit or loss (continued) Keuntungan atau kerugian yang timbul dari perubahan nilai wajar dari aset keuangan ini disajikan dalam laba rugi sebagai ”keuntungan (kerugian) lainnya – neto” dalam tahun terjadinya. Pendapatan dividen dari aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi ini diakui dalam laba rugi sebagai bagian dari pendapatan lainnya pada saat ditetapkannya hak Perusahaan untuk menerima pembayaran tersebut. Pendapatan bunga aset keuangan tersebut dicatat sebagai “pendapatan keuangan”.

Gains or losses arising from changes in the fair value of the financial assets are presented in profit or loss within “other gains/(losses) – net” in the year in which they arised. Dividend income from the financial assets at fair value through profit or loss is recognised in profit or loss as part of other income when the Company‟s right to receive payments is established. Interest income from these financial assets is included within “finance income”.

ii. Investasi dimiliki hingga jatuh tempo ii. Held-to-maturity investments

Investasi dimiliki hingga jatuh tempo adalah aset keuangan non-derivatif dengan pembayaran tetap atau telah ditentukan dan jatuh temponya telah ditetapkan, serta Perusahaan mempunyai intensi positif dan kemampuan untuk memiliki aset keuangan tersebut hingga jatuh tempo, kecuali:

Held-to-maturity investments are non-derivative financial assets with fixed or determined payments and fixed maturities that the Company has the positive intention and ability to hold to maturity, except for:

a. investasi yang pada saat pengakuan

awal ditetapkan sebagai aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi;

a. investments that upon initial recognition are designated as financial assets at fair value through profit or loss;

b. investasi yang ditetapkan oleh entitas

sebagai tersedia untuk dijual; dan b. investments that are designated in

the category of available-for-sale; and

c. investasi yang memenuhi definisi

pinjaman yang diberikan dan piutang. c. investments that meet the definition

of loans and receivables.

Mereka diklasifikasikan sebagai aset tidak lancar kecuali investasinya jatuh tempo atau manajemen bermaksud untuk melepasnya dalam waktu 12 bulan sejak akhir tahun pelaporan.

They are included in non-current assets unless the investment matures or management intends to dispose of them within 12 months of the end of the reporting year.

415


PT PERTAMINA EP








1. Klasifikasi, pengakuan dan pengukuran (lanjutan)

1. Classifications, recognition and measurement (continued)

ii. Investasi dimiliki hingga jatuh tempo

(lanjutan) ii. Held-to-maturity investments

(continued) Investasi dimiliki hingga jatuh tempo pada awalnya diakui sebesar nilai wajar termasuk biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung dan kemudian dicatat sebesar biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif.

Held-to-maturity investments are initially recognised at fair value including directly attributable transaction costs and subsequently carried at amortised cost using the effective interest method.

Bunga dari investasi tersebut yang dihitung dengan menggunakan metode suku bunga efektif diakui dalam laba rugi sebagai bagian dari pendapatan keuangan.

Interest on the investments calculated using the effective interest method is recognised in profit or loss as part of finance income.

iii. Pinjaman yang diberikan dan piutang iii. Loans and receivables

Pinjaman yang diberikan dan piutang adalah aset keuangan non-derivatif dengan pembayaran tetap atau telah ditentukan dan tidak mempunyai kuotasi di pasar aktif. Mereka diklasifikasikan sebagai aset lancar kecuali untuk yang jatuh temponya lebih dari 12 bulan setelah akhir tahun pelaporan. Aset keuangan ini diklasifikasikan sebagai aset tidak lancar. Piutang Perusahaan dan Pinjaman yang diberikan terdiri dari kas dan setara kas, piutang usaha dan piutang lainnya.

Loans and receivables are non-derivative financial assets with fixed or determinable payments that are not quoted in an active market. They are included in current assets, except for those with maturities more than 12 months after the end of the reporting year. These are classified as non-current assets. Receivables and loans of the Company consist of cash and cash equivalents, trade receivables and other receivables.

Pinjaman yang diberikan dan piutang pada awalnya diakui sebesar nilai wajar termasuk biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung dan kemudian diukur sebesar biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif.

Loans and receivables are initially recognised at fair value including directly attributable transaction costs and subsequently carried at amortised cost using the effective interest method.

iv. Aset keuangan tersedia untuk dijual iv. Available-for-sale financial assets

Aset keuangan tersedia untuk dijual adalah aset keuangan non-derivatif yang ditetapkan sebagai tersedia untuk dijual atau yang tidak diklasifikasikan pada kategori yang lain. Mereka diklasifikasikan dalam aset tidak lancar kecuali investasinya jatuh tempo atau manajemen bermaksud untuk melepasnya dalam waktu 12 bulan setelah akhir tahun pelaporan.

Available-for-sale financial assets are non-derivative financial assets that are either designated as available-for-sale or that are not classified in any other categories. They are included in non-current assets unless the investment matures or management intends to dispose of them within 12 months of the end of the reporting year.

416


PT PERTAMINA EP








1. Klasifikasi, pengakuan dan pengukuran

(lanjutan) 1. Classifications, recognition and

measurement (continued)

iv. Aset keuangan tersedia untuk dijual (lanjutan)

iv. Available-for-sale financial assets (continued)

Aset keuangan yang tersedia untuk dijual pada awalnya diakui sebesar nilai wajar, ditambah biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung. Setelah pengakuan awal, aset keuangan tersebut diukur sebesar nilai wajar, dimana keuntungan atau kerugian diakui dalam pendapatan komprehensif lainnya, kecuali untuk kerugian akibat penurunan nilai dan keuntungan atau kerugian akibat perubahan nilai tukar, sampai aset keuangan tersebut dihentikan pengakuannya. Jika suatu aset keuangan tersedia untuk dijual terjual atau mengalami penurunan nilai, maka akumulasi keuntungan atau kerugian yang sebelumnya telah diakui di pendapatan komprehensif lainnya dalam ekuitas, diakui dalam laba rugi sebagai keuntungan dan kerugian atas investasi sekuritas.

Available-for-sale financial assets are initially recognised at fair value, including directly attributable transaction costs. Subsequently, the financial assets are carried at fair value, with gains or losses recognised in other comprehensive income, except for impairment losses and foreign exchange gains or losses, until the financial assets are derecognised. If the available-for-sale financial assets are sold or impaired, the cumulative gain or loss previously recognised in other comprehensive income within equity, is recognised in profit or loss as gains and losses on investment securities.

Bunga atas sekuritas yang tersedia untuk dijual yang dihitung dengan metode suku bunga efektif diakui didalam laba rugi sebagai bagian dari pendapatan bunga. Dividen atas instrumen ekuitas yang tersedia untuk dijual diakui didalam laba rugi sebagai bagian dari pendapatan lain-lain pada saat hak Perusahaan untuk menerima pembayaran tersebut ditetapkan.

Interest on available-for-sale securities calculated using the effective interest method is recognised in profit or loss as part of finance income. Dividends on available-for-sale equity instruments are recognised in profit or loss as part of other income when the Company‟s right to receive the payments is established.

2. Penghentian pengakuan 2. Derecognition

Aset keuangan dihentikan pengakuannya apabila hak untuk menerima arus kas dari suatu investasi telah berakhir atau telah ditransfer dan Perusahaan telah mentransfer secara substansial seluruh risiko dan manfaat atas kepemilikan aset keuangan tersebut.

Financial assets are derecognised when the rights to receive cash flows from the investments have expired or have been transferred and the Company has transferred substantially all of the risks and rewards of ownership.

417


PT PERTAMINA EP








3. Saling hapus antar instrumen keuangan 3. Offsetting financial instruments

Aset keuangan dan liabilitas keuangan saling hapus dan nilai netonya disajikan dalam laporan posisi keuangan jika terdapat hak yang dapat dipaksakan secara hukum untuk melakukan saling hapus atas jumlah yang telah diakui tersebut dan terdapat maksud untuk menyelesaikan secara neto, atau merealisasikan aset dan menyelesaikan liabilitas secara simultan.

Financial assets and liabilities are offset and the net amount is reported in the statement of financial position when there is a legally enforceable right to offset the recognised amounts and there is an intention to settle on a net basis, or realise the asset and settle the liability simultaneously.

h. Penurunan Nilai dari Aset Keuangan h. Impairment of Financial Assets

1. Aset yang dicatat berdasarkan biaya perolehan diamortisasi

1. Assets carried at amortised cost

Pada setiap akhir tahun pelaporan, Perusahaan mengevaluasi apakah terdapat bukti yang objektif bahwa aset keuangan atau kelompok aset keuangan mengalami penurunan nilai. Aset keuangan atau kelompok aset keuangan diturunkan nilainya dan kerugian penurunan nilai telah terjadi, jika dan hanya jika, terdapat bukti yang objektif mengenai penurunan nilai tersebut sebagai akibat dari satu atau lebih peristiwa yang terjadi setelah pengakuan awal aset tersebut (peristiwa yang merugikan), dan peristiwa yang merugikan tersebut berdampak pada estimasi arus kas masa depan atas aset keuangan atau kelompok aset keuangan yang dapat diestimasi secara andal.

At the end of each reporting year, the Company assesses whether there is objective evidence that a financial asset or group of financial assets is impaired. A financial asset or a group of financial assets is impaired and impairment losses are incurred only if there is objective evidence of impairment as a result of one or more events that occurred after the initial recognition of the asset (a “loss event”) and that loss event (or events) has an impact on the estimated future cash flows of the financial asset or a group of financial assets that can be reliably estimated.

Bukti penurunan nilai termasuk indikasi bahwa debitur atau kelompok debitur sedang mengalami kesulitan keuangan signifikan, terjadi wanprestasi atau tunggakan pembayaran pokok atau bunga, terdapat kemungkinan bahwa debitur akan dinyatakan pailit atau melakukan reorganisasi keuangan lainnya, dan dimana data yang dapat diobservasi mengindikasikan adanya penurunan yang dapat diukur atas estimasi arus kas masa depan, seperti perubahan dalam tunggakan atau kondisi ekonomi yang berkorelasi dengan wanprestasi.

Evidence of impairment may include indications that the debtors or a group of debtors is experiencing significant financial difficulty, default or delinquency in interest or principal payments, the probability that they will enter bankruptcy or other financial reorganisation, and where observable data indicate that there is a measurable decrease in the estimated future cash flows, such as changes in arrears or economic conditions that correlate with defaults.

418


PT PERTAMINA EP







h. Penurunan Nilai dari Aset Keuangan

(lanjutan) h. Impairment of Financial Assets (continued)

1. Aset yang dicatat berdasarkan biaya

perolehan diamortisasi (lanjutan) 1. Assets carried at amortised cost

(continued)

Untuk investasi dalam kategori pinjaman yang diberikan dan piutang atau dimiliki hingga jatuh tempo yang diukur sebesar biaya perolehan diamortisasi, jumlah kerugian diukur sebagai selisih nilai tercatat aset dengan nilai kini estimasi arus kas masa depan (tidak termasuk kerugian kredit yang belum terjadi) yang didiskonto menggunakan suku bunga efektif awal dari aset tersebut. Nilai tercatat aset tersebut dikurangi, baik secara langsung atau menggunakan pos cadangan. Jumlah kerugian yang terjadi diakui pada laba rugi. Jika investasi dalam kategori pinjaman atau dimiliki hingga jatuh tempo memiliki suku bunga variabel, tingkat diskonto yang digunakan untuk mengukur kerugian penurunan nilai adalah suku bunga efektif kini yang ditentukan berdasarkan kontrak. Untuk praktisnya, Perusahaan dapat mengukur penurunan nilai dengan basis nilai wajar instrumen menggunakan harga pasar yang dapat diobservasi.

For the loans and receivables category or held-to-maturity investments carried at amortised cost, the amount of the loss is measured as the difference between the asset‟s carrying amount and the present value of the estimated future cash flow (excluding future credit losses that have not been incurred) discounted at the financial asset‟s original effective interest rate. The carrying amount of the asset is reduced either directly or through the use of an allowance account. The amount of the loss is recognised in profit or loss. If a loan or held-to-maturity investment has a variable interest rate, the discount rate for measuring any impairment loss is the current effective interest rate determined under the contract. As a practical expedient, the Company may measure impairment on the basis of an instrument‟s fair value using an observable market price.

Jika, pada tahun berikutnya, jumlah kerugian penurunan nilai berkurang dan pengurangan tersebut dapat dikaitkan secara objektif pada peristiwa yang terjadi setelah penurunan nilai diakui (seperti meningkatnya peringkat kredit debitur), maka kerugian penurunan nilai yang sebelumnya diakui harus dibalik, baik secara langsung, atau dengan menyesuaikan pos cadangan. Pembalikan tidak boleh mengakibatkan nilai tercatat aset keuangan melebihi biaya perolehan diamortisasi sebelum adanya pengakuan penurunan nilai pada tanggal dilakukan pembalikan penurunan nilai. Jumlah pembalikan aset keuangan diakui dalam laba rugi.

If, in a subsequent year, the amount of the impairment loss decreases and the decrease can be related objectively to an event occurring after the impairment was recognised (such as an improvement in the debtor‟s credit rating), the previously recognised impairment loss will be reversed either directly or by adjusting an allowance account. The reversal can not result in the carrying of a financial asset that exceeds what the amortised cost would have been had the impairment not been recognised at the date at which the impairment was reversed. The reversal amount will be recognised in profit or loss.

419


PT PERTAMINA EP







h. Penurunan Nilai dari Aset Keuangan

(lanjutan) h. Impairment of Financial Assets (continued)

2. Aset yang tersedia untuk dijual 2. Assets classified as available-for-sale

Pada akhir setiap tahun pelaporan Perusahaan mengevaluasi apakah terdapat bukti objektif bahwa aset keuangan atau kelompok aset keuangan mengalami penurunan nilai. Untuk sekuritas utang, Perusahaan menggunakan kriteria pada poin 1 di atas. Dalam hal investasi ekuitas yang diklasifikasikan sebagai tersedia untuk dijual, penurunan yang signifikan atau berkepanjangan pada nilai wajar sekuritas di bawah biaya perolehan juga merupakan bukti bahwa aset tersebut mengalami penurunan nilai. Jika bukti tersebut ada pada aset keuangan tersedia untuk dijual, kerugian kumulatif - diukur sebagai selisih antara biaya perolehan (setelah dikurangi pembayaran pokok dan amortisasi) dan nilai wajar kini, dikurangi kerugian penurunan nilai atas aset keuangan tersebut yang sebelumnya diakui dalam laba rugi - direklasifikasi dari ekuitas ke laba rugi atas penyesuaian reklasifikasi meskipun aset keuangan belum dihentikan pengakuannya. Kerugian penurunan nilai yang telah diakui dalam laba rugi atas investasi dalam bentuk instrumen ekuitas yang diklasifikasikan dalam kelompok tersedia untuk dijual tidak dibalik melalui laba rugi.

The Company assesses at the end of each reporting year whether there is objective evidence that a financial asset or a group of financial assets is impaired. For debt securities, the Company uses the criteria referred to in point 1 above. In the case of equity investments classified as available-for- sale, a significant or prolonged decline in the fair value of the security below its cost is also evidence that the assets are impaired. If any such evidence exists for available-for-sale financial assets, the cumulative loss - measured as the difference between the acquisition cost (net of any principal repayment and amortisation) and the current fair value, less any impairment loss on that financial asset previously recognised in profit or loss – is reclassified from equity to profit or loss as a reclassification adjustment even though the financial asset has not been derecognised. Impairment losses recognised in profit or loss for an investment in an equity instrument classified as available-for-sale is not reversed through profit or loss.

Jika, pada tahun berikutnya, nilai wajar instrumen utang yang diklasifikasikan dalam kelompok tersedia untuk dijual meningkat dan peningkatan tersebut dapat secara objektif dihubungkan dengan peristiwa yang terjadi setelah pengakuan kerugian penurunan nilai dalam laba rugi, maka kerugian penurunan nilai tersebut harus dipulihkan melalui laba rugi.

If, in a subsequent year, the fair value of a debt instrument classified as available-for-sale increases and the increase can be objectively related to an event occurring after the impairment loss was recognised in profit or loss, the impairment loss is reversed through profit or loss.

i. Aset Minyak dan Gas Bumi i. Oil and Gas Properties

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

Pengeluaran-pengeluaran sehubungan dengan kegiatan eksplorasi dan evaluasi minyak dan gas bumi dicatat dengan menggunakan metode akuntansi successful efforts. Biaya-biaya yang terjadi diakumulasikan berdasarkan lapangan per lapangan.

Oil and natural gas exploration and evaluation expenditures are accounted for using the „successful efforts‟ method of accounting. Costs are accumulated on a field by field basis.

Biaya geologi dan geofisika, termasuk survei seismik untuk tujuan eksplorasi dibebankan pada saat terjadi.

Geological and geophysical costs, including seismic surveys for exploration purposes are expensed as incurred.

420


PT PERTAMINA EP







i. Aset Minyak dan Gas Bumi (lanjutan) i. Oil and Gas Properties (continued)

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

(continued) Biaya-biaya pengeboran sumur eksplorasi dan biaya-biaya pengeboran sumur tes stratigrafi, dikapitalisasi sebagai bagian dari aset dalam penyelesaian - sumur eksplorasi dan evaluasi di dalam aset minyak dan gas bumi hingga ditentukan apakah sumur tersebut menemukan cadangan terbukti. Pada saat sumur tersebut menemukan cadangan terbukti, kapitalisasi biaya pengeboran sumur dievaluasi terhadap penurunan nilai dan ditransfer menjadi aset dalam penyelesaian - sumur pengembangan (walaupun sumur tersebut nantinya tidak akan dijadikan sumur produksi). Namun demikian, apabila sumur tersebut tidak menemukan cadangan terbukti, biaya pengeboran sumur yang telah dikapitalisasi akan dibebankan ke dalam laba rugi.

The costs of drilling exploratory wells and the costs of drilling exploratory-type stratigraphic test wells are capitalised as part of assets under construction-exploratory and evaluation wells within oil and gas properties pending determination of whether the well has found proved reserves. Once the wells have found proved reserves, the capitalised costs of drilling the wells are tested for impairment and transferred to assets under construction - development wells (even though the well may not be completed as a producing well). However, when the well has not found proved reserves, the capitalised costs of drilling the well are then charged to profit or loss.

2. Aset Pengembangan 2. Development Assets

Biaya-biaya pengeboran sumur pengembangan termasuk biaya pengeboran sumur pengembangan yang tidak menghasilkan dan sumur pengembangan stratigrafi bersama dengan aset eksplorasi dan evaluasi dikapitalisasi sebagai bagian dari aset dalam penyelesaian-sumur pengembangan hingga proses pengeboran selesai. Pada saat pengembangan sumur di lapangan tertentu telah selesai, maka sumur tersebut akan ditransfer menjadi sumur produksi.

The costs of drilling development wells including the costs of drilling unsuccessful development wells and development-type stratigraphic wells together with the reclassified exploration and evaluation assets are capitalised as part of assets under construction-development wells until drilling is completed. When the development well is completed on a specific field, it is transferred to the production wells.

3. Aset Produksi 3. Production Assets

Aset produksi merupakan agregasi aset eksplorasi dan evaluasi dan pengeluaran pengembangan yang berhubungan dengan sumur berproduksi. Aset produksi dideplesikan menggunakan metode unit produksi berdasarkan cadangan terbukti sejak dimulainya produksi komersialnya dari masing-masing lapangan.

Production assets are aggregated exploration and evaluation assets and development expenditures associated with the producing wells. Production assets are depleted using a unit-of-production method on the basis of proved reserves, from the date of commercial production of the respective field.

421


PT PERTAMINA EP








4. Aset Minyak dan Gas Bumi Lainnya 4. Other Oil and Gas Assets

Aset minyak dan gas bumi lainnya disusutkan berdasarkan metode garis lurus selama taksiran masa manfaat ekonomis atau masa KKS, mana yang lebih rendah, sebagai berikut:

Other oil and gas assets are depreciated using the straight-line method over the lesser of their estimated useful lives or the term of the Cooperation Contract as follows:

Tahun/Years

Instalasi Pabrik LPG Bangunan Harta bergerak

3 10 5 2

- - - -

30 20 30 27

Installations LPG plant Buildings

Moveable equipment

Tanah dan hak atas tanah dinyatakan berdasarkan biaya perolehan dan tidak disusutkan.

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

Masa manfaat dan metode penyusutan ditelaah, dan disesuaikan jika diperlukan, setidaknya setiap akhir tahun. Dampak dari setiap revisi diakui dalam laba rugi, ketika perubahan terjadi.

The useful lives and methods of depreciation of assets are reviewed, and adjusted prospectively if appropriate, at least at each financial year end. The effect of any revisions are recognised in profit or loss, when the changes arise.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal aset diakui sebagai bagian dari nilai tercatat aset atau sebagai aset yang terpisah, sebagaimana mestinya, hanya apabila kemungkinan besar Perusahaan akan mendapatkan manfaat ekonomis masa depan berkenaan dengan aset tersebut dan biaya perolehan aset dapat diukur dengan handal. Nilai tercatat komponen yang diganti tidak lagi diakui. Biaya perbaikan dan pemeliharaan dibebankan ke dalam laba rugi dalam tahun dimana biaya-biaya tersebut terjadi.

Subsequent costs are included in the asset‟s carrying amount or recognised as a separate asset, as appropriate, only when it is probable that future economic benefits associated with the item will flow to the Company and the cost of the item can be measured reliably. The carrying amount of the replaced part is derecognised. All other repairs and maintenance are charged to profit or loss during the financial year in which they are incurred.

Akumulasi biaya atas pembangunan, instalasi, atau penyelesaian bangunan, pabrik dan fasilitas infrastruktur seperti anjungan dan saluran pipa dikapitalisasi sebagai aset dalam penyelesaian - lain-lain. Biaya-biaya ini direklasifikasi kepada aset tetap pada saat pembangunan atau instalasi telah selesai. Depresiasi juga mulai dibebankan pada saat tersebut. Nilai tercatat aset tetap yang tidak digunakan lagi atau diserahkan pada pemerintah, dikeluarkan dari laporan keuangan, dan keuntungan dan kerugian yang timbul akibat pelepasan aset tetap tersebut diakui dalam laba rugi pada akun “keuntungan/(kerugian) lainnya, bersih”.

The accumulated costs of the construction, installation or completion of buildings, plant and infrastructure facilities such as platforms and pipelines are capitalised as assets under construction - others. These costs are reclassified to the fixed asset accounts when the construction or installation is completed. Depreciation is charged from that date. For assets which are no longer utilised or surrendered to the government, the carrying amounts are eliminated from the financial statements and the resulting gains or losses on disposals of fixed assets are recognised in profit or loss within “other gains/(losses), net”.

422


PT PERTAMINA EP








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

Operation

Aset bersama adalah aset dimana setiap pihak mempunyai hak dan kepemilikan bersama. Setiap pihak memiliki hak eksklusif untuk mendapatkan bagian dari aset dan manfaat ekonomis yang dihasilkan oleh aset tersebut.

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

Pada unitisasi, operator dan non-operator mempersatukan aset mereka di dalam satu lapangan produksi untuk membentuk satu unit produksi dan sebagai imbalan menerima kepemilikan di dalam unit tersebut. Dengan demikian, operasi unitisasi adalah perjanjian pengendalian bersama aset. Berdasarkan perjanjian ini, Perusahaan mencatat bagiannya atas pengendalian bersama aset, setiap liabilitas yang terjadi, bagiannya atas liabilitas yang terjadi bersama dengan pihak lain yang berkaitan dengan perjanjian bersama, setiap penghasilan dari penjualan atau penggunaan bagiannya atas output ventura bersama, bersama dengan bagiannya atas beban yang terjadi pada ventura bersama. Apabila Perusahaan sebagai operator, Perusahaan akan mengakui piutang dari pihak non-operator (sebesar porsi pihak non-operator atas beban dan pengeluaran modal yang ditanggung oleh operator); jika sebaliknya, Perusahaan akan mengakui Utang kepada operator.

In a Unitisation, all the operating and non-operating participants pool their assets in a producing field to form a single unit and in return receive an undivided interest in that unit. As such, a unitisation operation is a jointly controlled asset arrangement. Under this arrangement, the Company records its share of the joint asset, any liabilities it incurs, its share of any liabilities incurred jointly with the other parties relating to the joint arrangement, any revenue from the sale or use of its share of the output of the joint asset and any expenses it incurs in respect of its interest in the joint arrangement. If the Company is the operator, the Company recognises receivables from the other parties (representing the other parties‟ share of expenses and capital expenditure borne by the operator); otherwise, the Company recognises payables to the operator.

j. Penurunan Nilai dari Aset Non-Keuangan j. Impairment of Non-Financial Assets

Sumur eksplorasi diuji untuk penurunan nilai pada saat akan direklasifikasi sebagai sumur pengembangan, atau apabila terdapat kejadian atau perubahan keadaan yang mengindikasikan bahwa nilai tercatat tidak dapat dipulihkan. Rugi penurunan nilai diakui sebesar jumlah dimana nilai tercatat dari sumur eksplorasi tersebut melebihi jumlah terpulihkan, yang merupakan nilai tertinggi antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakai dari sumur eksplorasi. Dalam rangka menguji penurunan nilai, aset dikelompokkan kepada unit penghasil kas yang ada dari lapangan produksi yang terletak di wilayah geografis yang sama. Rugi penurunan nilai diakui dalam laba rugi. Pemulihan penyisihan penurunan nilai diakui sebagai pendapatan dalam tahun dimana pemulihan tersebut terjadi.

Exploration wells are tested for impairment when reclassified to development wells, or whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. An impairment loss is recognised for the amount by which the carrying amount of the exploration wells exceed their recoverable amount, which is the higher of the fair value less cost to sell or value in use of the exploration wells. For the purpose of assessing impairment, assets are grouped at the existing cash generating units of production fields that are located in the same geographical region. Impairment losses are recognised in profit or loss. Reversal of impairment is recorded as income in the year when the reversal occurs.

423


PT PERTAMINA EP







j. Penurunan Nilai dari Aset Non-Keuangan

(lanjutan) j. Impairment of Non-Financial Assets

(continued)

Aset minyak dan gas bumi yang telah menemukan cadangan terbukti (aset pengembangan dan produksi) dan aset miyak dan gas bumi lainnya ditelaah untuk penurunan nilai ketika kejadian atau perubahan keadaan mengindikasikan bahwa nilai tercatat tidak dapat dipulihkan. Rugi penurunan nilai diakui sebesar jumlah dimana nilai tercatat dari aset tersebut melebihi jumlah terpulihkan, yang merupakan nilai tertinggi antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakai dari aset tersebut. Dalam rangka menguji penurunan nilai, aset dikelompokkan hingga unit terkecil yang menghasilkan arus kas terpisah. Rugi penurunan nilai diakui dalam laba rugi. Pemulihan penyisihan penurunan nilai diakui sebagai pendapatan dalam tahun dimana pemulihan tersebut terjadi.

Proven oil and gas properties (development and producing assets) and other oil and gas assets are reviewed for impairment losses when events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. An impairment loss is recognised for the amount by which the carrying amount of such properties exceed their recoverable amount, which is the higher of the fair value less cost to sell of such assets or their value in use. For the purpose of assessing impairment, assets are grouped at the lowest levels for which there are separately identifiable cash flows. Impairment losses are recognised in profit or loss. Reversal of impairment is recorded as income in the year when the reversal occurs.

k. Utang Usaha

Utang usaha adalah kewajiban untuk membayar barang atau jasa yang telah diperoleh dari pemasok dalam kegiatan usaha biasa. Utang usaha dikelompokkan sebagai liabilitas jangka pendek apabila pembayaran jatuh tempo dalam waktu satu tahun atau kurang. Jika tidak, utang usaha tersebut disajikan sebagai liabilitas jangka panjang.

k. Trade Payables

Trade payables are obligations to pay for goods or services that have been acquired in the ordinary course of business from suppliers. Trade payables are classified as current liabilities if payment is due within one year or less. If not, they are presented as non-current liabilities.

Utang usaha pada awalnya diakui pada nilai wajar dan kemudian diukur pada harga perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif.

Trade payables are recognised initially at fair value and subsequently measured at amortised cost using the effective interest method.

l. Sewa l. Leases

Suatu sewa dimana porsi yang signifikan atas risiko dan manfaat kepemilikan aset masih tetap berada ditangan lessor, maka sewa tersebut diklasifikasikan sebagai sewa operasi. Pembayaran sewa operasi (dikurangi dengan insentif yang diterima dari lessor) dibebankan dalam laba rugi dengan metode garis lurus selama masa sewa.

Leases, in which a significant portion of the risks and rewards of ownership are retained by the lessor, are classified as operating leases. Payments made under operating leases (net of any incentives received from the lessor) are charged to profit or loss on a straight-line basis over the year of the lease.

Sewa aset tetap dimana Perusahaan memiliki secara substansi seluruh risiko dan manfaat kepemilikan aset diklasifikasikan sebagai sewa pembiayaan. Sewa pembiayaan dikapitalisasi pada awal masa sewa sebesar nilai yang lebih rendah antara nilai wajar aset sewa atau nilai kini pembayaran sewa minimum.

Leases of fixed assets, where the Company substantially has all the risks and rewards of ownership, are classified as finance leases. Finance leases are capitalised at the lease‟s commencement at the lower of the fair value of the leased property or the present value of the minimum lease payments.

424


PT PERTAMINA EP







l. Sewa (lanjutan) l. Leases (continued)

Setiap pembayaran sewa dialokasikan antara bagian yang merupakan pelunasan liabilitas dan bagian yang merupakan beban keuangan sedemikian rupa sehingga menghasilkan tingkat suku bunga yang konstan atas saldo pembiayaan. Unsur bunga dalam beban keuangan dibebankan dalam laba rugi selama masa sewa sedemikian rupa sehingga menghasilkan suatu tingkat suku bunga periodik yang konstan atas saldo liabilitas setiap tahun.

Each lease payment is allocated between the liability and finance charges so as to achieve a constant rate of interest on the outstanding finance balance. The interest element of the finance cost is charged to profits or loss over the lease period so as to produce a constant periodic rate of interest on the remaining balance of the liability for each year.

Aset tetap yang diperoleh melalui sewa pembiayaan disusutkan dengan metode yang sama dengan penyusutan aset tetap yang dimiliki sendiri. Jika tidak terdapat kepastian yang memadai bahwa Perusahaan akan memiliki aset tersebut pada akhir masa sewa, aset tersebut disusutkan selama jangka waktu yang lebih pendek antara umur manfaat aset atau masa sewa.

Fixed assets acquired under finance leases are depreciated similarly to owned assets. If there is no reasonable certainty that the Company will hold the ownership by the end of the lease term, the asset is depreciated over the shorter of the useful life of the asset or the lease term.

Penentuan apakah suatu perjanjian merupakan sewa didasarkan atas substansi perjanjian pada tanggal awal sewa dan bagaimana pemenuhan perjanjian tergantung pada penggunaan aset bersangkutan, dan perjanjian tersebut memberikan suatu hak untuk menggunakan aset yang dimaksud. Apabila perjanjian mengandung sewa, Perusahaan akan menilai apakah perjanjian sewa tersebut adalah sewa pembiayaan atau sewa operasi. Jika suatu perjanjian mengandung sewa, sewa yang mengalihkan secara substansial seluruh risiko dan manfaat yang terkait dengan kepemilikan aset akan diklasifikasikan sebagai sewa pembiayaan, sebaliknya akan diklasifikasikan sebagai sewa operasi.

The determination of whether an arrangement contains a lease is based on the substance of the arrangement at the inception date and whether the fulfillment of the arrangement is dependent on the use of a specific asset and the arrangement conveys a right to use the asset. If an arrangement contains a lease, the Company will assess whether such lease is a finance or operating lease. If an arrangement contains a lease, lease that transfers substantially to the lessee all of the risks and rewards incidental to ownership of the leased item, it is classified as a finance lease, otherwise it is classified as an operating lease.

m. Provisi m. Provision

1. Provisi untuk Biaya Pembongkaran dan

Restorasi Lokasi Aset 1. Provision for Decommissioning and

Site Restoration

Provisi untuk biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset dan kegiatan lainnya yang terkait dicatat untuk mengakui kewajiban hukum berkaitan dengan penarikan aset minyak mentah dan gas bumi termasuk penutupan dan peninggalan sumur, pembongkaran dan pembuangan pipa minyak dan gas bumi, dan fasilitas produksi yang berasal dari akuisisi, konstruksi atau pengembangan dan/atau operasi normal dari aset tersebut.

Provision for decommissioning, site restoration and other related activities provides for the legal obligations associated with the retirement of crude oil and gas properties including the plugging and abandonment of wells and removal and disposal of oil and natural gas pipelines, and production facilities that result from the acquisition, construction or development and/or the normal operation of such assets.

425


PT PERTAMINA EP







m. Provisi (lanjutan) m. Provision (continued)


Restorasi Lokasi Aset (lanjutan) 1. Provision for Decommissioning and

Site Restoration (continued)

Kewajiban ini diakui sebagai liabilitas pada saat timbulnya kewajiban hukum yang berkaitan dengan penarikan sebuah aset, dengan pengakuan awal dan sesudah sebesar nilai kini dari perkiraan pengeluaran yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban menggunakan tingkat diskonto sebelum pajak yang mencerminkan penilaian pasar atas nilai waktu uang dan risiko yang terkait dengan liabilitas yang bersangkutan. Peningkatan kewajiban ini sehubungan dengan berlalunya waktu diakui sebagai beban bunga. Aset yang dikapitalisasi akan disusutkan berdasarkan metode garis lurus selama taksiran masa manfaat ekonomis atau masa KKS, mana yang lebih rendah dan menggunakan metode unit produksi untuk aset produksi.

These obligations are recognised as liabilities when a legal obligation relating to the retirement of an asset is incurred, with the initial and subsequent measurement of the obligation at the present value of the expenditure expected to be required to be settle the obligation using a pre-tax rate that reflects current market assessments of the time value of money and the risks specific to the obligation. The increase in these obligations due to the passage of time is recognised as an interest expense. The capitalised assets are depreciated on a straight-line basis over the lesser of their estimated useful lives or the term of the Cooperation Contract for other oil and gas assets and using a unit-of-production method for the production assets.

Perubahan dalam pengukuran kewajiban tersebut yang timbul dari perubahan estimasi waktu atau jumlah pengeluaran sumber daya ekonomis (contohnya: arus kas) yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban tersebut, atau perubahan dalam tingkat diskonto, akan ditambahkan atau dikurangkan dari harga perolehan aset yang bersangkutan pada periode berjalan. Jumlah yang dikurangkan dari harga perolehan aset tidak boleh melebihi jumlah tercatatnya. Jika penurunan dalam liabilitas melebihi nilai tercatat aset, kelebihan tersebut segera diakui dalam laba rugi. Jika penyesuaian tersebut menghasilan penambahan pada harga perolehan aset, Perusahaan akan mempertimbangkan apakah hal ini mengindikasikan bahwa nilai tercatat aset yang baru mungkin tidak bisa dipulihkan secara penuh. Jika terdapat indikasi tersebut, Perusahaan akan melakukan pengujian penurunan nilai terhadap aset tersebut dengan melakukan estimasi nilai yang dapat dipulihkan dan akan mencatat kerugian dari penurunan nilai, jika ada.

The changes in the measurement of these obligations that result from changes in the estimated timing or amount of the outflow of resources embodying economic benefits (e.g cash flow) required to settle the obligation, or a change in the discount rate will be added to or deducted from, the cost of the related asset in the current period. The amount deducted from the cost of the asset should not exceed its carrying amount. If a decrease in the liability exceeds the carrying amount of the asset, the excess is recognised immediately in profit or loss. If the adjustment results in an addition to the cost of an asset, the Company will consider whether this is an indication that the new carrying amount of the asset may not be fully recoverable. If there is such an indication, the Company will test the asset for impairment by estimating its recoverable amount and will account for any impairment loss incurred, if any.

426


PT PERTAMINA EP









Restorasi Lokasi Aset (lanjutan) 1. Provision for Decommissioning and

Site Restoration (continued)

Provisi untuk biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset dan kegiatan lainnya yang terkait disajikan bersih setelah dikurangi kas yang dibatasi penggunaannya yang merupakan dana untuk tujuan pembongkaran, restorasi lokasi aset, dan aktivitas lain yang terkait. Dana ini disimpan dalam rekening bersama antara SKK MIGAS dan Perusahaan, dan hanya dapat digunakan untuk tujuan tersebut di atas dengan persetujuan dari SKK MIGAS atau ditransfer ke SKK MIGAS.

Provision for decommissioning, site restoration and other is related activities is presented net of restricted cash which represents the deposit for the decommissioning, site restoration, and other related activities. This deposit is maintained in a joint bank account held by SKK MIGAS and the Company and can only be used for such purposes with the approval of SKK MIGAS or they are transferred to SKK MIGAS.

Provisi untuk hal-hal yang berkaitan

dengan lingkungan yang tidak berkaitan dengan penarikan aset, dimana Perusahaan merupakan pihak yang bertanggung jawab, diakui ketika:

- Perusahaan memiliki kewajiban kini

(baik yang bersifat hukum maupun konstruktif), sebagai akibat peristiwa masa lalu;

Provision for environmental issues that may not involve the retirement of an asset, where the Company is a responsible party, are recognised when:

- The Company has present (legal or

constructive) obligations as a result of past events;

- Besar kemungkinan penyelesaian

kewajiban tersebut mengakibatkan arus keluar sumber daya; dan

- It is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation; and

- Estimasi yang andal mengenai jumlah kewajiban tersebut dapat dibuat.

- The amount has been reliably estimated.

Provisi diukur pada nilai kini dari perkiraan

pengeluaran yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban, menggunakan tingkat diskonto sebelum pajak yang mencerminkan penilaian pasar atas nilai waktu uang dan risiko yang terkait dengan kewajiban tersebut. Peningkatan provisi ini sehubungan dengan berlalunya waktu diakui sebagai beban bunga.

Provision is measured at the present value of the expenditures expected to be required to settle the obligation using a pre-tax discount rate that reflects current market assessments of the time value of money and the risks specific to the obligation. The increase in the provision due to the passage of time is recognised as interest expense.

2. Provisi lain- lain 2. Other Provision

Provisi biaya restrukturisasi, tuntutan hukum dan lainnya diakui ketika: Perusahaan memiliki kewajiban hukum atau konstruktif saat kini sebagai akibat dari peristiwa masa lalu; kemungkinan arus keluar sumber daya diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban tersebut; dan jumlahnya dapat diestimasi secara andal. Provisi restrukturisasi dapat meliputi hal- hal seperti denda penghentian pembiayaan dan pembayaran penghentian karyawan. Provisi tidak diakui untuk kerugian operasional masa depan.

Provision for restructuring costs, legal claims and others is recognised when: the Company has a present legal or constructive obligation as a result of past events; it is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation; and the amount has been reliably estimated. Restructuring provision may comprise items such as lease termination penalties and employee termination payments. No provision is recognised for future operating losses.

427


PT PERTAMINA EP








2. Provisi lain - lain (lanjutan) 2. Other Provision (continued)

Jika terdapat sejumlah kewajiban serupa, maka kemungkinan arus keluar untuk menyelesaikan kewajiban tersebut ditentukan dengan mempertimbangkan keseluruhannya sebagai suatu kelompok kewajiban. Suatu provisi diakui walaupun kemungkinan arus keluar terkait dengan tiap-tiap pos kewajiban tersebut kecil.

Where there are number of similar obligations, the likelihood that an outflow will be required in settlement is determined by considering the class of obligations as a whole. A provision is recognised even if the likelihood of an outflow with respect to any one item included in the same class of obligations may be small.

Provisi diukur pada nilai kini dari pengeluaran yang diharapkan untuk dikeluarkan untuk menyelesaikan kewajiban dengan menggunakan tingkat diskonto sebelum pajak yang mencerminkan penilaian pasar kini atas nilai waktu dari uang dan risiko yang terkait dengan liabilitas yang bersangkutan. Peningkatan provisi yang dikarenakan berlalunya waktu diakui sebagai biaya bunga.

The provision is measured at the present value of the expenditure expected to be required to settle the obligations using a pre-tax discount rate that reflects current market assessment of the time value of money and the risks specific to the obligation. The increase in the provision due to the passage of time is recognised as an interest expense.

n. Biaya Pinjaman n. Borrowing Costs

Biaya bunga dan biaya pinjaman lain, seperti biaya diskonto atas pinjaman baik yang secara langsung ataupun tidak langsung digunakan untuk mendanai pembangunan aset tertentu yang memenuhi syarat, dikapitalisasi sampai proses pembangunan tersebut selesai. Untuk pinjaman yang dapat diatribusi secara langsung pada suatu aset tertentu yang memenuhi syarat, jumlah yang dikapitalisasi adalah sebesar biaya pinjaman yang terjadi selama tahun berjalan, dikurangi pendapatan investasi jangka pendek dari pinjaman tersebut. Untuk pinjaman yang tidak dapat diatribusi secara langsung pada suatu aset tertentu yang memenuhi syarat, jumlah biaya pinjaman yang dikapitalisasi ditentukan dengan mengalikan tingkat kapitalisasi dengan pengeluaran untuk aset tertentu yang memenuhi syarat. Tingkat kapitalisasi adalah rata-rata tertimbang biaya pinjaman dibagi dengan jumlah pinjaman selama tahun tertentu, tidak termasuk pinjaman yang secara khusus digunakan untuk perolehan aset tertentu yang memenuhi syarat.

Interest and other borrowing costs, such as discount fees on loans either directly or indirectly used in financing the construction of a qualifying asset, are capitalised up to the date when construction is complete. For borrowings directly attributable to a qualifying asset, the amount to be capitalised is determined as the actual borrowing costs incurred during the year, less any income earned on the temporary investment of such borrowings. For borrowings that are not directly attributable to a qualifying asset, the amount to be capitalised is determined by applying a capitalisation rate to the amount expended on the qualifying asset. The capitalisation rate is the weighted-average of the borrowing costs applicable to the total borrowings outstanding during the year, excluding borrowings directly attributable to financing the qualifying asset under construction.

428


PT PERTAMINA EP







o. Program Pensiun dan Imbalan Kerja o. Pension Plan and Employee Benefits

(i) Kewajiban pensiun (i) Pension obligations

Skema pensiun dapat diklasifikasikan

sebagai program iuran pasti atau program imbalan pasti, tergantung pada substansi ekonomis syarat dan kondisi utama program tersebut. Program iuran pasti adalah program imbalan pascakerja yang mewajibkan perusahaan membayar sejumlah iuran tertentu kepada entitas terpisah. Perusahaan tidak memiliki kewajiban hukum dan konstruktif untuk membayar iuran lebih lanjut jika entitas tersebut tidak memiliki aset yang cukup untuk membayar seluruh imbalan pascakerja sebagai imbalan atas jasa yang diberikan pekerja pada periode berjalan dan periode lalu. Program imbalan pasti adalah program pensiun yang bukan merupakan program iuran pasti. Program imbalan pasti adalah program pensiun yang menentukan jumlah imbalan pascakerja yang akan diterima seorang karyawan pada saat pensiun, biasanya berdasarkan pada satu atau lebih faktor seperti usia, masa kerja, dan kompensasi.

Pension schemes are classified as either defined contribution plans or defined benefit plans, depending on the economic substance of the plan as derived from its principal terms and conditions. A defined contribution plan is a pension plan under which the Company pays fixed contributions into a separate entity. The Company has no legal or constructive obligations to pay further contributions if the fund does not hold sufficient assets to pay all employee the benefits relating to employee service in the current and prior years. A defined benefit plan is a pension plan that is not a defined contribution plan. Typically, a defined benefit plan defines an amount of pension benefit that an employee will receive on retirement, usually dependent on one or more factors such as age, years of service and compensation.

Perusahaan harus menyediakan jumlah

minimal imbalan pensiun sesuai dengan Undang-Undang (“UU”) Ketenagakerjaan No. 13/2003 atau Kontrak Kerja Bersama (“KKB”), mana yang lebih tinggi. Karena UU Ketenagakerjaan atau KKB menentukan rumus tertentu untuk menghitung jumlah minimal imbalan pensiun, pada dasarnya, program pensiun berdasarkan UU Ketenagakerjaan atau KKB adalah program imbalan pasti.

The Company is required to provide a minimum amount of pension benefit in accordance with Labour Law No. 13/2003 or the Company‟s Collective Labour Agreement (the “CLA”), whichever is higher. Since the Labour Law or the CLA sets the formula for determining the minimum amount of pension benefits, in substance pension plans under the Labour Law or the CLA represent defined benefit plans.

429


PT PERTAMINA EP







o. Program Pensiun dan Imbalan Kerja

(lanjutan) o. Pension Plan and Employee Benefits

(continued)

(i) Kewajiban pensiun (lanjutan) (i) Pension obligations (continued)

Kewajiban program pensiun imbalan pasti yang diakui dalam laporan posisi keuangan adalah nilai kini kewajiban imbalan pasti pada tanggal laporan keuangan dikurangi nilai wajar aset program, serta disesuaikan dengan keuntungan atau kerugian aktuarial dan biaya jasa lalu yang belum diakui. Besarnya kewajiban imbalan pasti ditentukan berdasarkan perhitungan aktuaris independen yang dilakukan secara tahunan menggunakan metode projected unit credit. Nilai kini kewajiban imbalan pasti ditentukan dengan mendiskonto estimasi arus kas keluar masa depan menggunakan tingkat suku bunga obligasi korporat berkualitas tinggi dalam mata uang yang sama dengan mata uang imbalan yang akan dibayarkan dan waktu jatuh tempo yang kurang lebih sama dengan waktu jatuh tempo imbalan yang bersangkutan. Jika tidak terdapat pasar aktif untuk obligasi korporat tersebut, digunakan tingkat suku bunga obligasi pemerintah.

The liability recognised in the statement of financial position in respect of the defined benefit pension plans is the present value of the defined benefit obligation at the end of the reporting date less the fair value of plan assets, together with adjustments for unrecognised actuarial gains or losses and past service costs. The defined benefit obligation is calculated annually by independent actuaries using the projected unit credit method. The present value of the defined benefit obligation is determined by discounting the estimated future cash outflows using the interest rates of high quality corporate bonds that are denominated in the currency in which the benefits will be paid, and that have terms of maturity approximating the terms of the related pension obligations. If there is no deep market for such bonds, the market rates on government bonds are used.

Beban yang diakui di laba rugi termasuk

biaya jasa kini, beban bunga, amortisasi biaya jasa lalu, dan keuntungan dan kerugian aktuaria.

Expense charged to profit or loss includes current service costs, interest expense, amortisation of past service cost and actuarial gains and losses.

Biaya jasa lalu diakui segera di laba rugi,

kecuali perubahan pada program pensiun bergantung kepada sisa masa kerja karyawan untuk jangka waktu tertentu (periode hak atau vested). Dalam kasus ini, biaya jasa lalu diamortisasi menggunakan metode garis lurus selama periode hak.

Past-service costs are recognised immediately in profit or loss, unless the changes to the pension plan are conditional on the employees remaining in service for a specified period of time (the period). In this case, the past-service costs are amortised on a straight-line basis over the vesting period.

Keuntungan dan kerugian aktuarial yang

timbul dari penyesuaian kenyataan dan perubahan asumsi-asumsi aktuarial, apabila melebihi 10% dari nilai kini dari kewajiban imbalan pasti (sebelum dikurangi aset program) atau 10% dari nilai wajar aset program, dibebankan atau dikreditkan pada laporan laba rugi selama rata-rata sisa masa kerja para karyawan dalam program tersebut.

Actuarial gains and losses arising from experience adjustments and changes in actuarial assumptions, when exceeding 10% of the present value of the defined benefit obligation (before deducting any plan assets) or 10% of the fair value of any plan assets at the end of the reporting period, are charged or credited to profit or loss over the average remaining service lives of the employees participating in the plan.

430


PT PERTAMINA EP







o. Program Pensiun dan Imbalan Kerja

(lanjutan) o. Pension Plan and Employee Benefits

(continued)

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

Pesangon pemutusan kontrak kerja terhutang ketika Perusahaan memberhentikan hubungan kerja sebelum usia pensiun normal atau ketika karyawan menerima penawaran mengundurkan diri secara sukarela dengan kompensasi imbalan pesangon. Perusahaan mengakui pesangon pemutusan kontrak kerja ketika Perusahaan berkomitmen untuk memberhentikan kontrak kerjasama sesuai dengan rencana formal terinci tanpa ada kemungkinan untuk dibatalkan. Dalam hal terdapat penawaran untuk mendorong pengunduran diri secara sukarela, pesangon pemutusan kontrak kerja diukur berdasarkan jumlah karyawan yang diperkirakan menerima tawaran tersebut. Pesangon yang jatuh tempo lebih dari 12 bulan setelah periode pelaporan harus didiskontokan ke nilai masa kini.

Termination benefits are payable when an employee‟s employment is terminated by the Company before the normal retirement date, or whenever an employee accepts voluntary redundancy in exchange for these benefits. The Company recognises the termination benefits when it is demonstrably committed to a termination when the entity has a detailed formal plan to terminate the employment of current employees without possibility of withdrawal. In the case of an offer made to encourage voluntary redundancy, the termination benefits are measured based on the number of employees who are expected to accept the offer. Benefits falling due more than 12 months after the end of the reporting period are discounted to their present value.

p. Modal Saham p. Share Capital

Saham biasa dikelompokkan sebagai ekuitas. Ordinary shares are classified as equity. Biaya langsung yang berkaitan dengan penerbitan saham baru disajikan sebagai pengurang ekuitas, setelah dikurangi pajak, dari jumlah yang diterima.

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

q. Dividen q. Dividends

Pembagian dividen kepada pemegang saham Perusahaan diakui sebagai liabilitas dalam laporan keuangan Perusahaan dalam tahun dimana pembagian dividen tersebut disetujui oleh pemegang saham Perusahaan.

Dividen distributions to the Company‟s shareholders are recognised as liabilities in the Company‟s financial statements in the year in which the dividends are approved by the Company‟s shareholders.

431


PT PERTAMINA EP







r. Pengakuan Pendapatan dan Beban r. Revenue and Expense Recognition

Pendapatan mencakup nilai wajar dari imbalan yang diterima dan piutang untuk penjualan minyak bumi dan gas alam dalam aktivitas normal usaha Perusahaan. Pendapatan dari penjualan minyak mentah dan gas bumi diakui berdasarkan persentase hak sementara (provisional entitlements) pada saat lifting. Perbedaan lifting aktual minyak mentah dan gas bumi menghasilkan piutang ketika entitlements final melebihi lifting minyak mentah dan gas bumi (posisi underlifting) dan menghasilkan Utang ketika lifting minyak mentah dan gas bumi melebihi entitlements final (posisi overlifting). Underlifting dan overlifting tersebut sebagai penambah atau pengurang pendapatan. Volume underlifting dan overlifting dinilai berdasarkan harga rata-rata tertimbang tahunan minyak mentah (Harga Minyak Mentah Indonesia) dan gas (harga yang ditetapkan dalam Perjanjian Jual Beli Gas).

Revenue comprises the fair value of the consideration received or receivable for the sale of crude oil and natural gas in the ordinary course of the Company‟s activities. Revenues from the sale of crude oil and natural gas are recognised on the basis of the provisional entitlements at the point of lifting. Differences between the Company‟s actual liftings of crude oil and natural gas result in a receivable when final entitlements exceed liftings of crude oil and gas (underlifting position) and in a payable when lifting of crude oil and gas exceed final entitlements (overlifting position). This underlifting and overlifting will be adjusted against revenues. Underlifting and overlifting volumes are valued based on the annual weighted average sales price for crude (i.e Indonesian Crude Price “ICP”) and gas (i.e the agreed price - in the Gas Sales Contract).

Pendapatan penjualan minyak dan gas bumi diakui pada saat terpenuhinya seluruh kondisi berikut :

Revenue from sales of crude oil and natural gas are recognised when all of the following conditions are met:

- Perusahaan telah memindahkan resiko

dan manfaat kepemilikan minyak dan gas bumi secara signifikan kepada pembeli;

- Perusahaan tidak lagi melanjutkan pengelolaan yang biasanya terkait dengan kepemilikan atas barang maupun melakukan pengendalian efektif atas barang yang dijual;

- jumlah pendapatan dapat diukur secara andal;

- kemungkinan besar manfaat ekonomi yang terkait dengan transaksi tersebut akan mengalir ke perusahaan; dan

- biaya yang terjadi atau akan terjadi sehubungan transaksi penjualan tersebut dapat diukur secara andal.

- the Company has transferred to the buyer the significant risks and rewards of ownership of the crude oil and natural gas;

- the Company retains neither continuing managerial involvement to the degree usually associated with ownership nor effective control over the crude oil and natural gas sold;

- the amount of revenue can be measured reliably;

- it is probable that the economic benefits associated with the transaction will flow to the Company; and

- the costs incurred or to be incurred in relation to the sales transaction can be measured reliably.

Terpenuhinya kondisi tersebut tergantung persyaratan penjualan dengan pelanggan individu. Secara umum risiko dan manfaat dianggap telah berpindah ke pelanggan ketika transfer kepemilikan dan risiko kerugian yang diasuransi.

The satisfaction of these conditions depends on the terms of trade with individual customers. Generally the risks and rewards are considered to be transferred to the customers when the title and insurable risk of loss are transferred.

432


PT PERTAMINA EP







r. Pengakuan Pendapatan dan Beban (lanjutan) r. Revenue and Expense Recognition

(continued)

Sebagai tambahan, penjualan minyak mentah Perusahaan juga dapat tergantung penyesuaian berdasarkan inspeksi terhadap pengiriman oleh pelanggan. Dalam hal ini, penjualan diakui berdasarkan estimasi terbaik Perusahaan terhadap kuantitas saat pengiriman, dan penyesuaian kemudian dicatat dalam akun pendapatan. Secara historis, perbedaan antara kuantitas estimasi dengan aktual tidak signifikan.

In addition, the Company‟s crude oil sales can also be subject to an adjustment based on the inspection of shipments by the customers. In these cases, revenue is recognised based on the Group‟s best estimate of the quantity at the time of shipment, and any subsequent adjustments are recorded against revenue. Historically, the differences between estimated and actual quantity are not significant.

Beban diakui pada saat terjadi berdasarkan

konsep akrual. Expenses are recognised when incurred on

an accrual basis.

Pendapatan yang ditangguhkan merupakan jumlah yang telah ditagihkan dan diterima sehubungan dengan transaksi gas “ambil atau bayar” („Take Or Pay‟) yang akan diakui sebagai pendapatan ketika kuantitas gas tersebut telah dikirimkan ke pelanggan atau pada saat perjanjian tersebut berakhir.

Deferred revenue represents amounts billed and collected involving take or pay (“TOP”) gas quantities, which will be recognised as revenue when the related gas quantities are delivered to customers or when the contract expires.

s. Pajak Penghasilan s. Income Tax

Beban pajak terdiri dari pajak kini dan pajak tangguhan. Beban pajak diakui dalam laba rugi, kecuali jika pajak itu berkaitan dengan kejadian atau transaksi yang diakui pada pendapatan komprehensif lainnya atau secara langsung dicatat ke ekuitas. Pada kasus ini, masing-masing beban pajak juga diakui pada pendapatan komprehensif lainnya atau secara langsung dicatat ke ekuitas.

The tax expense comprises current and deferred income tax. Tax expense is recognised in profit or loss, except to the extent that it relates to items recognised directly in equity. In this case the tax expense is also recognised in other comprehensive income or directly in equity, respectively.

Pajak penghasilan kini dihitung berdasarkan tarif pajak efektif gabungan yang ditetapkan dalam KBH. Semua perbedaan temporer antara jumlah tercatat aset dan liabilitas di dalam laporan keuangan dengan dasar pengenaan pajaknya diakui sebagai pajak penghasilan tangguhan menggunakan metode liabilitas. Tarif pajak yang digunakan untuk menghitung pajak penghasilan tangguhan adalah tarif pajak efektif gabungan yang berlaku pada tanggal efektif KBH.

The current income tax charge is calculated on the basis of the combined effective tax rate in its Cooperation Contract. Deferred income tax is recognised using the liability method, on temporary differences arising between the tax bases of assets and liabilities and their carrying amounts in the financial statements. The tax rate used to calculate the deferred income tax is the combined effective tax rate in effect at the effective date of the Cooperation Contract.

Aset pajak tangguhan diakui sepanjang kemungkinan besar laba kena pajak mendatang akan tersedia untuk dimanfaatkan dengan perbedaan temporer.

Deferred income tax assets are recognised only to the extent that it is probable that future taxable profit will be available against which the temporary differences can be utilised.

433


PT PERTAMINA EP







s. Pajak Penghasilan (lanjutan) s. Income Tax (continued)

Aset dan liabilitas pajak tangguhan saling hapus jika terdapat hak yang dapat dipaksakan secara hukum untuk melakukan saling hapus aset pajak kini dan liabilitas pajak kini dan aset dan liabilitas pajak tangguhan terkait dengan pajak penghasilan yang dikenakan oleh otoritas perpajakan yang sama atas entitas kena pajak yang sama atau entitas kena pajak berbeda yang bermaksud untuk memulihkan aset dan liabilitas pajak kini dengan dasar neto.

Deferred income tax assets and liabilities are offset when there is a legally enforceable right to offset current tax assets against current tax liabilities and when the deferred income taxes assets and liabilities relate to income taxes levied by the same taxation authority on either the same taxable entity or on different taxable entities where there is an intention to settle the balances on a net basis.

Koreksi terhadap kewajiban perpajakan diakui

pada saat Surat Ketetapan Pajak diterima atau, jika mengajukan keberatan atau banding, pada saat keputusan atas keberatan atau banding tersebut telah ditetapkan.

Amendments to taxation obligations are recorded when an assessment letter is received or, if objected to or applealed against, when the results of the objection or appeal are determined.

Manajemen secara periodik mengevalusi posisi yang diambil dalam Surat Pemberitahuan Tahunan terkait dengan situasi dimana diperlukan interpretasi peraturan pajak yang berlaku. Provisi dibentuk berdasarkan jumlah yang diharapkan akan dibayar pada otoritas pajak.

Management periodically evaluates the position taken in Annual Tax Returns in situations in which the applicable tax regulations are subject to interpretation. Where appropriate, it establishes a provision on the basis of the amounts expected to be paid to the tax authorities.

5. ESTIMASI DAN PERTIMBANGAN AKUNTANSI YANG PENTING

5. CRITICAL ACCOUNTING ESTIMATES AND JUDGEMENTS

Penyusunan laporan keuangan yang sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi yang mempengaruhi jumlah aset dan liabilitas yang dilaporkan dan pengungkapan aset dan liabilitas kontijensi pada tanggal pelaporan, serta jumlah pendapatan dan beban selama periode pelaporan. Estimasi, asumsi, dan penilaian tersebut dievaluasi secara terus menerus dan berdasarkan pengalaman historis dan faktor-faktor lainnya, termasuk harapan peristiwa di masa mendatang yang memungkinkan.

The preparation of financial statements in conformity with Indonesian Financial Accounting Standards require management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets and liabilities and the disclosure of contingent assets and liabilities at the reporting date and the reported amounts of revenue and expenses during the reporting period. Estimates, assumptions and judgements are continually evaluated and are based on historical experience and other factors, including expectations of the future events that are believed to be reasonable under the circumstances.

Perusahaan telah mengidentifikasi kebijakan akuntansi penting berikut dimana dibutuhkan pertimbangan, estimasi dan asumsi signifikan yang dibuat dan dimana hasil aktual dapat berbeda dari estimasi tersebut berdasarkan asumsi dan kondisi yang berbeda dan dapat mempengaruhi secara material hasil keuangan atau posisi keuangan yang dilaporkan dalam periode mendatang.

The Company has identified the following critical accounting policies under which significant judgements, estimates and assumptions are made and where actual results may differ from these estimates under different assumptions and conditions and may materially affect financial results or the financial position reported in future periods.

434


PT PERTAMINA EP





5. ESTIMASI DAN PERTIMBANGAN AKUNTANSI YANG PENTING (lanjutan)

5. CRITICAL ACCOUNTING ESTIMATES AND JUDGEMENTS (continued)

a. Pertimbangan a. Judgements

Pertimbangan-pertimbangan berikut dibuat oleh manajemen dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Perusahaan yang memiliki dampak yang paling signifikan terhadap jumlah-jumlah yang diakui dalam laporan keuangan Perusahaan.

The following judgments are made by management in the process of applying the Company‟s accounting policies that have the most significant effects on the amounts recognised in the Company financial statements

(i) Mata Uang Fungsional (i) Functional Currency

Dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Perusahaan, manajemen telah membuat pertimbangan untuk menentukan mata uang fungsional. Mata uang fungsional Perusahaan adalah mata uang lingkungan ekonomi utama di mana entitas beroperasi. Mata uang tersebut adalah yang paling mempengaruhi harga jual barang dan jasa, dan mata uang dari negara yang kekuatan persaingan dan peraturannya sebagian besar menentukan harga jual barang dan jasa entitas, dan merupakan mata uang yang mana dana dari aktivitas pendanaan dihasilkan.

In the process of applying the Company‟s accounting policies, management has made judgment on the determination of functional currency. The functional currency of the Company is the currency of the primary economic environment in which the entity operates. It is the currency, among others, that mainly influences sales prices for goods and services, and of the country whose competitive forces and regulations mainly determine the sales prices of its goods and services, and the currency in which funds from financing activities are generated.

(ii) Aset Eksplorasi dan Evaluasi (ii) Exploration and Evaluation Assets

Seperti yang telah dijelaskan dalam Catatan 4i.1 atas laporan keuangan, Perusahaan menerapkan metode successful efforts untuk kegiatan eksplorasi dan evaluasi minyak dan gas bumi.

As disclosed in Note 4i.1 to the financial statements, the Company follows the principles of the successful efforts method of accounting for its oil and natural gas exploration and evaluation activities.

Untuk sumur eksplorasi dan sumur uji eksplorasi stratigrafi, biaya yang secara langsung terkait dengan pengeboran sumur-sumur tersebut, dikapitalisasi dahulu sebagai aset dalam penyelesaian dalam akun aset minyak dan gas bumi, hingga ditentukan apakah telah ditemukan cadangan minyak dan gas yang berpotensi ekonomis berdasarkan pengeboran tersebut. Penentuan ini biasanya dilakukan dalam waktu satu tahun setelah penyelesaian sumur, tetapi bisa memakan waktu lebih lama, tergantung pada kompleksitas struktur geologi. Kebijakan ini mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi tertentu atas peristiwa dan keadaan di masa depan khususnya apakah operasi eksploitasi dapat dilaksanakan secara ekonomis. Setiap estimasi dan asumsi tersebut dapat berubah seiring tersedianya informasi baru. Jika sumur tidak menemukan cadangan yang memiliki potensi ekonomi, biaya sumur akan dibebankan sebagai bebas sumur kering (dry hole) dan diklasifikasikan sebagai biaya eksplorasi.

For exploration and exploratory-type stratigraphic test wells, costs directly associated with the drilling of those wells are initially capitalised within assets under construction within oil and gas properties, pending determination of whether potentially economic oil and gas reserves have been discovered by the drilling effort. The determination is usually made within one year after well completion, but can take longer, depending on the complexity of the geological structure. This policy requires management to make certain estimates and assumptions as to future events and circumstances, in particular whether an economically viable extraction operation can be established. Such estimates and assumptions may change as new information becomes available. If the well does not discover potentially economic oil and gas quantities, the well costs are expensed as a dry hole and are reported in exploration expense.

435


PT PERTAMINA EP







a. Pertimbangan (lanjutan) a. Judgements (continued)

(iii) Biaya pengembangan (lanjutan) (iii) Development expenditures (continued)

Kegiatan pengembangan dimulai setelah dilakukan pengesahan proyek oleh tingkat manajemen yang berwenang. Pertimbangan diterapkan oleh manajemen dalam menentukan kelayakan suatu proyek secara ekonomis. Dalam melakukan pertimbangan ini, manajemen perlu membuat estimasi dan asumsi tertentu yang serupa dengan kapitalisasi biaya eksplorasi dan evaluasi yang dijelaskan di atas.

Development activities commence after a project is sanctioned by the appropriate level of management. Judgement is applied by management in determining when a project is economically viable. In exercising this judgement, management is required to make certain estimates and assumptions similar to those described above for capitalised exploration and evaluation expenditure.

b. Estimasi dan Asumsi b. Estimates and Assumptions

Asumsi utama mengenai masa depan dan sumber utama lain dalam mengestimasi ketidakpastian pada tanggal pelaporan yang mempunyai risiko signifikan yang dapat menyebabkan penyesuaian material terhadap nilai tercatat aset dan liabilitas dalam periode berikutnya diungkapkan di bawah ini. Perusahaan mendasarkan asumsi dan estimasi pada parameter yang tersedia saat laporan keuangan disusun. Kondisi yang ada dan asumsi mengenai perkembangan masa depan dapat berubah karena perubahan situasi pasar yang berada di luar kendali Perusahaan. Perubahan tersebut tercermin dalam asumsi ketika keadaan tersebut terjadi:

The key assumptions concerning the future and other key sources of estimation uncertainty at the reporting date that have a significant risk of causing a material adjustment to the carrying amounts of assets and liabilities within the next financial period are disclosed below. The Company based its assumptions and estimates on parameters available when the financial statements were prepared. Existing circumstances and assumptions about future developments may change due to market changes on circumstances arising beyond the control of the Company. Such changes are reflected in the assumptions when they occur:

(i) Estimasi Cadangan (i) Reserve Estimates

Cadangan minyak dan gas bumi terbukti adalah perkiraan jumlah minyak mentah, gas alam dan gas alam cair yang berdasarkan data geologis dan teknis dapat diambil dengan tingkat kepastian yang memadai di tahun-tahun mendatang dari reservoir yang ada berdasarkan kondisi ekonomi dan operasi yang sekarang ada, yaitu harga dan biaya pada tanggal estimasi tersebut dibuat. Cadangan terbukti meliputi (i) cadangan terbukti dikembangkan: jumlah hidrokarbon yang diharapkan akan diambil melalui sumur, fasilitas, dan metode operasi yang sekarang ada (ii) cadangan terbukti yang belum dikembangkan: jumlah hidrokarbon yang diharapkan dapat diambil setelah adanya pengeboran, fasilitas, dan metode operasi baru. Berdasarkan jumlah cadangan ini, Perusahaan telah menetapkan pengeluaran program pengembangan yang bertujuan untuk mengembangkan cadangan tersebut. Cadangan terbukti tidak termasuk cadangan terindikasi dan cadangan tereka.

Proved oil and gas reserves are the estimated quantities of crude oil, natural gas, and natural gas liquids which geological and engineering data demonstrate with reasonable certainty to be recoverable in future years from known reservoirs under existing economic and operating conditions, i.e., prices and costs as at the date the estimate is made. Proved reserves include: (i) proved developed reserves: amounts of hydrocarbons that are expected to be retrieved through existing wells, facilities and operating methods; and (ii) undeveloped proved reserves: amounts of hydrocarbons that are expected to be retrieved following new drilling, facilities and operating methods. Based on these amounts the Company has already defined a clear development expenditure program which is an expression of the Company's determination to develop existing reserves. Proved reserves do not include probable or possible reserves.

436


PT PERTAMINA EP







b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan) b. Estimates and Assumptions (continued)

(i) Estimasi Cadangan (lanjutan) (i) Reserve Estimates (continued)

Keakuratan estimasi cadangan terbukti tergantung pada sejumlah faktor, asumsi dan variabel seperti: kualitas data geologi, teknis dan ekonomi beserta interpretasi dan pertimbangan terkait, hasil pengeboran, pengujian dan produksi setelah tanggal estimasi, kinerja produksi dari reservoir, teknik produksi, proyeksi tingkat produksi di masa mendatang, estimasi besaran biaya dan waktu terjadinya pengeluaran pengembangan, etersediaan pasar komersial, harga komoditi yang diharapkan, dan nilai tukar.

The accuracy of proved reserve estimates depends on a number of factors, assumptions and variables such as: the quality of available geological, technical and economic data and their interpretation and judgement, results of drilling, testing and production after the date of the estimates, the production performance of the reservoirs, production techniques, projecting future rates of production, the anticipated cost and timing of development expenditures, the availability for commercial market, anticipated commodity prices and exchange rates.

Karena asumsi ekonomis yang digunakan untuk mengestimasi cadangan berubah dari waktu ke waktu dan tambahan data geologi yang dihasilkan selama operasi, estimasi cadangan dapat berubah dari waktu ke waktu. Perubahan cadangan yang dilaporkan dapat mempengaruhi hasil dan posisi keuangan Perusahaan dalam berbagai cara, diantaranya:

As the economic assumptions used to estimate reserve change from year to year, and additional geological data is generated during the course of operations, estimates of reserves may change from year to year. Changes in reported reserves may affect the Company‟s financial results and financial position in a number of ways, including:

- Penyusutan dan amortisasi yang dibebankan ke dalam laporan laba rugi dapat berubah apabila beban-beban tersebut ditentukan berdasarkan unit produksi, atau jika masa manfaat ekonomi sumur aset berubah.

- Depreciation and amortisation charged in the statements of income may change where such charges are determined on a unit of production basis, or where the useful economic lives of assets change.

- Provisi biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset, dan hal-hal yang berkaitan dengan lingkungan dapat berubah apabila terjadi perubahan dalam perkiraan cadangan yang mempengaruhi ekspektasi tentang waktu atau biaya kegiatan ini.

- Decommissioning, site restoration and environmental provision may change where changes in estimated reserves affect expectations about the timing or cost of these activities.

- Nilai tercatat aset/liabilitas pajak tangguhan dapat berubah karena perubahan estimasi pemulihan manfaat pajak.

- The carrying value of deferred tax assets/liabilities may change due to changes in estimates of the likely recovery of the tax benefits.

Perusahaan menetapkan dan melaporkan cadangan terbukti berdasarkan pada prinsip Society of Petroleum Engineering (“SPE”) 2001. Saat ini, manajemen sedang mempertimbangkan untuk mengubah metode penentuan cadangan terbukti menggunakan metode Petroleum Resource Management System (“PRMS”) 2007. Kuantitas cadangan terbukti dapat berbeda secara signifikan jika menggunakan kedua metode tersebut.

The Company determines and reports its proved reserves based on Society of Petroleum Engineering (“SPE”) 2001 principles. Currently, management is considering change the method in determining proved reserves using Petroleum Resource Management System (“PRMS”) 2007 principle. The quantity of proved reserves may be different if undertaken by those two methods.

437


PT PERTAMINA EP








(ii) Penurunan Nilai Aset Non-Keuangan (ii) Impairment of Non-Financial Assets

Aset minyak dan gas bumi yang telah menemukan cadangan terbukti, ditelaah untuk penurunan nilai ketika kejadian dan perubahan keadaan megindikasikan bahwa nilai tercatat aset tidak dapat dipulihkan. Jika terdapat indikasi tersebut, nilai terpulihkan aset akan diestimasi. Nilai terpulihkan aset ditentukan berdasarkan nilai yang lebih besar antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual dan nilai pakainya.

Proven oil and gas properties are reviewed for impairment losses whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. If any such indication exists, the asset‟s recoverable amount is estimated. The recoverable amount of an asset is determined as the greater of an asset‟s fair value less cost to sell and value in use.

Penentuan nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual dan nilai pakai mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi yang berkaitan dengan volume produksi dan penjualan, harga komoditas (mempertimbangkan harga sekarang dan historis, tren harga dan faktor-faktor lain yang terkait), cadangan yang telah dikembangkan dan belum dikembangkan (lihat “Estimasi Cadangan” di atas), biaya operasi, biaya penutupan dan peninggalan sumur-sumur yang sudah tidak terpakai dan pengeluaran modal di masa depan, penurunan tingkat produksi, tingkat diskonto dan faktor lainnya. Estimasi dan asumsi ini memiliki resiko dan ketidakpastian; oleh karena itu terdapat kemungkinan terjadi perubahan keadaan yang akan mengubah proyeksi ini, yang dapat mempengaruhi jumlah terpulihnya aset. Dalam keadaan tersebut, beberapa atau semua nilai tercatat aset mungkin akan mengalami tambahan atau pengurangan penurunan nilai dengan dampak yang dicatat dalam laba rugi.

The determination of fair value less cost to sell and value in use requires management to make estimates and assumptions about expected production and sales volumes, commodity prices (considering current and historical prices, price trends and related factors), developed and undeveloped reserves (refer to “Reserve Estimates” above), operating costs, costs for plugging and abandonment of wells and future capital expenditure, field decline rates, discount rates, and other factors. These estimates and assumptions are subject to risk and uncertainty; hence there is a possibility that changes in circumstances will alter these projections, which may impact on the recoverable amount of the assets. In such circumstances, some or all of the carrying value of the assets may be further impaired or the impairment charge reduced with the impact recorded in profit or loss.

(iii) Provisi untuk Biaya Pembongkaran dan

Restorasi Lokasi Aset (iii) Provision for Decommissioning and Site

Restoration

Perusahaan memiliki kewajiban untuk melakukan pembongkaran fasilitas produksi minyak dan gas bumi dan pipa pada akhir umur manfaat aset-aset tersebut. Kewajiban pembongkaran terbesar yang dihadapi Perusahaan berkaitan dengan penutupan dan peninggalan sumur-sumur yang sudah tidak terpakai dan pembuangan platform minyak dan gas alam dan saluran pipa pada area kontrak Perusahaan.

The Company is obliged to carry out future decommissioning of oil and natural gas production facilities and pipelines at the end of their economic lives. The largest decommissioning obligations facing the Company relate to the plugging and abandonment of wells and the removal and disposal of oil and natural gas platforms and pipelines in its contract area.

438


PT PERTAMINA EP








(iii) Provisi untuk Biaya Pembongkaran dan

Restorasi Lokasi Aset (lanjutan) (iii) Provision for Decommissioning and Site

Restoration (continued)

Sebagian besar pembongkaran akan dilakukan di masa yang akan datang sehingga terdapat ketidakpastian mengenai persyaratan yang harus dipenuhi pada saat dilakukannya pembongkaran. Teknologi pembongkaran dan biaya pembongkaran terus berubah, termasuk ekspektasi politik, lingkungan, keselamatan, dan publik. Akibatnya, terdapat ketidakpastian yang signifikan terkait kapan dan jumlah arus kas masa depan yang harus dikeluarkan. Perubahan dalam ekspektasi biaya masa depan yang diharapkan tercermin dalam aset dan provisi, yang dapat memiliki dampak yang material terhadap laporan keuangan Perusahaan.

Most of these decommissioning events are many years in the future and the precise requirements that will have to be met when the removal event actually occurs are uncertain. Decommissioning technologies and costs are constantly changing, as well as political, environmental, safety and public expectations. Consequently, the timing and amounts of future cash flows are subject to significant uncertainty. Changes in the expected future costs are reflected in both the provision and the asset and could have a material impact on the Company‟s financial statements.

Jika yang diharapkan biaya pembongkaran berbeda 1% dari estimasi manajemen, jumlah tercatat yang diprovisikan untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset akan lebih rendah sebesar AS$10.828 atau lebih tinggi sebesar AS$13.570.

If the expected decommissioning costs used differ by 1% from management‟s estimates, the carrying amount of provision for decommissioning and site restoration will be an estimated US$10,828 lower or US$13,570 higher.

(iv) Pajak (iv) Taxation

Perhitungan beban pajak penghasilan Perusahaan melibatkan penafsiran terhadap peraturan perpajakan dan peraturan yang berlaku termasuk Kontrak Kerjasama Perusahaan serta peraturan pemerintah yang terkait seperti Peraturan Pemerintah No. 79 tanggal 20 Desember 2010 mengenai Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Terdapat banyak transaksi dan perhitungan yang dapat menyebabkan ketidakpastian didalam penentuan kewajiban pajak. Resolusi dari posisi pajak yang diambil oleh Perusahaan, melalui negosiasi dengan otoritas pajak yang relevan atau auditor Pemerintah dapat berlangsung bertahun-tahun dan sangat sulit untuk memprediksi hasil akhirnya.

The calculation of the Company‟s income tax expense involves the interpretation of applicable tax laws and regulations including the Company‟s Cooperation Contract as well as the related government regulation, such as Government Regulation No. 79 dated 20 December 2010 regarding Cost Recovery and Income Tax Treatment in the Upstream Oil and Gas Business. There are many transactions and calculations for which the ultimate tax determination is uncertain during the ordinary course of business. The resolution of tax positions taken by the Company, through negotiations with relevant tax authorities or the Government‟s auditor, can take several years to complete and in some cases it is difficult to predict the ultimate outcome.

439


PT PERTAMINA EP





6. PERUBAHAN MATA UANG PENYAJIAN 6. CHANGE IN PRESENTATION CURRENCY Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan mengubah mata uang penyajian dari Rupiah ke Dolar AS, mata uang fungsionalnya, karena secara substansial, jika tidak semua:

On 1 January 2012, the Company changed its presentation currency from the Rupiah to US Dollars, its functional currency, due to substantially, if not all:

- Penjualan dan pendapatan Perusahaan dalam

Dolar AS. - The Company‟s sales and earnings are

originated in US Dollars - Pengeluaran Perusahaan dalam Dolar AS. - The Company‟s expenditures are originated in

US Dollars - Aktivitas pendanaan Perusahaan dalam Dolar

AS - The Company‟s financing activities are

originated in US Dollars Dengan demikian, Direksi berpendapat bahwa perubahan mata uang pelaporan akan menghasilkan penyajian transaksi Perusahaan yang lebih tepat dalam laporan keuangan. Perubahan mata uang pelaporan Perusahaan sesuai dengan PSAK No. 10 (Revisi 2010) ''Pengaruh Perubahan Kurs Valuta Asing'' yang seharusnya diterapkan pada atau setelah 1 Januari 2012.

As such, the Board of Directors believes the change will result in a more appropriate presentation of the Company‟s transactions in the financial statements. The change of the Company‟s reporting currency has been accounted for in accordance with SFAS No. 10 (Revised 2010) “The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates” which should be applied on or after 1 January 2012.

Untuk tujuan komparatif, laporan keuangan dan catatan yang terkait pada tanggal dan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 telah dinilai kembali, seolah-olah Dolar AS adalah mata uang penyajian dalam tahun tersebut, dengan menggunakan prosedur sebagai berikut:

For comparative purposes, the financial statements and associated notes as at and for the year ended 31 December 2011 have been remeasured, as though the US Dollar were the presentation currency in that year, using the procedures outlined below:

• Pos moneter Perusahaan di konversi menjadi

Dolar AS menggunakan kurs akhir tahun, sedangkan pos non-moneter termasuk ekuitas dikonversi menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi; dan

• The Company‟s monetary items are converted into US Dollars using the closing rate, while non-monetary items including equity are converted using the exchange rate at the date of the transactions; and

• Penghasilan dan beban dikonversi menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi.

• Income and expenses are converted using the exchange rate at the date of the transactions.

Berikut ini adalah laporan posisi keuangan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 yang disajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali nilai nominal dan data saham).

The following is the statements of financial position as at 31 December 2011 and 1 January 2011 presented in Rupiah currency (expressed in million Rupiah, except for par value and share data).

1 Januari/ 2011 January 2011

ASET ASSETS ASET LANCAR CURRENT ASSETS Kas dan setara kas 1,559,686 1,026,532 Cash and cash equivalents Piutang usaha Trade receivables - Pihak yang berelasi 45,312,092 14,042,348 Related parties - - Pihak ketiga 2,112,874 1,006,841 Third parties - Piutang dari Pemerintah 4,428,619 2,965,181 Amounts due from the Government Piutang lain-lain Other receivables - Pihak yang berelasi 6,068,700 6,395,703 Related parties - - Pihak ketiga 56,573 22,041 Third parties - Persediaan 706,790 703,520 Inventories PPN yang dapat ditagihkan kembali 1,137,582 1,174,553 Reimbursable VAT Uang muka dan biaya dibayar dimuka 250,755 162,640 Advances and prepayments Jumlah aset lancar 61,633,671 27,499,359 Total current assets

440


PT PERTAMINA EP





6. PERUBAHAN MATA UANG PENYAJIAN (lanjutan) 6. CHANGE IN PRESENTATION CURRENCY (continued)


ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETS Aset minyak dan gas bumi 27,980,089 23,069,869 Oil and gas properties Piutang usaha Trade receivables - Pihak yang berelasi - 30,718,941 Related parties - Piutang lain-lain Other receivables - Pihak yang berelasi - - Related parties - PPN yang dapat ditagihkan kembali - 251,246 Reimbursable VAT Aset lain-lain 44,520 61,789 Other assets Jumlah aset tidak lancar 28,024,609 54,101,845 Total non-current assets JUMLAH ASET 89,658,280 81,601,204 TOTAL ASSETS

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITIES AND EQUITY LIABILITAS JANGKA PENDEK CURRENT LIABILITIES Utang usaha Trade payables - Pihak yang berelasi 1,036,247 814,027 Related parties - - Pihak ketiga 1,268,333 1,279,838 Third parties - Utang kepada Pemerintah 4,244,643 3,956,105 Amounts due to the Government Utang lain-lain Other payables - Pihak yang berelasi 10,853 10,597 Related parties - - Pihak ketiga 30,834 28,940 Third parties - Uang muka pelanggan 109,702 127,149 Customer advances Utang pajak 2,265,261 3,427,731 Tax payables Biaya yang masih harus dibayar 3,459,057 2,983,199 Accrued expenses Pendapatan yang ditangguhkan, porsi jangka Deferred revenue, current pendek - pihak yang berelasi - - portion - related parties Utang sewa pembiayaan, Finance lease payables, porsi jangka pendek 214,748 173,235 current portion Utang dividen 1,184 - Dividend payables Jumlah liabilitas jangka pendek 12,640,862 12,800,821 Total current liabilities

LIABILITAS JANGKA PANJANG NON-CURRENT LIABILITIES Utang kepada Pemerintah 1,782,338 1,790,949 Amounts due to the Government Pendapatan yang ditangguhkan, porsi tidak Deferred revenue, non-current lancar - pihak yang berelasi 621,247 732,362 portion - related parties Liabilitas pajak tangguhan, bersih 5,046,380 3,216,519 Deferred tax liabilities, net Provisi imbalan kerja 215,858 177,993 Provision for employee benefits Provisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioning dan restorasi lokasi aset 6,252,384 5,448,878 and site restoration Utang sewa pembiayaan, Finance lease payables, porsi jangka panjang 79,179 291,431 non-current portion Jumlah liabilitas jangka panjang 13,997,386 11,658,132 Total non-current liabilities JUMLAH LIABILITAS 26,638,248 24,458,953 TOTAL LIABILITIES

441


PT PERTAMINA EP







ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETS Aset minyak dan gas bumi 27,980,089 23,069,869 Oil and gas properties Piutang usaha Trade receivables - Pihak yang berelasi - 30,718,941 Related parties - Piutang lain-lain Other receivables - Pihak yang berelasi - - Related parties - PPN yang dapat ditagihkan kembali - 251,246 Reimbursable VAT Aset lain-lain 44,520 61,789 Other assets Jumlah aset tidak lancar 28,024,609 54,101,845 Total non-current assets JUMLAH ASET 89,658,280 81,601,204 TOTAL ASSETS

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITIES AND EQUITY LIABILITAS JANGKA PENDEK CURRENT LIABILITIES Utang usaha Trade payables - Pihak yang berelasi 1,036,247 814,027 Related parties - - Pihak ketiga 1,268,333 1,279,838 Third parties - Utang kepada Pemerintah 4,244,643 3,956,105 Amounts due to the Government Utang lain-lain Other payables - Pihak yang berelasi 10,853 10,597 Related parties - - Pihak ketiga 30,834 28,940 Third parties - Uang muka pelanggan 109,702 127,149 Customer advances Utang pajak 2,265,261 3,427,731 Tax payables Biaya yang masih harus dibayar 3,459,057 2,983,199 Accrued expenses Pendapatan yang ditangguhkan, porsi jangka Deferred revenue, current pendek - pihak yang berelasi - - portion - related parties Utang sewa pembiayaan, Finance lease payables, porsi jangka pendek 214,748 173,235 current portion Utang dividen 1,184 - Dividend payables Jumlah liabilitas jangka pendek 12,640,862 12,800,821 Total current liabilities

LIABILITAS JANGKA PANJANG NON-CURRENT LIABILITIES Utang kepada Pemerintah 1,782,338 1,790,949 Amounts due to the Government Pendapatan yang ditangguhkan, porsi tidak Deferred revenue, non-current lancar - pihak yang berelasi 621,247 732,362 portion - related parties Liabilitas pajak tangguhan, bersih 5,046,380 3,216,519 Deferred tax liabilities, net Provisi imbalan kerja 215,858 177,993 Provision for employee benefits Provisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioning dan restorasi lokasi aset 6,252,384 5,448,878 and site restoration Utang sewa pembiayaan, Finance lease payables, porsi jangka panjang 79,179 291,431 non-current portion Jumlah liabilitas jangka panjang 13,997,386 11,658,132 Total non-current liabilities JUMLAH LIABILITAS 26,638,248 24,458,953 TOTAL LIABILITIES

PT PERTAMINA EP







EKUITAS EQUITY Modal saham Share capital Modal dasar - 1.000.000 saham Authorised - 1,000,000 shares dengan nilai nominal Rp1.000.000 at par value of per saham (nilai penuh) Rp1,000,000 each (full amount) Modal ditempatkan dan Issued and paid-up disetor - 250.000 saham 250,000 250,000 capital - 250,000 shares Saldo laba 62,770,032 56,892,251 Retained earnings JUMLAH EKUITAS 63,020,032 57,142,251 TOTAL EQUITY

JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS 89,658,280 81,601,204 TOTAL LIABILITIES AND EQUITY

Berikut ini adalah laporan laba rugi untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 yang disajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali laba bersih per saham dasar).

The following is the statement of income for the year ended 31 December 2011 presented in Rupiah currency (expressed in million Rupiah, except for basic earnings per share).

2011

PENDAPATAN USAHA REVENUES Penjualan dalam negeri minyak mentah, Domestic sales of crude oil, gas bumi, dan LPG 44,109,241 natural gas and LPG Penjualan ekspor minyak mentah 125,350 Export sales of crude oil JUMLAH PENDAPATAN USAHA 44,234,591 TOTAL REVENUES BEBAN USAHA OPERATING EXPENSES Beban eksplorasi 940,103 Exploration expenses Beban produksi 11,350,555 Production expenses Beban umum dan administrasi 1,463,144 General and administration expenses Beban penyusutan, deplesi Depreciation, depletion and dan amortisasi 1,760,354 amortisation expenses JUMLAH BEBAN USAHA 15,514,156 TOTAL OPERATING EXPENSES LABA USAHA 28,720,435 OPERATING INCOME PENGHASILAN/(BEBAN) LAIN-LAIN OTHER INCOME/(EXPENSES) Laba selisih kurs, bersih 806,281 Foreign exchange gain, net Pendapatan bunga 56,002 Interest income Pendapatan lain-lain 1,010,767 Other income Beban akresi (594,798) Accretion expenses Beban bunga (420,051) Interest expenses Beban lainnya (36,229) Other expenses

Jumlah penghasilan lain-lain, bersih 821,972 Total other income, net

LABA SEBELUM PAJAK PENGHASILAN 29,542,407 PROFIT BEFORE INCOME TAX

BEBAN PAJAK PENGHASILAN 11,819,945 INCOME TAX EXPENSES LABA TAHUN BERJALAN 17,722,462 PROFIT FOR THE YEAR PENDAPATAN KOMPREHENSIF LAIN - OTHER COMPREHENSIVE INCOME JUMLAH LABA KOMPREHENSIF TAHUN TOTAL COMPREHENSIVE INCOME BERJALAN 17,722,462 FOR THE YEAR

442


PT PERTAMINA EP






Berikut ini adalah laporan arus kas untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 yang disajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali laba bersih per saham dasar).

The following is the statement of cash flows for the year ended 31 December 2011 presented in Rupiah currency (expressed in million Rupiah, except for basic earnings per share).

2011

ARUS KAS DARI AKTIVITAS OPERASI CASH FLOWS FROM OPERATING ACTIVITIES Penerimaan kas dari pelanggan 29,065,461 Cash receipts from customers Penerimaan dari Pemerintah, bersih 3,298,701 Receipts from the Government, net Penerimaan dari pendapatan bunga 56,002 Receipts of finance income Pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan (14,606,302) Cash payments to suppliers and employees Pembayaran pajak penghasilan (11,177,438) Payments of income tax Pembiayaan provisi untuk biaya Funding of provision for decommissioning pembongkaran dan restorasi lokasi aset (182,847) and site restoration Pembayaran beban keuangan (103,849) Payments of finance cost Arus kas bersih yang diperoleh Net cash flows generated from dari aktivitas operasi 6,349,728 operating activities ARUS KAS DARI AKTIVITAS INVESTASI CASH FLOWS FROM INVESTING ACTIVITIES Pembelian aset minyak dan gas bumi (5,650,139) Purchase of oil and gas properties Arus kas bersih yang digunakan Net cash flows used in untuk aktivitas investasi (5,650,139) investing activities ARUS KAS DARI AKTIVITAS PENDANAAN CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES Pembayaran sewa pembiayaan (173,789) Payment of finance lease payables Arus kas bersih yang digunakan untuk aktivitas pendanaan (173,789) Net cash flows used in financing activities Efek perubahan nilai kurs Effect of exchange rate changes pada kas dan setara kas 7,354 on cash and cash equivalents KENAIKAN BERSIH KAS DAN NET INCREASE IN CASH AND CASH SETARA KAS 533,154 EQUIVALENTS SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS AWAL TAHUN 1,026,532 AT BEGINNING OF YEAR SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS AKHIR TAHUN 1,559,686 AT END OF YEAR

443


PT PERTAMINA EP






Berikut ini adalah laporan arus kas untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 yang disajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali laba bersih per saham dasar).

The following is the statement of cash flows for the year ended 31 December 2011 presented in Rupiah currency (expressed in million Rupiah, except for basic earnings per share).

2011

ARUS KAS DARI AKTIVITAS OPERASI CASH FLOWS FROM OPERATING ACTIVITIES Penerimaan kas dari pelanggan 29,065,461 Cash receipts from customers Penerimaan dari Pemerintah, bersih 3,298,701 Receipts from the Government, net Penerimaan dari pendapatan bunga 56,002 Receipts of finance income Pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan (14,606,302) Cash payments to suppliers and employees Pembayaran pajak penghasilan (11,177,438) Payments of income tax Pembiayaan provisi untuk biaya Funding of provision for decommissioning pembongkaran dan restorasi lokasi aset (182,847) and site restoration Pembayaran beban keuangan (103,849) Payments of finance cost Arus kas bersih yang diperoleh Net cash flows generated from dari aktivitas operasi 6,349,728 operating activities ARUS KAS DARI AKTIVITAS INVESTASI CASH FLOWS FROM INVESTING ACTIVITIES Pembelian aset minyak dan gas bumi (5,650,139) Purchase of oil and gas properties Arus kas bersih yang digunakan Net cash flows used in untuk aktivitas investasi (5,650,139) investing activities ARUS KAS DARI AKTIVITAS PENDANAAN CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES Pembayaran sewa pembiayaan (173,789) Payment of finance lease payables Arus kas bersih yang digunakan untuk aktivitas pendanaan (173,789) Net cash flows used in financing activities Efek perubahan nilai kurs Effect of exchange rate changes pada kas dan setara kas 7,354 on cash and cash equivalents KENAIKAN BERSIH KAS DAN NET INCREASE IN CASH AND CASH SETARA KAS 533,154 EQUIVALENTS SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS AWAL TAHUN 1,026,532 AT BEGINNING OF YEAR SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS AKHIR TAHUN 1,559,686 AT END OF YEAR

PT PERTAMINA EP





7. KAS DAN SETARA KAS 7. CASH AND CASH EQUIVALENTS 1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Kas 252 235 239 Cash on hand Bank 11,307 57,526 29,194 Cash in banks Deposito berjangka 102,995 114,238 84,740 Time deposits Jumlah kas dan Total cash and

setara kas 114,554 171,999 114,173 cash equivalents Semua kas di bank dan deposito ditempatkan pada pihak berelasi, entitas berelasi dengan Pemerintah (lihat Catatan 23b).

All cash in banks and and deposits are with related parties, government related entities (see Note 23b).

Tingkat bunga per tahun untuk deposito berjangka pada tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

Annual interest rates on time deposits during 2012 and 2011 were as follows:

1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Rupiah 3.5% - 6.25% 5% - 6.75% 5.5% - 6.25% Rupiah Dolar AS 0.25%-0.33% 0.25%- 0.50% 0.325% - 1% US Dollars

8. PIUTANG USAHA 8. TRADE RECEIVABLES 1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Pihak ketiga 224,477 237,081 111,983 Third parties Pihak berelasi (catatan 23c) 4,841,849 4,996,922 4,978,455 Related parties (Note 23c) 5,066,326 5,234,003 5,090,438 Provisi penurunan nilai (4,078) (4,078) - Provision for impairment Jumlah piutang usaha, bersih 5,062,248 5,229,925 5,090,438 Total trade receivables, net Porsi tidak lancar - - 3,416,632 Non-current portion Porsi lancar 5,062,248 5,229,925 1,673,806 Current portion

Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang usaha sebesar AS$5.066.326 (2011: AS$5.234.003) meliputi piutang usaha sebesar AS$4.957.131 (2011: AS$5.147.415) yang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai. Piutang usaha dari Pertamina, pemegang saham, dianggap belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai karena hubungan Perusahaan dengan pemegang saham. Selain itu, semua dana operasional diberikan oleh pemegang saham dengan meng-offset piutang usaha dan distribusi dividen kepada pemegang saham tersebut juga dilakukan dengan meng-offset piutang usaha.

As at 31 December 2012, trade receivables of US$5,066,326 (2011: US$5,234,003) consist of trade receivables of US$4,957,131 (2011: US$5,147,415) which are not yet past due nor impaired. Trade receivables from Pertamina, the shareholder, are considered not yet past due nor impaired due to the relationship with the shareholder. In addition, all the operational funds are provided by the shareholder by offsetting with the trade receivables and the dividend distributions to the shareholder will also be offset against the trade receivables.

* Disajikan kembali (lihat Catatan 6) * As restated (refer to Note 6)

444


PT PERTAMINA EP





8. PIUTANG USAHA (lanjutan) 8. TRADE RECEIVABLES (continued) Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang usaha sebesar AS$72.291 (31 Desember 2011: AS$37.202) telah jatuh tempo tetapi belum mengalami penurunan nilai. Piutang usaha tersebut berasal dari pelanggan-pelanggan yang independen dan tidak pernah terdapat sejarah wanprestasi. Analisa umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, trade receivables amounting to US$72,291 (31 December 2011: US$37,202) were past due but not impaired. These relate to a number of independent customers for whom there is no recent history of default. The aging analysis of these receivables is as follows:

2012 2011

Lewat jatuh tempo: Overdue: Kurang dari 3 bulan 43,743 12,730 Less than three months 3 – 6 bulan 7,799 12,879 3 – 6 months 6 –12 bulan 20,749 - 6 – 12 months 12 – 24 bulan - 21 12 – 24 months >24 bulan - 11,572 >24 months Jumlah 72,291 37,202 Total

Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang usaha yang jatuh tempo dan mengalami penurunan nilai AS$36.904 (2011: AS$49.386). Piutang usaha dari Petrochina International (Bermuda) Ltd. dan Petrochina International Company Ltd. tersebut berhubungan dengan unitisasi Perusahaan di lapangan Tuban dan Wakamuk dengan perusahaan-perusahaan Petrochina. Manajemen berkeyakinan bahwa piutang tersebut dapat tertagih seluruhnya karena penyelesaian piutang tersebut hanya menunggu verifikasi perhitungan dalam True Up Statements seperti diungkapkan di Catatan 3c atas laporan keuangan. Provisi penurunan nilai dibuat untuk mencerminkan nilai uang dari tagihan tersebut pada saat Perusahaan dapat menagih piutang tersebut. Umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, trade receivables due amounting to US$36,904 (2011: US$49,386) are impaired. Those receivables from Petrochina International (Bermuda) Ltd. and Petrochina International Company Ltd. arose in relation to the Company‟s unitisation in Tuban and Wakamuk fields with Petrochina companies. Management believes that these receivable will be collectible in full since the settlement of these receivables are only awaiting verification of the calculation in the True Up Statements as disclosed in Note 3c to the financial statements. The provision for impairment made to the receivables represents the time value of the money of when the Company will collect the receivables. The aging of these receivables is as follows:

2012 2011

Lewat jatuh tempo: Overdue: 3 – 6 bulan - 2,184 3 – 6 months 6 –12 bulan - 26,575 6 – 12 months 12 – 24 bulan 26,326 - 12 – 24 months >24 bulan 10,578 20,627 >24 months Jumlah 36,904 49,386 Total

Mutasi saldo provisi penurunan nilai adalah sebagai berikut:

The movements in the provision for impairment are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 4,078 - Beginning balance Penambahan saldo berjalan - 4,078 Addition during year Saldo akhir 4,078 4,078 Ending balance


445


PT PERTAMINA EP





8. PIUTANG USAHA (lanjutan) 8. TRADE RECEIVABLES (continued) Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang usaha sebesar AS$72.291 (31 Desember 2011: AS$37.202) telah jatuh tempo tetapi belum mengalami penurunan nilai. Piutang usaha tersebut berasal dari pelanggan-pelanggan yang independen dan tidak pernah terdapat sejarah wanprestasi. Analisa umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, trade receivables amounting to US$72,291 (31 December 2011: US$37,202) were past due but not impaired. These relate to a number of independent customers for whom there is no recent history of default. The aging analysis of these receivables is as follows:

2012 2011

Lewat jatuh tempo: Overdue: Kurang dari 3 bulan 43,743 12,730 Less than three months 3 – 6 bulan 7,799 12,879 3 – 6 months 6 –12 bulan 20,749 - 6 – 12 months 12 – 24 bulan - 21 12 – 24 months >24 bulan - 11,572 >24 months Jumlah 72,291 37,202 Total

Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang usaha yang jatuh tempo dan mengalami penurunan nilai AS$36.904 (2011: AS$49.386). Piutang usaha dari Petrochina International (Bermuda) Ltd. dan Petrochina International Company Ltd. tersebut berhubungan dengan unitisasi Perusahaan di lapangan Tuban dan Wakamuk dengan perusahaan-perusahaan Petrochina. Manajemen berkeyakinan bahwa piutang tersebut dapat tertagih seluruhnya karena penyelesaian piutang tersebut hanya menunggu verifikasi perhitungan dalam True Up Statements seperti diungkapkan di Catatan 3c atas laporan keuangan. Provisi penurunan nilai dibuat untuk mencerminkan nilai uang dari tagihan tersebut pada saat Perusahaan dapat menagih piutang tersebut. Umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, trade receivables due amounting to US$36,904 (2011: US$49,386) are impaired. Those receivables from Petrochina International (Bermuda) Ltd. and Petrochina International Company Ltd. arose in relation to the Company‟s unitisation in Tuban and Wakamuk fields with Petrochina companies. Management believes that these receivable will be collectible in full since the settlement of these receivables are only awaiting verification of the calculation in the True Up Statements as disclosed in Note 3c to the financial statements. The provision for impairment made to the receivables represents the time value of the money of when the Company will collect the receivables. The aging of these receivables is as follows:

2012 2011

Lewat jatuh tempo: Overdue: 3 – 6 bulan - 2,184 3 – 6 months 6 –12 bulan - 26,575 6 – 12 months 12 – 24 bulan 26,326 - 12 – 24 months >24 bulan 10,578 20,627 >24 months Jumlah 36,904 49,386 Total



2012 2011*

Saldo awal 4,078 - Beginning balance Penambahan saldo berjalan - 4,078 Addition during year Saldo akhir 4,078 4,078 Ending balance


PT PERTAMINA EP





8. PIUTANG USAHA (lanjutan) 8. TRADE RECEIVABLES (continued)

Pembuatan provisi penurunan nilai telah dicatat sebagai beban penurunan nilai dalam laba rugi. Jumlah yang telah dibuat provisi penurunan nilainya biasanya akan dihapuskan pada saat tidak terdapat kemungkinan pemulihan tambahan kas.

The creation of provision for impaired receivables has been included in impairment charges in the profit or loss. Amounts charged to the allowance account are generally written off when there is no expectation of recovering additional cash.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap kolektibilitas saldo masing-masing piutang usaha pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, manajemen berpendapat bahwa jumlah penurunan nilai piutang usaha sudah memadai untuk menutupi kemungkinan kerugian dari tidak tertagihnya piutang usaha tersebut.

Based on management review for the collectibility of the individual trade receivable accounts as at 31 December 2012 and 2011, management believes that the provision for impairment of trade receivables is adequate to cover possible losses on uncollectible trade receivable accounts.

9. PIUTANG LAIN-LAIN 9. OTHER RECEIVABLES 1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Pihak ketiga 19,471 8,287 4,469 Third parties Pihak yang berelasi (Catatan 23d) 1,058,161 669,244 711,345 Related parties (Note 23d) 1,077,632 677,531 715,814 Penyisihan penurunan nilai (1,988) (2,048) (2,018) Provision for impairment Jumlah piutang lain-lain 1,075,644 675,483 713,796 Total other receivables

Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang lain-lain sebesar AS$1.077.632 (2011: AS$677.531) meliputi piutang lain-lain sebesar AS$1.067.271 (2011: AS$670.605) yang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai. Piutang lain-lain dari Pertamina, pemegang saham, dianggap belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai karena hubungan Perusahaan dengan pemegang saham. Selain itu, semua dana operasional diberikan oleh pemegang saham dengan meng-offset piutang lain-lain. Selain itu, distribusi dividen kepada pemegang saham tersebut juga dilakukan dengan meng-offset piutang lain-lain.

As at 31 December 2012, other receivables of US$1,077,632 (2011: US$677,531) consist of other receivables of US$1,067,271 (2011: US$670,605) which are not yet past due nor impaired. Other receivables from Pertamina, the shareholder, are considered not yet past due nor impaired due to the relationships with the shareholder. In addition, all the operational funds are provided by the shareholder by offsetting with the trade receivables. In addition, the dividend distributions to the shareholder will also be offset against the receivable.

Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang lain-lain sebesar AS$3.399 (31 Desember 2011: AS$260) telah jatuh tempo tetapi belum mengalami penurunan nilai. Analisa umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, other receivables amounting to US$3,399 (31 December 2011: US$260) were past due but not impaired. The aging analysis of these receivables is as follows:

2012 2011 Lewat jatuh tempo: Overdue: Kurang dari 3 bulan 3,053 203 Less than 3 months 3 – 6 bulan 346 57 3 – 6 months Jumlah 3,399 260 Total


446


PT PERTAMINA EP





9. PIUTANG LAIN-LAIN (lanjutan) 9. OTHER RECEIVABLES (continued) Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang lain-lain sebesar AS$6.962 (2011: AS$6.666) mengalami penurunan nilai. Provision sebesar AS$1.988 telah dibuat per 31 Desember 2012 (2011: AS$2.048). Analisa umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, other receivables of US$6,962 (2011: US$6,666) were impaired. The amount of the provision was US$1,988 as at 31 December 2012 (2011: US$2,048). The aging analysis of these receivables is as follows:

2012 2011

Lewat jatuh tempo: Overdue: 6 –12 bulan 395 3,727 6 – 12 months 12 – 24 bulan 3,711 2,242 12 – 24 months >24 bulan 2,856 697 >24 months Jumlah 6,962 6,666 Total Piutang lain-lain dari pihak ketiga sebagian besar merupakan biaya dibayar dimuka yang dibayarkan oleh Perusahaan atas nama Mitra Usaha KBT/KSO kepada pihak lain.

Other receivables from third parties mainly represent prepayments made by the Company on behalf of TAC/OC Partners to other parties.



2012 2011

Saldo awal 2,048 2,018 Beginning balance Pemulihan dari penurunan nilai Reversal of provision for piutang lain-lain (55) - impairment Selisih kurs (5) 30 Foreign exchange Saldo akhir 1,988 2,048 Ending balance Pembuatan provisi penurunan nilai telah dicatat sebagai beban penurunan nilai dalam laba rugi. Jumlah yang telah dibuat provisi penurunan nilainya biasanya akan dihapusbukukan pada saat tidak terdapat kemungkinan pemulihan tambahan kas.


Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap kolektibilitas saldo masing-masing piutang lain-lain pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, manajemen berpendapat bahwa jumlah penurunan nilai piutang lain-lain sudah memadai untuk menutupi kemungkinan kerugian dari tidak tertagihnya piutang lain-lain tersebut.

Based on management review of the collectibility of the individual other receivables accounts as at 31 December 2012 and 2011, management believes that the provision for impairment of other receivables is adequate to cover possible losses on uncollectible other receivable accounts.

10. PERSEDIAAN 10. INVENTORIES


Material umum 117,043 78,724 76,428 General materials Penyisihan persediaan usang Allowance for obsolete dan tidak terpakai (1,127) (1,127) (1,127) and unusable inventories Jumlah 115,916 77,597 75,301 Total


447


PT PERTAMINA EP





9. PIUTANG LAIN-LAIN (lanjutan) 9. OTHER RECEIVABLES (continued) Pada tanggal 31 Desember 2012, piutang lain-lain sebesar AS$6.962 (2011: AS$6.666) mengalami penurunan nilai. Provision sebesar AS$1.988 telah dibuat per 31 Desember 2012 (2011: AS$2.048). Analisa umur piutang tersebut adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, other receivables of US$6,962 (2011: US$6,666) were impaired. The amount of the provision was US$1,988 as at 31 December 2012 (2011: US$2,048). The aging analysis of these receivables is as follows:

2012 2011

Lewat jatuh tempo: Overdue: 6 –12 bulan 395 3,727 6 – 12 months 12 – 24 bulan 3,711 2,242 12 – 24 months >24 bulan 2,856 697 >24 months Jumlah 6,962 6,666 Total Piutang lain-lain dari pihak ketiga sebagian besar merupakan biaya dibayar dimuka yang dibayarkan oleh Perusahaan atas nama Mitra Usaha KBT/KSO kepada pihak lain.

Other receivables from third parties mainly represent prepayments made by the Company on behalf of TAC/OC Partners to other parties.



2012 2011

Saldo awal 2,048 2,018 Beginning balance Pemulihan dari penurunan nilai Reversal of provision for piutang lain-lain (55) - impairment Selisih kurs (5) 30 Foreign exchange Saldo akhir 1,988 2,048 Ending balance Pembuatan provisi penurunan nilai telah dicatat sebagai beban penurunan nilai dalam laba rugi. Jumlah yang telah dibuat provisi penurunan nilainya biasanya akan dihapusbukukan pada saat tidak terdapat kemungkinan pemulihan tambahan kas.


Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap kolektibilitas saldo masing-masing piutang lain-lain pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, manajemen berpendapat bahwa jumlah penurunan nilai piutang lain-lain sudah memadai untuk menutupi kemungkinan kerugian dari tidak tertagihnya piutang lain-lain tersebut.

Based on management review of the collectibility of the individual other receivables accounts as at 31 December 2012 and 2011, management believes that the provision for impairment of other receivables is adequate to cover possible losses on uncollectible other receivable accounts.

10. PERSEDIAAN 10. INVENTORIES


Material umum 117,043 78,724 76,428 General materials Penyisihan persediaan usang Allowance for obsolete dan tidak terpakai (1,127) (1,127) (1,127) and unusable inventories Jumlah 115,916 77,597 75,301 Total


PT PERTAMINA EP





10. PERSEDIAAN (lanjutan) 10. INVENTORIES (continued)

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, persediaan Perusahaan telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran, pencurian, dan risiko lain yang mungkin terjadi (Catatan 11). Manajemen berpendapat bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari risiko yang diasuransikan.

As at 31 December 2012 and 2011, the Company‟s inventories have been insured against fire, theft and other possible risks (Note 11). Management believes that the insurance coverage amount is adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the insured inventories.

Manajemen berpendapat bahwa penyisihan persediaan usang dan tidak terpakai telah memadai untuk menutupi kerugian atas persediaan usang dan tidak terpakai.

Management believes that the allowance for obsolete and unusable inventories is adequate to cover possible losses on obsolete and unusable stock.

11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI 11. OIL AND GAS PROPERTIES 2012 Saldo awal/ Saldo akhir/ Beginning Penambahan/ Reklasifikasi/ Penghapusan/ Ending balance * Additions Reclassifications Disposal balance

Nilai perolehan Acquisition cost Pemilikan langsung Owned assets Tanah dan hak atas tanah 4,806 2,451 - - 7,257 Land and land rights Sumur produksi 1,995,582 422,059 496,931 - 2,914,572 Production wells Instalasi 654,175 29,897 113,808 - 797,880 Installations Pabrik LPG 3,309 - - - 3,309 LPG plants Bangunan 23,258 - 7,594 - 30,852 Buildings Harta bergerak 82,125 - 29,130 - 111,255 Moveable equipment Sub-jumlah 2,763,255 454,407 647,463 - 3,865,125 Sub-total Aset dalam penyelesaian Assets under construction - Sumur eksplorasi dan Exploratory and - evaluasi 633,002 49,402 (260,030) (54,814) 367,560 evaluation wells - Sumur pengembangan 179,170 603,814 (236,901) - 546,083 Development wells - - Lain-lain 190,655 236,864 (150,532) - 276,987 Others - Sub-jumlah 1,002,827 890,080 (647,463) (54,814) 1,190,630 Sub-total Aset sewa pembiayaan Finance lease assets Instalasi 308,508 - - - 308,508 Installations Pabrik LPG 44,218 - - - 44,218 LPG plants Bangunan 58,801 - - - 58,801 Buildings Harta bergerak 17,405 - - - 17,405 Moveable equipment Sub-jumlah 428,932 - - - 428,932 Sub-total Jumlah nilai perolehan 4,195,014 1,344,487 - (54,814) 5,484,687 Total acquisition cost

Akumulasi penyusutan, Accumulated depreciation, deplesi dan amortisasi depletion and amortisation Pemilikan langsung Owned assets Sumur produksi (440,234) (154,802) - - (595,036) Production wells Instalasi (268,497) (61,947) - - (330,444) Installations Pabrik LPG (3,330) (695) - - (4,025) LPG plants Bangunan (4,556) (1,556) - - (6,112) Buildings Harta bergerak (50,539) (13,222) - - (63,761) Moveable equipment Sub-jumlah akumulasi Sub-total accumulated penyusutan, deplesi depreciation, depletion dan amortisasi (767,156) (232,222) - - (999,378) and amortisation

Aset sewa pembiayaan Finance lease assets Instalasi (234,684) (5,508) - - (240,192) Installations Pabrik LPG (39,438) (21,362) - - (60,800) LPG plants Bangunan (52,315) (1,078) - - (53,393) Buildings Harta bergerak (13,004) (633) - - (13,637) Moveable equipment Sub-jumlah akumulasi Sub-total accumulated penyusutan, deplesi depreciation, depletion dan amortisasi (339,441) (28,581) - - (368,022) and amortisation Total accumulated Jumlah akumulasi penyusutan, depreciation, depletion deplesi dan amortisasi (1,106,597) (260,803) - - (1,367,400) and amortisation Nilai buku bersih 3,088,417 4,117,287 Net book value


448


PT PERTAMINA EP





11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) 11. OIL AND GAS PROPERTIES (continued)

2011* Saldo awal/ Saldo akhir/ Beginning Penambahan/ Reklasifikasi/ Penghapusan/ Ending balance * Additions Reclassifications Disposal balance *

Nilai perolehan Acquisition cost Pemilikan langsung Owned assets Tanah dan hak atas tanah 4,370 436 - - 4,806 Land and land rights Sumur produksi 1,558,058 123,927 313,597 - 1,995,582 Production wells Instalasi 583,952 2,582 67,641 - 654,175 Installations Pabrik LPG 3,309 - - - 3,309 LPG plants Bangunan 18,839 - 4,419 - 23,258 Buildings Harta bergerak 56,878 12,664 12,583 - 82,125 Moveable equipment Sub-jumlah 2,225,406 139,609 398,240 - 2,763,255 Sub-total Aset dalam penyelesaian Assets under construction - Sumur eksplorasi dan Exploratory and - evaluasi 501,683 148,507 - (17,188) 633,002 evaluation wells - Sumur pengembangan 131,713 361,054 (313,597) - 179,170 Development wells - - Lain-lain 146,759 128,539 (84,643) - 190,655 Others - Sub-jumlah 780,155 638,100 (398,240) (17,188) 1,002,827 Sub-total Aset sewa pembiayaan Finance lease assets Instalasi 308,508 - - - 308,508 Installations Pabrik LPG 44,218 - - - 44,218 LPG plants Bangunan 58,801 - - - 58,801 Buildings Harta bergerak 17,405 - - - 17,405 Moveable equipment Sub-jumlah 428,932 - - - 428,932 Sub-total Jumlah nilai perolehan 3,434,493 777,709 - (17,188) 4,195,014 Total acquisition cost Akumulasi penyusutan, Accumulated depreciation, deplesi dan amortisasi depletion and amortisation Pemilikan langsung Owned assets Sumur produksi (350,282) (89,952) - - (440,234) Production wells Instalasi (206,808) (61,689) - - (268,497) Installations Pabrik LPG (2,635) (695) - - (3,330) LPG plants Bangunan (3,454) (1,102) - - (4,556) Buildings Harta bergerak (31,014) (19,525) - - (50,539) Moveable equipment Sub-jumlah akumulasi Sub-total accumulated penyusutan, deplesi depreciation, depletion dan amortisasi (594,193) (172,963) - - (767,156) and amortisation Aset sewa pembiayaan Finance lease assets Instalasi (228,529) (6,155) - - (234,684) Installations Pabrik LPG (28,797) (10,641) - - (39,438) LPG plants Bangunan (51,069) (1,246) - - (52,315) Buildings Harta bergerak (11,900) (1,104) - - (13,004) Moveable equipment Sub-jumlah akumulasi Sub-total accumulated penyusutan, deplesi depreciation, depletion dan amortisasi (320,295) (19,146) - - (339,441) and amortisation Total accumulated Jumlah akumulasi penyusutan, depreciation, depletion deplesi dan amortisasi (914,488) (192,109) - - (1,106,597) and amortisation Nilai buku bersih 2,520,005 3,088,417 Net book value

Penambahan sumur produksi dan instalasi sebesar AS$451.956 (2011: AS$126.509) merupakan kapitalisasi biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset.

Addition to the production wells and installation amounting to US$451,956 (2011: US$126,509) was related to capitalisation of the decommissioning and site restoration costs.


449


PT PERTAMINA EP





11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) 11. OIL AND GAS PROPERTIES (continued)

Biaya penyusutan sebesar AS$260.803 (2011: AS$192.109) dibebankan sebagai beban produksi.

Depreciation expense of US$260,803 (2011: US$192,109) was charged to production expenses.

Nilai persediaan dan aset minyak dan gas, kecuali tanah dan hak atas tanah telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran, pencurian, dan risiko lain yang mungkin terjadi diasuransikan kepada konsorsium asuransi dengan PT Asuransi Jasa Indonesia (Persero) sebagai pemimpin konsorsium dengan periode asuransi 1 Mei 2012 sampai dengan 30 April 2014, pihak yang berelasi dengan Perusahaan, dengan nilai pertanggungan sebagai berikut:

The Company‟s inventories and oil and gas properties, except for land and land rights, have been insured against fire, theft and other risks under policies to the insurance consortium with PT Asuransi Jasa Indonesia (Persero), a related party to the Company, as the consortium leader with an insurance period from 1 May 2012 until 30 April 2014 involving insurance coverage amounts as follows:

Nilai pertanggungan asuransi sebesar

AS$1.302.904 yang mencakup pertanggungan seluruh aset didarat (onshore) yang dimiliki oleh Perusahaan meliputi persediaan, fasilitas produksi, terminal minyak dan gas, stasiun pengumpul, minyak mentah, gas bumi, produk-produk minyak mentah dan gas bumi yang disimpan dalam tangki-tangki penyimpanan, harta bergerak dan peralatan berat.

Insurance coverage of US$1,302,904 for all of the Company‟s onshore assets, involving inventories, production facilities, oil and gas terminals, gathering and block stations, stocks of crude oil, natural gas, oil and gas products contained in storage tanks, moveable assets and heavy equipment.


AS$53.010 yang mencakup pertanggungan seluruh aset lepas pantai yang dimiliki Perusahaan.

Insurance coverage of US$53,010 for the Company‟s offshore assets.


AS$35.000 terhadap Tanggungan Dalam Satu Limit Gabungan (Combined Single Limit of Liability) setiap insiden di luar kendali Perusahaan, misalnya peristiwa meledaknya sumur di darat (blowout), untuk setiap polis asuransi. Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan memiliki 14 polis asuransi jenis ini.

Insurance coverage of US$35,000 of Dependant in the Joint Limit (Combined Single Limit of Liability) any out of control incident such as the explosion of wells in the onshore events (blowout) for each policy number. As at 31 December 2012, the Company has 14 insurance policies of this type of insurance.


AS$50.000 terhadap Tanggungan Dalam Satu Limit Gabungan (Combined Single Limit of Liability) setiap insiden di luar kendali Perusahaan, misalnya peristiwa meledaknya sumur lepas pantai (blowout), untuk setiap polis asuransi. Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan memiliki 1 polis asuransi jenis ini.

Insurance coverage of US$50,000 of Dependant in the Joint Limit (Combined Single Limit of Liability) any out of control incident such as the explosion of wells in the onshore events (blowout) for each policy number. As at 31 December 2012, the Company has 1 insurance policy of this type of insurance.

Manajemen berpendapat bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari risiko yang diasuransikan.

Management believes that the insurance coverage amounts are adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the risks insured.

450


PT PERTAMINA EP





12. UTANG USAHA 12. TRADE PAYABLES


Pihak ketiga 151,519 139,869 142,347 Third parties Pihak berelasi (Catatan 23e) 154,821 114,275 90,538 Related parties (Note 23e) Jumlah 306,340 254,144 232,885 Total

Utang usaha kepada pihak ketiga sebagian besar merupakan kewajiban kepada Pemasok dan Mitra Usaha KBT/KSO terkait dengan pengembalian biaya operasi, jasa pengeboran dan rig, jasa perbaikan dan pemeliharaan, open hole logging, dan jasa cellar foundation.

Trade payables to third parties mostly represent amounts due to vendors and TAC/KSO Partners related to cost recovery, drilling and rigging services, repair and maintenance services, open hole logging and cellar foundation services.

13. REKENING PEMERINTAH 13. GOVERNMENT ACCOUNT a. Piutang dari Pemerintah a. Amounts due from the Government

2012 2011*

DMO fees: DMO fees: Saldo awal 460,189 182,298 Beginning balance Penambahan tahun berjalan 876,252 858,930 Addition during the year Offset piutang DMO fees Offset DMO fees receivable dengan kewajiban Pertamina against Pertamina‟s obligation kepada Pemerintah (331,039) (353,465) to the Government Dibayar tunai (922,000) (227,574) Cash settlement Saldo akhir 83,402 460,189 Ending balance Piutang underlifting: Underlifting receivable: Saldo awal 28,190 147,496 Beginning balance Pembayaran (21,670) (126,752) Payment Penambahan tahun berjalan 20,171 28,190 Addition during the year Penyesuaian underlifting Adjustment for prior years tahun sebelumnya (6,520) (20,744) underlifting Saldo akhir 20,171 28,190 Ending balance Jumlah 103,573 488,379 Total DMO fees merupakan tagihan kepada Pemerintah sehubungan dengan kewajiban Perusahaan dalam menyediakan minyak mentah untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak pasar dalam negeri sesuai KKS (Catatan 2f).

DMO fees represent amounts due from the Government in relation to the Company‟s obligation to supply crude oil to meet the domestic market demand for fuel products in accordance with its Cooperation Contract (Note 2f).

Piutang underlifting merupakan piutang Perusahaan dari SKK MIGAS karena volume lifting minyak mentah dan gas bumi yang dilakukan oleh SKK MIGAS melebihi bagian yang menjadi haknya pada tahun yang bersangkutan.

Underlifting receivable represents the Company‟s receivable from SKK MIGAS as a result of SKK MIGAS lifting higher crude oil and gas volumes than its entitlement for the respective year.


451


PT PERTAMINA EP





13. REKENING PEMERINTAH (lanjutan) 13. GOVERNMENT ACCOUNT (continued) b. Utang kepada Pemerintah - porsi lancar b. Amounts due to the Government - current

portion 1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Bagian Pemerintah atas bagi Government‟s share of production hasil produksi - 2005 - 21,310 21,310 2005 - - 2006 - 12,428 12,428 2006 - - 2007 - 149,908 149,908 2007 - - 2008 49,582 49,582 49,582 2008 - - 2009 - (36,869) (36,869) 2009 - - 2010 - 1,809 4,119 2010 - - 2011 - 393 - 2011 - - 2012 43,656 - - 2012 - Utang atas sewa pembiayaan Finance lease payables Barang Milik Negara on State-Owned Assets - porsi lancar (Catatan 13c) 284,201 270,271 239,529 - current portion (Note 13c) Jumlah 377,439 468,832 440,007 Total Bagian Pemerintah atas bagi hasil produksi pada tahun 2005-2009 merupakan tambahan utang overlifting yang sebagian besar telah diselesaikan oleh Perusahaan di tahun 2012 (Catatan 22b).

The Government‟s share of production in 2005-2009 represent additional overlifting payables which mostly has been settled by the Company in 2012 (Note 22b).

c. Utang kepada Pemerintah - porsi tidak lancar c. Amounts due to the Government - non-

current portion Utang kepada Pemerintah ini merupakan Utang

sewa pembiayaan atas Barang Milik Negara (Catatan 27a). Aset Barang Milik Negara ini meliputi instalasi, bangunan dan harta bergerak yang digunakan di dalam kegiatan usaha minyak dan gas bumi Perusahaan.

The amounts due to the Government represent the finance lease payables for State-Owned Assets (Note 27a). The State-Owned Assets represent installations, buildings and moveable equipment utilised in the Company‟s oil and gas operations.


Pihak yang menyewakan Lessor Kementerian Keuangan 467,484 466,824 438,722 The Ministry of Finance Dikurangi porsi yang jatuh tempo dalam satu tahun (284,201) (270,271) (239,529) Less amounts due within one year Jumlah porsi tidak lancar 183,283 196,553 199,193 Total non-current portion


452


PT PERTAMINA EP





13. REKENING PEMERINTAH (lanjutan) 13. GOVERNMENT ACCOUNT (continued)

c. Utang kepada Pemerintah - porsi tidak lancar (lanjutan)

c. Amounts due to the Government - non- current portion (continued)

Pembayaran sewa minimum masa yang akan datang pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

Future lease payments as at 31 December 2012 and 2011 are as follows:


Jatuh tempo kurang dari satu tahun 313,781 301,967 271,628 Payable not later than one year Jatuh tempo lebih dari satu tahun dan kurang dari Payable later than one year and lima tahun 153,064 163,225 164,623 not later than five years Jatuh tempo lebih dari lima tahun 512,763 579,449 617,336 Payable later than five years Jumlah 979,608 1,044,641 1,053,587 Total Dikurangi jumlah bagian bunga (705,756) (752,609) (759,055) Less interest portion

Jumlah, bersih 273,852 292,032 294,532 Total, net Bagian 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

Rincian bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun pada tanggal 31 Desember 2012, 31 Desember 2011, dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut:

Details of amounts due within one year as at 31 December 2012, 31 December 2011 and 1 January 2011 are 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 within tempo dalam satu tahun 284,201 270,271 239,529 one year

Lihat Catatan 27a tentang sewa atas pemakaian Barang Milik Negara.

Refer to Note 27a regarding leases involving State-Owned Assets.


453


PT PERTAMINA EP





14. BIAYA YANG MASIH HARUS DIBAYAR 14. ACCRUED EXPENSES 1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Pemasok dan kontraktor 303,855 298,114 288,491 Suppliers and contractors Bonus 30,933 29,799 27,006 Bonuses Mitra KBT dan KSO 97,844 53,545 16,302 TAC and OC Partners Jumlah 432,632 381,458 331,799 Total

15. PROVISI UNTUK BIAYA PEMBONGKARAN DAN RESTORASI LOKASI ASET

15. PROVISION FOR DECOMMISSIONING AND SITE RESTORATION

Mutasi provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset sebagai berikut:

The movements in the provision for decommissioning and site restoration were as follows:

1Januari/ 2012 2011* January 2011*

Saldo awal 756,156 652,928 673,365 Beginning balance Penambahan selama tahun Berjalan 451,956 126,509 10,424 Addition during the year Beban akresi (Catatan 21) 27,593 67,749 45,956 Accretion expenses (Note 21) Koreksi (Catatan 20d) (17,156) (91,030) (76,817) Correction (Note 20d) Saldo akhir sebelum dikurangkan dengan Ending balance before dana yang dibatasi deducting by restricted penggunaannya 1,218,549 756,156 652,928 cash Dikurangi : dana yang dibatasi Penggunaannya (76,281) (66,656) (46,891) Less : restricted cash Saldo akhir 1,142,268 689,500 606,037 Ending balance

Koreksi merupakan akibat perubahan estimasi waktu dan jumlah kas yang akan dikeluarkan serta tarif diskonto yang dibuat Perusahaan yang telah menyebabkan pengurangan liabilitas melebihi nilai tercatat aset sehingga kelebihan tersebut harus diakui dalam laba rugi (Catatan 20d).

Correction represents the changes in estimated timing and amounts of the cash outflows as well as the discount rate made by the Company which has resulted in the reduction of liabilities exceeds the carrying amount of assets, and therefore the excess has been charged to profit and loss (Note 20d).

Sesuai dengan instruksi SKK MIGAS, Perusahaan mendepositokan uang sebesar AS$76.281 (2011: AS$66.656), termasuk pendapatan bunga, sebagai dana pembongkaran, restorasi lokasi aset dan aktivitas lain yang terkait ke dalam rekening bersama di PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk, pihak yang berelasi dengan Perusahaan, antara SKK MIGAS dan Perusahaan. Setoran tersebut dicatat sebagai offset atas kewajiban pembongkaran dan restorasi lokasi aset dikarenakan dana tersebut hanya dapat digunakan untuk tujuan tersebut diatas dengan persetujuan dari SKK MIGAS atau ditransfer ke SKK MIGAS.

In accordance with SKK MIGAS instructions, the Company has deposited US$76,281 (2011: US$66,656), include finance income, to be used for decommissioning, site restoration and other related activities in a joint bank account in PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk, a related party to the Company, held by SKK MIGAS and the Company. This account is recorded as an offset to the provision for decommissioning and site restoration, since such funds may only be used for this purpose with the approval of SKK MIGAS or if they are transferred to SKK MIGAS.


454


PT PERTAMINA EP





16. MODAL SAHAM 16. SHARE CAPITAL Pada tanggal 31 Desember 2012, 31 Desember 2011, dan 1 Januari 2011 jumlah modal ditempatkan dan disetor oleh Perusahaan adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012, 31 December 2011 and 1 January 2011 the Company‟s issued and paid-up capital position was as follows:

Persentase kepemilikan/ Percentage of Lembar/Share Nilai/Value ownership

PT Pertamina (Persero) 249,975 24,728 99.99 PT Pertamina (Persero) Koperasi Energi Indonesia 25 2 0.01 Koperasi Energi Indonesia (”KEI”) (”KEI”) Jumlah 250,000 24,730 100.00 Total

Saham biasa memberikan hak kepada pemegangnya untuk memperoleh dividen dan hasil dari pembubaran perusahaan sesuai dengan proporsi jumlah dan jumlah yang dibayarkan atas saham yang dimiliki.

Ordinary shares entitle the holder to participate in dividends and the proceeds on winding up of the Company in proportion to the number of and amounts paid on the shares held.

17. LABA DITAHAN 17. RETAINED EARNINGS Undang-Undang Perseroan Terbatas Republik Indonesia mengharuskan pembentukan cadangan umum dari laba bersih sejumlah minimal 20% dari jumlah modal yang ditempatkan dan disetor penuh. Tidak ada batasan waktu untuk membentuk cadangan tersebut.

Under Indonesian Limited Company Law, companies are required to set up a statutory reserve amounting to at least 20% of the Company's issued and paid up capital. There is no time limit on the establishment of the reserve.

18. DIVIDEN 18. DIVIDENDS Berdasarkan Resolusi Pemegang Saham tertanggal 29 Desember 2011, dividen sebesar AS$1.306.207 (AS$5,2/saham) telah dibagi. Berdasarkan Resolusi Pemegang Saham tertanggal 28 Desember 2012, dividen sebesar AS$1.636.462 (AS$6,5/saham) telah dibagi. Dividen kepada Pertamina telah di-offset dengan piutang dari Pertamina dan dividen ke KEI telah dicatat sebagai utang dividen.

Based on the Resolution from Shareholders dated 29 December 2011, a total dividend of US$1,306,207 was declared (US$5.2/share). Based on the Resolution from Shareholders dated 28 December 2012, a total dividend of US$1,636,462 was declared (US$6.5/share). The dividends to Pertamina were offset against receivables from Pertamina and dividend to KEI has been recorded as a dividend payable.

455


PT PERTAMINA EP





19. PENJUALAN DALAM NEGERI MINYAK MENTAH, GAS BUMI, DAN LPG

19. DOMESTIC SALES OF CRUDE OIL, NATURAL GAS AND LPG

2012 2011*

Pihak yang berelasi (lihat Catatan 23i): Related party (See Note 23i): Minyak mentah 3,052,712 2,944,520 Crude oil Gas bumi 683,625 682,903 Natural gas LPG 36,698 36,227 LPG Jumlah penjualan - pihak yang berelasi 3,773,035 3,663,650 Total sales - related party

Pihak ketiga: Third parties: Gas bumi 450,884 386,980 Natural gas Minyak mentah 15,610 55,193 Crude oil Jumlah penjualan - pihak ketiga 466,494 442,173 Total sales - third parties Pemerintah: Government: DMO fees - minyak mentah 876,252 858,930 DMO fees - crude oil Underlifting 20,171 28,190 Underlifting Penyesuaian underlifting tahun Adjustment for prior years sebelumnya (6,520) (20,744) underlifting Jumlah penjualan - Pemerintah 889,903 866,376 Total sales - Government Jumlah penjualan - pihak Total domestic sales - berelasi, pihak ketiga dan related party, third parties and Pemerintah 5,129,432 4,972,199 the Government

20. BEBAN USAHA 20. OPERATING EXPENSES 2012 2011*

a. Beban eksplorasi a. Exploration expenses

Seismik 111,636 67,698 Seismic Sumur kering 54,814 17,188 Dry hole Geologi dan geofisika 20,328 11,272 Geological and geophysical Lain-lain 14,811 10,144 Others Jumlah 201,589 106,302 Total

b. Beban produksi b. Production expenses

Mitra Usaha 527,045 488,443 Partners Kontrak 482,589 480,075 Contracts Beban penyusutan, deplesi Depreciation, depletion dan amortisasi 260,803 192,109 and amortisation expense Material 218,943 178,120 Materials Biaya karyawan 163,399 116,096 Employee costs Lain-lain 45,610 27,738 Others Jumlah 1,698,389 1,482,581 Total


456


PT PERTAMINA EP





20. BEBAN EKSPLORASI DAN PRODUKSI (lanjutan) 20. EXPLORATION AND PRODUCTION EXPENSES (continued)

2012 2011*

c. Beban umum dan administrasi c. General and administration expenses

Biaya karyawan 80,975 76,796 Employee costs Jasa umum 52,730 34,937 General services Beban material dan perlengkapan 50,977 4,538 Equipment and materials expenses Sewa 36,176 21,552 Rent Pengembangan personalia 9,744 6,085 Personnel development Lain-lain 11,014 22,674 Others Jumlah 241,616 166,582 Total

d. Keuntungan lainnya-bersih d. Other gains-net

Pendapatan lain-lain 82,951 10,497 Other income Laba selisih kurs, bersih 25,148 7,469 Foreign exchange gain, net Penyesuaian atas provisi untuk Adjustment on provision for pembongkaran dan restorasi decommissioning and site

lokasi aset (Catatan 15) 17,156 91,030 restoration (Note 15) Beban lainnya (3,816) (3,429) Other expenses

Jumlah 121,439 105,567 Total

21. BIAYA KEUANGAN 21. FINANCE COSTS 2012 2011*

Beban bunga - sewa pembiayaan 36,545 44,639 Interest expense - finance leases Beban akresi (Catatan 15) 27,593 67,749 Accretion expenses (Note 15) Beban bunga - proyek - 3,028 Interest expense - projects Jumlah 64,138 115,416 Total

Beban bunga atas sewa pembiayaan merupakan beban bunga sewa pembiayaan atas Barang Milik Negara dan sewa pembiayaan pabrik LPG dan instalasi pipa gas dari pihak ketiga.

Finance costs in relation to finance leases involves the lease of State-Owned Assets and leases of LPG plants and gas pipeline installations from third parties.

.

22. PERPAJAKAN 22. TAXATION

a. PPN yang dapat ditagihkan kembali a. Reimbursable VAT 1 Januari/ 2012 2011* January 2011*

Sudah ditagih 134,201 72,253 69,089 Billed Belum ditagih 65,900 53,737 96,001 Unbilled

200,101 125,990 165,090

Provisi penurunan nilai - (540) (6,509) Provision for impairment

Jumlah, bersih 200,101 125,450 158,581 Total, net

Dikurangi porsi tidak lancar - - 27,944 Less non-current portion

Porsi lancar 200,101 125,450 130,637 Current portion


457


PT PERTAMINA EP





22. PERPAJAKAN (lanjutan) 22. TAXATION (continued)

a. PPN yang dapat ditagihkan kembali (lanjutan) a. Reimbursable VAT (continued)

Provisi penurunan nilai mencerminkan provisi untuk nilai PPN yang dokumen pendukungnya masih dalam proses dilengkapi sebelum PPN tersebut ditagihkan kepada SKK MIGAS.

Provision for impairment represents provision for VAT amounts for which supporting documentation is still in the process of being assembled, prior to these VAT amounts being invoiced to SKK MIGAS.

Mutasi saldo penyisihan PPN yang dapat ditagihkan kembali adalah sebagai berikut:

The movements in the provision for reimbursable VAT were as follows:

2012 2011*

Saldo awal 540 6,509 Beginning balance Penghapusan piutang PPN (540) (5,969) Write off of reimbursable VAT Saldo akhir - 540 Ending balance

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap PPN yang dapat ditagihkan kembali pada tanggal 31 Desember 2012, manajemen berpendapat bahwa tidak perlu ada penyisihan PPN yang dapat ditagih kembali karena PPN yang ditolak oleh SKK MIGAS telah dibebankan.

Based on the review of the status of reimbursable VAT as at 31 December 2012, management is of the opinion that there is no provision to be recorded against unreimbursable VAT considering that VAT that was rejected by SKK MIGAS has been expensed.

b. Pajak penghasilan dan dividen b. Corporate and dividend tax


Pajak penghasilan dan dividen: Corporate and dividend tax: - 2005 - 36,785 36,785 2005 - - 2006 - 64,840 64,840 2006 - - 2007 - 9,290 9,290 2007 - - 2008 17,454 17,454 17,454 2008 - - 2009 - (10,168) (10,168) 2009 - - 2010 (2011: telah 2010 (2011: being - di-offset dari tahun lalu offset from last year of sebesar AS$246.172 US$246,172 dan (Rp16,839 juta) (1,867) (1,867) 242,432 and (Rp16,839 million) - 2011 - 111,376 - 2011 - - 2012 178,221 - - 2012 - Jumlah 193,808 227,710 360,633 Total

Perusahaan melaporkan Financial Quarterly Report (“FQR”) tahun 2005 – 2009 kepada SKK MIGAS berdasarkan laporan keuangan Perusahaan yang belum diaudit dan telah menyelesaikan kewajiban atas bagian Pemerintah dan pajak penghasilan dan dividen untuk tahun-tahun tersebut. Berdasarkan laporan keuangan Perusahaan tahun 2005 – 2009 yang telah diaudit, Perusahaan mengakui tambahan utang overliftings bersih sebesar AS$196.359 (Catatan 13b) dan tambahan utang pajak penghasilan dan dividen bersih sebesar AS$118.201 sampai dengan 31 Desember 2011. Di tahun 2012, Perusahaan telah menyelesaikan sebagian besar kewajiban tersebut berdasarkan hasil pemeriksaan oleh BPKP tahun 2005 – 2007, melalui offsetting dengan piutang dari Pertamina.

The Company submitted Financial Quarterly Report (“FQR”) for the years 2005 – 2009 to SKK MIGAS based on the Company‟s unaudited financial statements and has settled its obligations in the Government‟s share of income as well as corporate and dividend tax in each respective year. Based on the Company‟s 2005 – 2009 audited financial statements, the Company recognised additional net overlifting payables of US$196,359 (Note 13b) and additional net corporate and dividend tax payables of US$118,201 up to 31 December 2011. In 2012, the Company has settled most of the liabilities based on BPKP‟s audit result 2005-2007, by offsetting with receivables from Pertamina.


458


PT PERTAMINA EP






c. Beban pajak penghasilan c. Income tax expenses 2012 2011*

Kini (Catatan 22d) 1,110,108 1,137,889 Current (Note 22d) Tangguhan (Catatan 22e) 182,430 207,281 Deferred (Note 22e) Beban pajak penghasilan, bersih 1,292,538 1,345,170 Income tax expenses, net

d. Pajak kini d. Current income tax Rekonsiliasi antara laba sebelum pajak penghasilan menurut laporan laba rugi dengan laba sebelum pajak penghasilan dari kegiatan usaha KKS untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

The reconciliation between profit before income tax as shown in the statements of income and profit before income tax from Cooperation Contract activities for the years ended 31 December 2012 and 2011 was as follows:

2012 2011*

Laba sebelum pajak penghasilan 3,238,930 3,285,095 Profit before income tax Dikurangi: Less: Laba dari kegiatan usaha yang Profit from activities which are terkena aturan pajak umum (311) (193) subject to general tax regulations Pendapatan bunga yang sudah terkena pajak Interest income subject to penghasilan final (4,691) (6,370) final tax Laba sebelum beban pajak Profit before income tax from dari kegiatan usaha KKS 3,233,928 3,278,532 Cooperation Contract activities

Ditambah/(dikurangi): Add/(less): Beda temporer: Temporary differences: Provisi dan kapitalisasi biaya Provision and capitalisation for pembongkaran dan restorasi decommissioning and site lokasi aset 13,100 (40,387) restoration Penyusutan, Depreciation, deplesi dan amortisasi depletion and amortisation aset minyak dan gas bumi (470,479) (486,088) of oil and gas properties Lain-lain 6,935 14,670 Others Sub-jumlah beda temporer (450,444) (511,805) Sub-total temporary differences Beda tetap: Permanent differences: Selisih kurs (25,148) (7,469) Foreign exchange differences Lain-lain (17,328) 50,345 Others Sub-jumlah beda tetap (42,476) 42,876 Sub-total permanent differences Laba kena pajak 2,741,008 2,809,603 Taxable income Tarif pajak 40.5% 40.5% Tax rate Total corporate and Jumlah pajak penghasilan dividend tax expense dan dividen dari involving Cooperation kegiatan KKS 1,110,108 1,137,889 Contract activities


459


PT PERTAMINA EP






d. Pajak kini (lanjutan) d. Current income tax (continued) Rekonsiliasi antara beban pajak penghasilan dengan hasil perkalian laba akuntasi sebelum pajak penghasilan dan tarif pajak yang berlaku adalah sebagai berikut:

The reconciliation between income tax expense and the theoretical tax amount on the Company‟s profit before income tax using currently enacted tax rates is as follows:

2012 2011*

Laba sebelum pajak penghasilan 3,238,930 3,285,095 Profit before income tax Pajak dihitung dengan Income tax calculated tarif yang berlaku 1,311,767 1,330,463 at applicable tax rates Penghasilan yang telah dikenakan pajak final (2,026) (2,658) Income subject to final tax (Pendapatan yang tidak terkena)/beban yang tidak dapat (Non-taxable income)/ dikurangkan menurut pajak (17,203) 17,365 Non-deductible expenses 1,292,538 1,345,170

e. Pajak tangguhan e. Deferred tax

Aset dan liabilitas pajak tangguhan Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan beban manfaat pajak tangguhan tahun berjalan adalah sebagai berikut:

The details of deferred tax assets and liabilities as at 31 December 2012 and the deferred tax expense for the year then ended are as follows:

Dicatat pada Saldo awal/ laporan Saldo akhir/ Beginning laba rugi/ Ending balance Charged to balance 1 Januari/ statements 31 Desember/ January 2012* of income December 2012

Aset pajak tangguhan: Deferred tax assets: Provisi untuk biaya pembongkaran 279,247 183,372 462,619 Provision for decommissioning dan restorasi lokasi aset and site restoration Provisi imbalan kerja 25,310 5,370 30,680 Provision for employee benefits Utang sewa pembiayaan 202,191 (9,324) 192,867 Finance lease payables Pendapatan yang ditangguhkan 26,957 - 26,957 Deferred revenue Provisi penurunan nilai 2,937 (24) 2,913 Provision for impairment Sub-jumlah aset pajak tangguhan 536,642 179,394 716,036 Sub-total deferred tax assets Liabilitas pajak tangguhan: Deferred tax liabilities: Aset minyak dan gas bumi (1,081,826) (357,034) (1,438,860) Oil and gas properties Persediaan non-kapital (16,993) (4,790) (21,783) Non-capital inventories Sub-jumlah liabilitas pajak tangguhan (1,098,819) (361,824) (1,460,643) Sub-total deferred tax liabilities Liabilitas pajak tangguhan, bersih (562,177) (182,430) (744,607) Deferred tax liabilities, net


460


PT PERTAMINA EP





22. PERPAJAKAN (lanjutan) 22. TAXATION (continued) e. Pajak tangguhan (lanjutan) e. Deferred tax (continued)

Aset dan liabilitas pajak tangguhan

Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2011 dan beban manfaat pajak tangguhan tahun berjalan adalah sebagai berikut:

The details of deferred tax assets and liabilities as at 31 December 2011 and the deferred tax expense for the year then ended are as follows:

Dicatat pada Saldo awal/ laporan Saldo akhir/ Beginning laba rugi / Ending balance Charged to balance 1 Januari/ statements 31 Desember/ January 2011* of income* December 2011*

Aset pajak tangguhan: Deferred tax assets: Provisi untuk biaya pembongkaran 245,445 33,802 279,247 Provision for decommissioning dan restorasi lokasi aset and site restoration Provisi imbalan kerja 22,368 2,942 25,310 Provision for employee benefits Utang sewa pembiayaan 198,613 3,578 202,191 Finance lease payables Pendapatan yang ditangguhkan 31,117 (4,160) 26,957 Deferred revenue Provisi penurunan nilai 1,274 1,663 2,937 Provision for impairment Sub-jumlah aset pajak tangguhan 498,817 37,825 536,642 Sub-total deferred tax assets Liabilitas pajak tangguhan: Deferred tax liabilities: Aset minyak dan gas bumi (842,555) (239,271) (1,081,826) Oil and gas properties Persediaan non-kapital (11,158) (5,835) (16,993) Non-capital inventories Sub-jumlah liabilitas pajak tangguhan (853,713) (245,106) (1,098,819) Sub-total deferred tax liabilities Liabilitas pajak tangguhan, bersih (354,896) (207,281) (562,177) Deferred tax liabilities, net Analisis liabilitas pajak tangguhan The analysis of deferred tax adalah sebagai berikut: liabilities is as follows:


Liabilitas pajak tangguhan: Deferred tax liabilities:

- Liabilitas pajak tangguhan Deferred tax liabilities to - yang akan dipulihkan be recovered within dalam 12 bulan (89,901) (57,550) (79,920) 12 months

- Liabilitas pajak tangguhan Deferred tax liabilities to - yang akan dipulihkan be recovered after more setelah 12 bulan (654,706) (504,627) (274,976) than12 months (744,607) (562,177) (354,896)


461


PT PERTAMINA EP





22. PERPAJAKAN (lanjutan) 22. TAXATION (continued) f. Administrasi pajak f. Tax administration

Undang-undang Perpajakan yang berlaku di Indonesia mengatur bahwa Perusahaan menghitung, menetapkan dan membayar sendiri besarnya jumlah pajak yang terutang. Berdasarkan peraturan perundang-undangan yang berlaku, Direktur Jenderal Pajak (“DJP”) dapat menetapkan atau mengubah jumlah pajak terutang dalam jangka waktu tertentu. Untuk tahun pajak 2007 dan sebelumnya, jangka waktu tersebut adalah sepuluh tahun sejak saat terutangnya pajak tetapi tidak lebih dari tahun 2013, sedangkan untuk tahun pajak 2008 dan seterusnya, jangka waktunya adalah lima tahun sejak saat terutangnya pajak.

The taxation laws of Indonesia require that the Company submits its tax returns on the basis of self asessment. Under prevailing regulations the Director General of Tax (“DGT”) may assess or amend taxes within a certain year. For the fiscal years of 2007 and before, this period is within ten years of the time the tax become due, but not later than 2013, while for the fiscal years of 2008 and onwards, the period is within five years of the time the tax becomes due.

g. Pemeriksaan pajak g. Tax audit

Seperti yang dijelaskan pada Catatan 29, Perusahaan sedang diaudit oleh DJP untuk semua pajak.

As explained in Note 29, the Company is being audited by the DGT for all taxes.

23. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI

23. RELATED PARTY BALANCES AND TRANSACTIONS

a. Sifat hubungan dan transaksi a. Nature of relationships and transactions

Hubungan dengan pihak yang berelasi/Relationship with Sifat transaksi/Nature of Pihak berelasi/Related parties related parties transactions

PT Pertamina (Persero) Pemegang saham/Shareholder Penjualan minyak dan gas/ Oil and gas sales

Pertamina Energy Services Pte Ltd. Entitas sepengendali/ Entity under common control

Ekspor minyak/Oil export

PT Pertamina Drilling Service Indonesia

Entitas sepengendali/ Entity under common control

Sewa rig/Rig service rent

PT Pertamina Gas Entitas sepengendali/ Entity under common control

Penjualan gas dan toll fee/ Gas sales and toll fee

PT Pertamina Hulu Energi Entitas sepengendali/ Entity under common control

Alokasi biaya/Cost sharing

PT Pertamina Bina Medika Entitas sepengendali/ Entity under common control

Kesehatan/Medical

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)

Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities

Penjualan gas/Gas sales

PT Elnusa Tbk Perusahaan asosiasi/Associates Layanan seismik dan pengeboran/ Seismic and drilling service

PT Rekayasa Industri Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities

Jasa konstruksi dan teknik/ Construction and engineering services

PT Pupuk Sriwidjaja (Persero) Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities


PT Pembangkit Jawa-Bali Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities


PT Pupuk Kujang Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities


PT Krakatau Steel (Persero) Tbk Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities


PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk



PT Indonesia Power Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities


462


PT PERTAMINA EP





23. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan)

23. RELATED PARTY BALANCES AND TRANSACTIONS (continued)

a. Sifat hubungan dan transaksi (lanjutan) a. Nature of relationships and transactions

(continued) Hubungan dengan pihak yang berelasi/Relationship with Sifat transaksi/Nature of Pihak berelasi/Related parties related parties transactions

PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk


Transaksi perbankan dan deposito/ Banking transaction and time deposit

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities


PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk



Kebijakan Perusahaan terkait penetapan harga untuk transaksi dengan pihak–pihak yang berelasi adalah sebagai berikut:

The Company‟s pricing policies relating to transactions with related parties are as follows:

- Penjualan minyak mentah ke pihak yang berelasi ditetapkan berdasarkan ICP bulanan yang ditetapkan oleh SKK MIGAS.

- Sales of crude oil to related parties are set based on the monthly ICP which is determined by SKK MIGAS.

- Penjualan gas ke pihak yang berelasi ditetapkan berdasarkan kontrak-kontrak penjualan.

- Transaksi jasa pengeboran dengan PT Pertamina Drilling Services Indonesia ditetapkan berdasarkan harga kontrak yang disepakati.

- Jasa transportasi gas dari PT Pertamina Gas berdasarkan tarif yang ditetapkan oleh Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (“BPHMIGAS”).

- Pembelian bahan bakar dari Pertamina ditetapkan berdasarkan harga pasar.

- Beban usaha dari pihak yang berelasi lainnya berdasarkan harga yang disepakati kedua belah pihak.

- Sales of gas to related parties are set based on sales contracts.

- Drilling services transactions with PT

Pertamina Drilling Services Indonesia are set based on agreed contract prices.

- Gas transportation fees from PT

Pertamina Gas are set based on the tariff determined by Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (”BPHMIGAS”).

- Fuel purchase from Pertamina is set based on the market price.

- Various other operating expenses from other related parties are set based on agreed prices.

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

1 Januari/

2012 2011* January 2011* Bank Cash in banks - PT Bank Mandiri PT Bank Mandiri - (Persero) Tbk 11,136 57,209 29,127 (Persero) Tbk - PT Bank Rakyat Indonesia PT Bank Rakyat Indonesia - (Persero) Tbk 6 165 45 (Persero) Tbk - PT Bank Negara Indonesia PT Bank Negara Indonesia - (Persero) Tbk 165 152 22 (Persero) Tbk

Jumlah bank 11,307 57,526 29,194 Total cash in banks


463


PT PERTAMINA EP







b. Kas dan setara kas (lanjutan) b. Cash and cash equivalents (continued)

1 Januari/

2012 2011* January 2011*

Deposito berjangka Time deposits - PT Bank Mandiri PT Bank Mandiri - (Persero) Tbk 27,022 24,580 531 (Persero) Tbk - PT Bank Rakyat Indonesia PT Bank Rakyat Indonesia - (Persero) Tbk 72,626 7,711 60,838 (Persero) Tbk - PT Bank Negara Indonesia PT Bank Negara Indonesia - (Persero) Tbk 3,347 81,947 23,371 (Persero) Tbk

Jumlah deposito berjangka 102,995 114,238 84,740 Total time deposits

Jumlah bank pihak berelasi 114,302 171,764 113,934 Total bank related parties

c. Piutang usaha, bersih c. Trade receivables, net

1 Januari/

2012 2011* January 2011* - PT Pertamina (Persero) 4,774,265 4,936,226 4,834,405 PT Pertamina (Persero) - - Pertamina Energy Pertamina Energy - Services Pte Ltd. - - 45,811 Services Pte Ltd. - PT Pupuk Sriwidjaja PT Pupuk Sriwidjaja - (Persero) 17,448 17,977 16,799 (Persero) - PT Perusahaan Gas PT Perusahaan Gas - Negara (Persero) Tbk 12,244 17,452 23,830 Negara (Persero) Tbk - Lain-lain 37,892 25,267 57,610 Others - 4,841,849 4,996,922 4,978,455 Dikurangi porsi tidak lancar Less non-current portion - PT Pertamina (Persero) - - 3,416,632 PT Pertamina (Persero) - Porsi lancar 4,841,849 4,996,922 1,561,823 Current portion

Perusahaan menjual minyak mentah dan gas

bumi kepada Unit Pengolahan Pertamina. Pertamina tidak secara langsung menyelesaikan utangnya kepada Perusahaan yang timbul dari penjualan minyak mentah, gas bumi, dan LPG. Pertamina memberikan dana untuk kegiatan operasi Perusahaan dalam bentuk cash calls dan penyediaan bahan bakar yang kemudian akan diperhitungkan (offset) dengan nilai kewajiban Pertamina yang timbul dari penjualan Perusahaan. Saldo piutang usaha bersih pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 sudah termasuk penyelesaian melalui offsetting tersebut diatas.

The Company sells crude oil and natural gas to Pertamina‟s Refining Units. Pertamina does not directly settle amounts payable to the Company for sales of crude oil, natural gas and LPG. Pertamina provides funding for the Company‟s operations in the form of „cash calls‟ and fuel supplies which are recognised as being offset with the amount owed by Pertamina in relation to the Company‟s sales. The trade receivables, net balance as at 31 December 2012 and 2011, already takes into account the settlement by way of offsetting as discussed above.

Piutang usaha dari entitas yang berelasi dengan

Pemerintah merupakan piutang atas transaksi penjualan gas yang terjadi selama tahun 2012.

The trade receivables from Government related entities represent receivables from gas sales transaction during 2012.


464


PT PERTAMINA EP







c. Piutang usaha, bersih (lanjutan) c. Trade receivables, net (continued)

Manajemen berpendapat bahwa seluruh

piutang usaha - pihak yang berelasi dapat tertagih, sehingga penyisihan piutang ragu-ragu atas piutang pihak yang berelasi tidak diperlukan.

Management believes that the trade receivables from related parties are collectible, and hence provision for impairment is not required.

d. Piutang lain-lain d. Other receivables


PT Pertamina (Persero) 1,053,546 663,071 687,340 PT Pertamina (Persero) Lain-lain 4,615 6,173 24,005 Others Jumlah 1,058,161 669,244 711,345 Total

Piutang lain-lain dari Pertamina, bersih terdiri

dari: Other receivables from Pertamina, net consist

of:


Transfer kas Cash transfer Perusahaan kepada from the Company to Pertamina 768,738 140,000 104,348 Pertamina Piutang sehubungan dengan Receivable in relation to offset piutang DMO fees offsetting of DMO fees dengan kewajiban receivable against Pertamina kepada Pertamina‟s obligation to Pemerintah 331,039 353,465 612,281 the Government

(Utang)/piutang lain-lain (46,231) 169,606 (29,289) Other (payables)/receivables Bersih 1,053,546 663,071 687,340 Net

Manajemen berpendapat bahwa seluruh

piutang lain-lain dari pihak yang berelasi dapat tertagih, sehingga penyisihan piutang ragu-ragu atas piutang pihak yang berelasi tidak diperlukan.

Management believes that the other receivables from related parties are collectible, and hence no provision for impairment is required.

e. Utang usaha e. Trade payables


PT Pertamina Drilling Service PT Pertamina Drilling Service Indonesia 92,666 61,116 58,162 Indonesia PT Pertamina Gas 34,142 44,816 30,398 PT Pertamina Gas PT Rekayasa Industri 10,773 92 86 PT Rekayasa Industri Lain-lain 17,240 8,251 1,892 Others

Jumlah 154,821 114,275 90,538 Total

Utang usaha kepada pihak yang berelasi

sebagian besar merupakan transaksi atas jasa yang diberikan untuk kegiatan produksi Perusahaan.

Trade payables to related parties primarily represent transactions involving service rendered for the Company‟s production activities.


465


PT PERTAMINA EP







f. Utang lain-lain f. Other payables


PT Pertamina Bina Medika 1,035 620 606 PT Pertamina Bina Medika Lain-lain 667 577 572 Others Jumlah 1,702 1,197 1,178 Total

Utang lain-lain kepada pihak yang berelasi

sebagian besar merupakan transaksi atas penggantian biaya kesehatan, konsultasi pelatihan, biaya tiket dan perjalanan.

Other payables to related parties primarily represent transactions involving medical reimbursement, training consultation, ticket and traveling expenses.

g. Pembelian aset minyak dan gas bumi g. Purchase of oil and gas properties

2012 2011*

PT Pertamina Drilling 207,669 139,530 PT Pertamina Drilling Service Indonesia Service Indonesia

PT Pertamina (Persero) 36,084 25,170 PT Pertamina (Persero)

Jumlah 243,753 164,700 Total

Transaksi dengan PT Pertamina Drilling Service Indonesia dan Pertamina merupakan jasa pengeboran dan pembelian bahan bakar yang sebagian besar dikapitalisasi sebagai bagian dari aset minyak dan gas bumi.

Transactions with PT Pertamina Drilling Service Indonesia and Pertamina represent drilling services and fuel purchases, which are mostly capitalised as part of oil and gas properties.

h. Pendapatan yang ditangguhkan h. Deferred revenue


PT Perusahaan Gas Negara PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk 66,560 66,560 76,831 (Persero) Tbk


466


PT PERTAMINA EP







i. Pendapatan usaha i. Revenue

2012 2011* Dalam Negeri Domestic

Minyak mentah Crude oil PT Pertamina (Persero) 3,052,712 2,944,520 PT Pertamina (Persero) Gas Bumi Natural Gas PT Pupuk Sriwidjaja (Persero) 175,140 176,237 PT Pupuk Sriwidjaja (Persero) PT Perusahaan Gas PT Perusahaan Gas Negara Negara (Persero) Tbk 170,011 173,822 (Persero) Tbk PT Pertamina (Persero) 94,599 81,892 PT Pertamina (Persero) PT Pupuk Kujang 67,946 61,704 PT Pupuk Kujang PT Pembangkit Jawa-Bali 60,468 53,903 PT Pembangkit Jawa-Bali PT Perusahaan Listrik PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) 56,031 68,705 Negara (Persero) PT Krakatau Steel PT Krakatau Steel (Persero) Tbk 45,866 60,748 (Persero) Tbk PT Pertamina Gas 11,495 5,275 PT Pertamina Gas PT Indonesia Power 2,069 617 PT Indonesia Power LPG LPG PT Pertamina (Persero) 36,698 36,227 PT Pertamina (Persero)

3,773,035 3,663,650 Ekspor Export

Minyak mentah Crude oil Pertamina Energy Pertamina Energy Services Pte Ltd. 7,109 - Services Pte Ltd.

Jumlah 3,780,144 3,663,650 Total

j. Beban usaha j. Operating expenses 2012 2011*

PT Pertamina Gas 110,403 115,856 PT Pertamina Gas PT Pertamina (Persero) 109,937 97,499 PT Pertamina (Persero) PT Pertamina Hulu Energi 12,313 - PT Pertamina Hulu Energi PT Pertamina Drilling PT Pertamina Drilling Service Indonesia 8,524 12,510 Service Indonesia Lain-lain 2,220 311 Others

Jumlah 243,397 226,176 Total

k. Pendapatan lain-lain k. Other income 2012 2011*

PT Pertamina Drilling PT Pertamina Drilling Service Indonesia 2,294 - Service Indonesia


467


PT PERTAMINA EP







l. Kompensasi manajemen kunci l. Key management compensation

Manajemen kunci termasuk Dewan Komisaris

dan Dewan Direksi. Kompensasi yang dibayar untuk manajemen kunci atas dasar jasa pekerjaan adalah sebagai berikut:

Key management includes Board of Commissioners and Board of Directors. The compensation paid to key management for employee services is as follow:

2012 2011*

Gaji dan imbalan karyawan Salaries and other short-term jangka pendek 3,824 3,424 employee benefits Imbalan pasca kerja 302 612 Post-employment benefits Jumlah 4,126 4,036 Total

24. TRANSAKSI NON-KAS 24. NON-CASH TRANSACTIONS Aktivitas investasi dan pendanaan Perusahaan yang tidak memiliki pengaruh arus kas adalah sebagai berikut:

Investment and financing activities of the Company which do not affect cash flows are as follows:

2012 2011*

Penambahan aset minyak Oil and gas property additions dan gas yang berasal dari resulting from capitalisation kapitalisasi biaya pembongkaran of decommissioning and dan restorasi lokasi aset (Catatan 11) 451,956 126,509 site restoration (Note 11) Pembayaran dividen kepada Dividend payment to Pertamina Pertamina melalui offsetting through account receivables piutang usaha (Catatan 18) 1,636,299 1,306,076 offsetting (Note 18) Penambahan aset minyak dan gas yang Oil and gas property additions which belum dibayar 211,190 - have not been paid

25. ASET DAN LIABILITAS KEUANGAN 25. FINANCIAL ASSETS AND LIABILITIES

Per 31 Desember 2012, semua aset keuangan Perusahaan yang terdiri dari kas dan setara kas, piutang usaha, piutang dari Pemerintah, piutang lain-lain, dan aset lain-lain yang berjumlah AS$6.363.808 (2011: AS$6.571.091) dikategorikan sebagai pinjaman dan piutang. Perusahaan tidak memiliki kategori aset keuangan lain selain pinjaman dan piutang.

Per 31 Desember 2012, semua liabilitas keuangan Perusahaan yang terdiri dari utang usaha, biaya yang masih harus dibayar, utang kepada Pemerintah, utang lain-lain dan utang sewa pembiayaan yang berjumlah AS$1.366.195 (2011: AS$1.337.998) dikategorikan sebagai liabilitas keuangan lain yang diukur pada biaya perolehan diamortisasi. Perusahaan tidak memiliki kategori liabilitas keuangan lain selain liabilitas keuangan lain yang diukur pada biaya perolehan diamortisasi.

As at 31 December 2012, all of the Company‟s financial assets which are comprised of cash and cash equivalents, trade receivables amounts due from the Government, other receivables and other assets totaling US$6,363,808 (2011: US$6,571,091) are categorised as loans and receivables. The Company does not have any other financial asset category other than loans and receivables. As at 31 December 2012, all of the Company‟s financial liabilities which are comprised of trade payables, accrued expenses, amounts due to the Government, other payables and finance lease payables totaling US$1,366,195 (2011: US$1,337,998) are categorised as other financial liabilities at amortised costs. The Company does not have any other financial liability category other than other financial liabilities at amortised costs


468


PT PERTAMINA EP





26. MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN 26. FINANCIAL RISK MANAGEMENT Berbagai aktivitas yang dilakukan membuat Perusahaan terekspos terhadap berbagai risiko keuangan: risiko pasar (termasuk risiko dari dampak nilai tukar mata uang asing, risiko harga, dan risiko suku bunga), risiko kredit, dan risiko likuiditas. Tujuan dari manajemen risiko Perusahaan adalah untuk mengidentifikasi, mengukur, mengawasi, dan mengelola risiko dasar dalam upaya melindungi kesinambungan bisnis dalam jangka panjang dan meminimalkan dampak yang tidak diharapkan pada kinerja keuangan Perusahaan.

The Company‟s activities expose it to a variety of financial risks: market risk (including the effects of foreign currency exchange risk, price risk and interest rate risk), credit risk and liquidity risk. The objectives of the Company‟s risk management are to identify measure, monitor and manage basic risks in order to safeguard the Company's long-term business continuity and to minimise potential adverse effects on the financial performance of the Company.

I. Faktor risiko keuangan I. Financial risk factors

a. Risiko pasar a. Market risk

(i) Risiko mata uang asing (i) Foreign exchange risk

Sebagian besar pendapatan dan pengeluaran operasi dari Perusahaan didenominasi dalam mata uang Dolar AS, yang secara tidak langsung merupakan lindung nilai alami (natural hedge) terhadap eksposur fluktuasi mata uang asing. Pengeluaran signifikan dalam mata uang asing (Rupiah) berhubungan dengan pembayaran gaji dan utang sewa pembiayaan pada pemerintah sehubungan dengan aset milik negara. Namun demikian, pengeluaran-pengeluaran tersebut tidak material dibandingkan dengan keseluruhan pengeluaran untuk satu tahun. Karena pertimbangan-pertimbangan tersebut, manajemen berkeyakinan bahwa Perusahaan tidak memiliki ekposur yang signifikan terhadap fluktuasi nilai tukar mata uang asing.

The majority of the Company‟s revenue and operating expenditures are denominated in US Dollars, which indirectly represents a natural hedge on exposure to the fluctuation in foreign exchange rates. The significant expenditures denominated in foreign exchange rate (Rupiah) are payroll and finance lease payables to the Government relating to state-owned assets. However, those expenditures are not material compared to total expenditures for the whole year. Because of those considerations, management believes that the Company does not have a significant exposure to fluctuation in foreign exchange rates.

Pada tanggal 31 Desember 2012, jika mata uang Rupiah melemah/menguat sebesar 4,5% terhadap Dolar AS dengan semua variabel konstan, laba setelah pajak dalam tahun berjalan akan menjadi lebih tinggi AS$21.761 atau lebih rendah AS$23.811 terutama diakibatkan penjabaran keuntungan/kerugian translasi kas dan setara kas, piutang usaha, pajak dibayar dimuka, utang usaha, biaya yang masih harus dibayar, dan utang pajak.

As at 31 December 2012, if the Rupiah weakened/strengthened by 4.5% against the US Dollar with all other variables held constant, the post-tax profit for the period would have been higher by US$21,761 or lower by US$23,811, respectively, mainly as a result of foreign exchange gains/losses on translation of Rupiah-denominated cash and cash equivalents, trade receivables, prepaid taxes, trade payables, accrued expenses and tax payables.

469


PT PERTAMINA EP





26. MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN (lanjutan) 26. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued)

I. Faktor risiko keuangan (lanjutan) I. Financial risk factors (continued) a. Risiko pasar (lanjutan) a. Market risk (continued)

(ii) Risiko harga (ii) Price risk

Perusahaan terekspos terhadap risiko pasar yang berhubungan dengan pergerakan harga minyak mentah karena minyak mentah adalah produk komoditas yang diperjualbelikan di pasar minyak dunia. Sebagai produk komoditas, harga minyak mentah sangat tergantung pada dinamika pasokan dan permintaan minyak mentah di pasar ekspor dunia, yang sangat dipengaruhi oleh:

The Company is exposed to market risk associated with price movements of crude oil since crude oil is a commodity product traded on the world crude markets. As a commodity product, global crude oil prices are principally dependent on the supply and demand dynamics of crude oil in the world export market which are significantly affected by:

- Faktor-faktor fundamental (seperti produksi, persediaan, kondisi kilang, fasilitas pipa dan kebijakan produksi, tingkat pertumbuhan ekonomi, kebutuhan, musim, dan ketersediaan teknologi sumber tenaga alternatif)

- Faktor-faktor non-fundamental (kekhawatiran pasar akibat gangguan politik, keamanan, dan aksi spekulasi di pasar minyak).

- Fundamental factors (such as production, inventory, condition of the refinery, pipeline facilities and production policy, economic growth, needs, seasons and the technologies availability of energy alternative sources)

- Non-fundamental factors (market concerns due to political interference, security and speculation in the oil market).

Harga minyak mentah Perusahaan ditentukan berdasarkan harga ICP yang didasarkan harga minyak mentah dunia dengan kualitas yang sama sehingga cenderung sangat mengikuti siklus dan terpengaruh oleh fluktuasi yang signifikan yang disebabkan oleh dinamika pasokan dan permintaan seperti yang didiskusikan di atas. Namun demikian, Perusahaan tidak melakukan lindung nilai terhadap fluktuasi harga minyak mentah sesuai dengan instruksi dari Pertamina. Risiko fluktuasi harga minyak mentah dimonitor secara berkesinambungan untuk mengetahui besarnya eksposur risiko yang dihadapi Perusahaan.

Prices for the Company‟s crude oil are based on ICP which are based on global crude oil prices with similar grade, and therefore tend to be highly cyclical and subject to significant fluctuations due to the supply and demand dynamics as discussed above. However, the Company does not use derivative instruments to hedge exposure to crude oil price risk in accordance with instruction from Pertamina. The risk of crude oil price fluctuations is monitored on an ongoing basis to determine the magnitude of the risk exposures facing the Company.

470


PT PERTAMINA EP






I. Faktor risiko keuangan (lanjutan) I. Financial risk factors (continued) a. Risiko pasar (lanjutan) a. Market risk (continued)

(ii) Risiko harga (lanjutan) (ii) Price risk (continued)

Meskipun harga jual gas biasanya terkait dengan harga minyak mentah, rumus penentuan harga gas biasanya lebih tidak berfluktuasi dibandingkan harga minyak mentah. Selain itu, penjualan gas biasanya berdasarkan kontrak jangka panjang dengan kemampuan untuk melakukan negosiasi harga. Ciri-ciri ini membuat eksposur Perusahaan terhadap pergerakan harga gas menjadi berkurang dibandingkan pergerakan harga minyak. Karena semua kontrak harga gas ditentukan berdasarkan negosiasi paling tidak setahun sekali, Perusahaan dapat melakukan negosiasi yang memberikan manfaat lebih kepada Perusahaan. Hal ini didukung oleh harga gas di Indonesia yang lebih rendah daripada harga gas dunia.

Despite the fact that gas price is typically linked to the crude oil price, the price formula for gas sales is typically less volatile compared to the crude oil price. In addition, the nature of gas sales is based on long-term contracts with the ability for price negotiations. These features make the Company‟s exposures with gas price movements less than crude price movements. Due to all the gas sales contracts require negotiation for the gas prices at least on an annual basis, the Company can negotiate gas prices to the benefit of the Company. This is supported with the average gas sales prices in Indonesia still being much lower than global prices.

(iii) Risiko suku bunga (iii) Interest rate risk

Risiko tingkat suku bunga Perusahaan timbul dari kas dan setara kas, sebagian dari utang kepada Pemerintah dan utang sewa pembiayaan. Karena jumlah dari aset dan kewajiban yang mendapatkan/dikenakan bunga tidak signifikan dibandingkan dengan jumlah aset dan liabilitas, maka laba dan arus kas operasi pada hakekatnya bebas terhadap perubahan dalam suku bunga pasar.

The Company‟s interest rate risk arises from cash and cash equivalents, a portion of amounts due to the Government and financial lease payables. Due to the amounts of those interest-bearing assets and liabilities are not significant compared to the total assets and liabilities, therefore, the Company‟s income and operating cash flows are substantially independent of changes to the market interest rates.

Tabel berikut ini merupakan rincian dari aset dan liabilitas keuangan yang dipengaruhi oleh suku bunga:

The following table represents a breakdown of the Company‟s financial assets and liabilities on which interest rates have an impact:

471


PT PERTAMINA EP





26. MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN (lanjutan) 26. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued) I. Faktor risiko keuangan (lanjutan) I. Financial risk factors (continued)

a. Risiko pasar (lanjutan) a. Market risk (continued)

(iii) Risiko suku bunga (lanjutan) (iii) Interest rate risk (continued)

Suku bunga mengambang/ Suku bunga tetap/ Floating rate Fixed rate Kurang dari Lebih dari Kurang dari Lebih dari Non bunga/ satu tahun/ satu tahun/ satu tahun/ satu tahun/ Non- Less than More than Less than More than interest Jumlah/

31 Desember 2012 one year one year one year one year bearing Total

Aset/Assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents - 114,302 - - 252 114,554 Piutang usaha/Trade receivables - - - - 5,062,248 5,062,248 Piutang dari Pemerintah/ Amounts due from the Government - - - - 103,573 103,573 Piutang lain-lain/ Other receivables - - - - 1,075,644 1,075,644 Aset lain-lain/Other assets - - - - 7,789 7,789 Jumlah aset keuangan/ Total financial assets - 114,302 - - 6,249,506 6,363,808

Liabilitas/Liabilities Utang usaha/Trade payables - - - - 306,340 306,340 Utang kepada Pemerintah/ Amounts due to the Government - - 284,201 183,283 93,238 560,722 Biaya yang masih harus dibayar/Accrued expenses - - - - 432,632 432,632 Utang sewa pembiayaan/ Finance lease payables - - 4,507 4,224 - 8,731 Utang lain-lain/ Other payables - - - - 57,770 57,770

Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities - - 288,708 187,507 889,980 1,366,195

31 Desember 2011

Aset/Assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents - 171,764 - - 235 171,999 Piutang usaha/Trade receivables - - - - 5,229,925 5,229,925 Piutang dari Pemerintah/ Amounts due from the Government - - - - 488,379 488,379 Piutang lain-lain/ Other receivables - - - - 675,483 675,483 Aset lain-lain/Other assets - - - - 5,305 5,305 Jumlah aset keuangan/ Total financial assets - 171,764 - - 6,399,327 6,571,091

472


PT PERTAMINA EP






a. Risiko pasar (lanjutan) a. Market risk (continued)

(iii) Risiko suku bunga (lanjutan) (iii) Interest rate risk (continued)

Suku bunga mengambang/ Suku bunga tetap/ Floating rate Fixed rate Kurang dari Lebih dari Kurang dari Lebih dari Non bunga/ satu tahun/ satu tahun/ satu tahun/ satu tahun/ Non- Less than More than Less than More than interest Jumlah/

31 Desember 2011 one year one year one year one year bearing Total

Liabilitas/Liabilities Utang usaha/Trade payables - - - - 254,144 254,144 Utang kepada Pemerintah/ Amounts due to the Government - - 270,271 196,553 198,561 665,385 Biaya yang masih harus dibayar/Accrued expenses - - - - 381,458 381,458 Utang sewa pembiayaan/ Finance lease payables - - 23,682 8,732 - 32,414 Utang lain-lain/ Other payables - - - - 4,597 4,597 Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities - - 293,953 205,285 838,760 1,337,998

b. Risiko kredit b. Credit risk

Pada tanggal 31 Desember 2012, jumlah maksimum eksposur dari risiko kredit adalah AS$6.363.556. Risiko kredit terutama berasal dari penempatan dana pada bank, deposito berjangka, piutang usaha, piutang dari Pemerintah, piutang lain-lain, dan aset lain-lain.

As at 31 December 2012, the total maximum exposure from credit risk was US$6,363,556 Credit risk arises from cash in banks, time deposits, trade receivables, amounts due from the Government, other receivables and other assets.

Semua kas di bank dan deposito jangka pendek Perusahaan ditempatkan pada bank yang dimiliki Pemerintah yang mendapatkan peringkat Baa3.

All cash in banks and short-term bank deposits are placed with the state-owned banks with rating Baa3.

Manajemen yakin akan kemampuannya untuk terus mengendalikan dan mempertahankan eksposur yang minimal terhadap risiko kredit mengingat Perusahaan memiliki kebijakan yang jelas dalam pemilihan pelanggan, perjanjian yang mengikat secara hukum untuk transaksi penjualan minyak dan gas dan secara historis mempunyai tingkat piutang bermasalah yang rendah. Perusahaan juga mengharuskan jaminan pembayaran untuk penjualan minyak dan gas bumi dari pelanggan dengan menggunakan stand by letter of credit selama periode kontrak.

Management is confident in its ability to continue to control and sustain minimal exposure to credit risk arising from trade receivables, given that the Company has clear policies on selection of new customers, legally binding agreements in place for oil and gas sales transactions and historically low levels of bad debts. In addition, the Company requires guarantees of payments from the customers for the crude oil and gas sales using a stand by letter of credit for the entire contract period.

473


PT PERTAMINA EP






b. Risiko kredit (lanjutan) b. Credit risk (continued)

Perusahaan memiliki kebijakan pemberian kredit dimana setiap pelanggan baru akan dianalisa kepatutannya untuk diberikan kredit sebelum persyaratan pembayaran diberikan dan ditetapkannya persyaratan dan ketentuan penyerahan. Perusahaan akan melakukan penelaahan untuk memilih pelanggan dengan kondisi keuangan yang kuat dan reputasi yang baik dengan mempertimbangkan peringkat yang diberikan lembaga pemeringkat, referensi bank dan referensi dari pihak berelasi dengan Perusahaan jika perusahaan baru tersebut merupakan bagian dari grup perusahaan yang melakukan bisnis dengan pihak berelasi Perusahaan. Selain itu, penerimaan pelanggan baru harus mendapatkan persetujuan dari pihak yang berwenang sesuai dengan kebijakan delegasi kekuasaan Perusahaan.

The Company has a credit policy under which each new customer is analysed individually for creditworthiness before the Company‟s standard payment and delivery terms and conditions are offered. The Company‟s review to select customers with a strong financial condition and good reputation includes external ratings when available, bank references and the Company‟s related parties references if the new customer is part of a group of companies that has been transacting with the Company‟s related parties. In addition, acceptance of new customers is approved by authorised personnel according to the Company‟s delegation of authority policy.

Per 31 Desember 2012, sekitar 96% (2011: 96%) piutang usaha perusahaan merupakan piutang dari pihak berelasi. Kurang lebih 99% (2011: 99%) piutang usaha dari pihak berelasi tersebut berasal dari Pertamina, dan entitas anaknya dan sisa 1% (2011: 1%) berasal dari pihak yang berelasi dengan Pemerintah. Manajemen berkeyakinan bahwa tidak terdapat konsentrasi risiko kredit meskipun mayoritas piutang usaha berasal dari Pertamina karena piutang tersebut akan dibayar Pertamina dengan menanggung semua pengeluaran biaya operasi dan modal Perusahaan untuk tahun 2013 dan juga melalui mekanisme pembayaran dividen.

As of 31 December 2012, approximately 96% (2011: 96%) of the Company‟s trade receivables represents receivables from related parties. Approximately 99% (2011: 99%) of those trade receivables from the related parties are from Pertamina and its subsidiaries, and the remaining 1% (2011: 1%) are from Government related entities. Management believes that there is no concentration of credit risk despite the fact the majority of the trade receivables are from Pertamina since the receivables will be paid by Pertamina through the covering of all the operating and capital expenditures of the Company for 2013 as well as through the dividend payment mechanism.

Lebih lanjut, per 31 Desember 2012, sekitar 4% (2011: 5%) dari piutang usaha Perusahaan merupakan piutang pelanggan pihak ketiga yang telah bertransaksi dengan Perusahaan selama lebih dari lima tahun dan belum ada pengalaman atas gagal bayar. Tidak ada kerugian penurunan nilai yang diakui terhadap pelanggan-pelanggan ini.

Furthermore, as of 31 December 2012, approximately 4% (2011: 5%) of the Company‟s trade receivables represents receivables from third parties customers that have been transacting with the Company for more than five years and there has been no experience of payment default. No impairment loss has been recognised against these customers.

474


PT PERTAMINA EP






b. Risiko kredit (lanjutan) b. Credit risk (continued)

Seperti yang diungkapkan dalam Catatan 8, pada tanggal 31 Desember 2012, provisi penurunan nilai piutang usaha berhubungan dengan piutang usaha dari Petrochina International (Bermuda) Ltd. dan Petrochina International Company Ltd. yang timbul dari unitisasi Perusahaan di lapangan Sukowati dan Wakamuk dengan perusahaan-perusahaan Petrochina untuk mencerminkan nilai uang dari tagihan tersebut pada saat Perusahaan dapat menagih piutang tersebut. Manajemen berkeyakinan bahwa piutang tersebut dapat tertagih seluruhnya karena penyelesaian piutang tersebut hanya menunggu terbitnya True Up Statements untuk Unitisasi Wakamuk dan hasil audit independen untuk Unitisasi Sukowati seperti diungkapkan di Catatan 3c atas laporan keuangan.

As discussed in Note 8, as at 31 December 2012, provision for impairment of trade receivables relates to Petrochina International (Bermuda) Ltd. and Petrochina International Company Ltd. arose in relation to the Company‟s unitisation in the Sukowati and Wakamuk field with Petrochina companies which represents the time value of the money of when the Company will collect the receivables. Management believes that these receivable will be collectible in full since the settlement of these receivables are only awaiting for the issuing of the True Up Statements for Wakamuk Unitisation and the result of the independent audit for Sukowati Unitisation as disclosed in Note 3c to the financial statements.

Piutang dari Pemerintah berasal dari DMO fees dan overlifting penjualan minyak dan gas yang dilakukan Pemerintah untuk tahun 2012 yang belum dibayar Pemerintah. Secara umum, DMO fee dan penyelesaian overlifting akan dilakukan oleh Pemerintah setelah diaudit oleh Auditor Pemerintah yang dilakukan setiap tahun.

Amounts due from the Government arise from 2012 DMO fees and overliftings of crude oil and gas by the Government which have not been paid by the Government. In general, DMO fees and overlifting settlement will be made by the Government after being audited by the Government Auditors which will be conducted annually.

Pada tanggal 31 Desember 2012, lebih kurang 98% (2011: 99%) piutang lain-lain Perusahaan merupakan piutang dari pihak berelasi. Sisanya merupakan pembayaran yang dilakukan Perusahaan atas nama Mitra Usaha KBT/KSO kepada pihak lain.

As of 31 December 2012, approximately 98% (2011: 99%) of the Company‟s other receivables represents receivables from related parties. The remainder represents prepayments made by the Company on behalf of TAC/OC Partners to other parties.

Provisi penurunan nilai telah dibuat atas piutang lain-lain untuk beberapa pelanggan yang telah mengindikasikan bahwa mereka tidak mengharapkan dapat membayar saldo piutang karena kesulitan ekonomi atau situasi lain.

Provision for impairment has been made for other receivables from several customers that have indicated that they are not expecting to be able to pay their outstanding balances, mainly due to economic difficulties and other circumstances.

Lihat Catatan 8 untuk informasi sehubungan dengan piutang yang belum jatuh tempo dan tidak terjadi penurunan nilai dan telah lewat tetapi tidak terjadi penurunan nilai.

Refer to Note 8 for the information regarding not past due and unimpaired receivables and also past due receivables but not impaired.

475


PT PERTAMINA EP






c. Risiko likuiditas c. Liquidity risk

Risiko likuiditas merupakan risiko yang muncul dalam situasi dimana posisi arus kas Perusahaan mengindikasikan bahwa arus kas masuk dari pendapatan jangka pendek tidak cukup untuk memenuhi arus kas keluar untuk pengeluaran jangka pendek. Sebagian besar arus kas masuk Perusahaan bergantung pada dana dari Pertamina, dalam bentuk cash call. Manajemen perusahaan secara rutin melakukan monitor atas perkiraan arus kas dan arus kas aktual dan melakukan koordinasi secara rutin atas pendanaan dengan Pertamina.

Liquidity risk is defined as a risk that arises in situations where a company's cash flow indicates that the cash inflow from short-term revenue is not enough to cover the cash outflow of short-term expenditure. Most of the Company‟s cash inflow depends on funding in the form of cash calls from Pertamina. The Company‟s management regularly monitors the projected and actual cash flows and regularly coordinates the funding arrangement with Pertamina.

Tabel dibawah ini menggambarkan liabilitas keuangan Perusahaan pada tangal laporan keuangan berdasarkan jatuh temponya yang relevan berdasarkan periode sisa hingga tanggal jatuh tempo kontraktual. Jumlah yang diungkapkan dalam tabel ini adalah nilai arus kas kontraktual yang tidak terdiskonto termasuk estimasi pembayaran bunga:

The table below analyses the Company's financial liabilities at the reporting date into relevant maturity groupings based on the remaining period to the contractual maturity date. The amounts disclosed in the table are contractual undiscounted cash flows including estimated interest payments:

Kurang dari Lebih dari 1 tahun/ 5 tahun/ Less than 1-5 tahun/ Later than 1 year 1-5 years 5 years

Liabilitas Liabilities Utang usaha 306,340 - - Trade payables Biaya yang masih harus dibayar 432,632 - - Accrued expenses Utang kepada Pemerintah 407,019 153,064 512,763 Amounts due to the Government Utang lain-lain 58,056 - - Other payables Utang sewa pembiayaan 4,507 4,785 - Finance lease payables Jumlah 1,208,554 157,849 512,763 Total

d. Nilai wajar d. Fair values

Nilai wajar adalah suatu jumlah dimana suatu aset dapat dipertukarkan atau suatu liabilitas diselesaikan antara pihak yang memahami dan berkeinginan untuk melakukan transaksi wajar. Nilai tercatat dari aset dan liabilitas keuangan mendekati nilai wajarnya.

Fair value is the amount for which an asset could be exchanged or liability settled between knowledgeable and willing parties in an arm's length transaction. The carrying amount of financial assets and liabilities are approximate to their fair values.

476


PT PERTAMINA EP






II. Manajemen risiko permodalan II. Capital risk management

Sesuai dengan kebijakan Pertamina, kebijakan permodalan dan pendanaan Perusahaan sepenuhnya diatur oleh Pertamina. Perusahaan tidak diberikan otorisasi untuk melakukan pinjaman baik jangka pendek maupun jangka panjang. Oleh karena itu penerimaan modal Perusahaan sangat tergantung sepenuhnya dengan kemampuan Pertamina mendapatkan pendanaan. Dalam mengelola permodalannya, Pertamina senantiasa mempertahankan kelangsungan usahanya termasuk entitas anak serta memaksimalkan manfaat bagi pemegang saham dan pemangku kepentingan lainnya. Pertamina secara aktif dan rutin menelaah dan mengelola permodalannya untuk memastikan struktur modal dan pengembalian yang optimal bagi pemegang saham, dengan mempertimbangkan efisiensi penggunaan modal berdasarkan arus kas operasi dan belanja modal, serta mempertimbangkan kebutuhan modal di masa yang akan datang. Dengan demikian, kemampuan Perusahaan dalam mengelola permodalannya untuk memaksimalkan manfaat bagi pemegang saham dan pemangku kepentingan lainnya serta untuk senantiasa mempertahankan kelangsungan usaha sangat terbatas.

In accordance with Pertamina‟s policy, capital management and financing activities including dividend distributions are managed by Pertamina. The Company is not authorised to obtain any short-term or long-term borrowings. Therefore, the Company‟s ability to obtain capital depends on Pertamina‟s ability to obtain funding. In managing capital, Pertamina safeguards its ability to continue as a going concern as well as its subsidiaries and to maximise benefits to the shareholders and other stakeholders. Pertamina actively and regularly reviews and manages its capital as a group to ensure the optimal capital structure and return to the shareholders, taking into consideration the efficiency of capital use based on operating cash flow and capital expenditure and also consideration of future capital needs as a whole. As such, the Company‟s ability to manage capital to maximise benefits to the shareholders and other stakeholders and to safeguards its ability to continue as a going concern is limited.

27. KONTRAK, PERJANJIAN DAN IKATAN YANG MATERIAL

27. SIGNIFICANT CONTRACTS, AGREEMENTS AND COMMITMENTS

a. Sewa atas pemakaian Barang Milik Negara a. Lease involving State-Owned Assets

Berdasarkan Keputusan Menteri Keuangan No.

92/KMK.06/2008 tanggal 2 Mei 2008 ditetapkan bahwa status aset eks Pertamina Lama yang tidak dimasukkan ke dalam Neraca Pembukaan Pertamina sesuai dengan SK Menteri Keuangan No. 23/KMK.06/2008, adalah Barang Milik Negara (“BMN”) dimana pengelolaan barang-barang tersebut dilakukan oleh Direktorat Jendral Kekayaan Negara.

Pursuant to Minister of Finance Decree No. 92/KMK.06/2008 dated 2 May 2008, the status of assets previously owned by the former Pertamina Entity have not been recognised in the opening balance sheet of Pertamina as stipulated in Minister of Finance Decision Letter No. 23/KMK.06/2008, represent State-Owned Assets (“SOA”), which control is exercised by the General Secretary of State Assets.

Pada tanggal 7 Oktober 2008, BPMIGAS (saat

ini SKK MIGAS) menerbitkan surat kepada Menteri Keuangan yang menyarankan bahwa Perusahaan dapat menggunakan BMN secara bebas. Pada tanggal 14 Januari 2009, Menteri Keuangan menolak saran yang diberikan SKK MIGAS. Departemen Keuangan, SKK MIGAS masih mendiskusikan hal ini dengan Perusahaan. Sampai dengan tanggal laporan keuangan, belum terdapat resolusi sehubungan dengan hal ini.

On 7 October 2008, BPMIGAS (now SKK MIGAS) issued a letter to the Minister of Finance suggesting that the Company uses SOA on a free basis. On 14 January 2009, the Minister of Finance rejected SKK MIGAS‟ suggestion. There is an on going discussion among SKK MIGAS, the Minister of Finance and the Company. However there had been no resolution as at the date of these financial statements.

477


PT PERTAMINA EP





27. KONTRAK, PERJANJIAN DAN IKATAN YANG MATERIAL (lanjutan)

27. SIGNIFICANT CONTRACTS, AGREEMENTS AND COMMITMENTS (continued)

a. Sewa atas pemakaian Barang Milik Negara

(lanjutan) a. Lease involving State-Owned Assets

(continued) Berdasarkan surat Menteri Keuangan cq.

Direktur Jendral Kekayaan Negara (“DJKN”) No. S-23/MK.6/2009 tanggal 21 Januari 2009, Pemerintah menyetujui untuk menerapkan skema sewa atas aset eks Pertamina Lama senilai Rp16.226.357 juta.

In accordance with the Minister of Finance Decision Letter cq. the General Secretary of State Property (“DJKN”) No. S-23/MK.6/2009 dated 21 January 2009 the Government agreed to a leasing arrangement involving Rp16,226,357 million of the assets previously owned by the former Pertamina Entity.

Berdasarkan risalah rapat tanggal 23 Januari

2009, yang dihadiri oleh Pertamina dan Menteri Keuangan cq. wakil DJKN, disetujui bahwa skema sewa berlaku untuk aset eks Pertamina Lama, kecuali untuk sumur dan tanah senilai Rp6.753.549 juta, dengan jumlah sewa untuk aset yang bersangkutan senilai Rp9.472.808 juta untuk jangka waktu 32 tahun.

Based on the minutes of a meeting dated 23 January 2009, which was attended by Pertamina and the Department of Finance cq. DJKN representatives, the leasing arrangement is applicable to assets previously owned by the former Pertamina Entity, excluding wells and land amounting to Rp6,753,549 million, resulting in a total lease amount of Rp9,472,808 million, for a period of 32 years.

Berdasarkan Surat Keputusan Direktur Utama

Pertamina No. Kpts-023/C00000/2009-S0 tanggal 6 Maret 2009, ditetapkan tarif sewa aset KKS sementara menunggu ditetapkannya kontrak sewa secara resmi oleh Departemen Keuangan sebesar Rp9.472.808 juta untuk jangka waktu 32 tahun atau Rp296.025 juta per tahun. Pada tanggal laporan keuangan, kontrak sewa belum selesai dibuat.

In accordance with Pertamina‟s President Director‟s Decision Letter No. Kpts-023/C00000/2009-S0 dated 6 March 2009, the temporary leasing amount for Cooperation Contract assets of Rp9,472,808 million for the 32 years period, or Rp296,025 million per annum, is subject to a formal lease agreement with the Department of Finance. As at the date of these financial statements the lease agreement had not been issued.

Dengan dialihkannya aktivitas KKS Pertamina

ke Perusahaan, efektif mulai tanggal 17 September 2005 perjanjian sewa tersebut melibatkan Perusahaan.

With the transfer of Pertamina‟s PPC activities to the Company, effective as at 17 September 2005, this lease arrangement involves the Company from that date.

Manajemen menyimpulkan bahwa perjanjian

kontraktual sehubungan dengan BMN harus dicatat sebagai sewa pembiayaan.

Management has concluded that the contractual arrangement with respect to the BMN leasing arrangement should be accounted for as a finance lease.

b. Perjanjian Jual Beli Gas b. Gas Sales and Purchase Agreements

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan memiliki komitmen untuk mengirimkan gas sebesar 2.074.040 BBTU kepada beberapa pelanggan. Gas tersebut akan dikirimkan secara periodik dari tahun 2013 sampai 2028.

As at 31 December 2012, the Company had various commitments to deliver gas amounting to 2,074,040 BBTU to various buyers. The gas will be delivered periodically from 2013 until 2028.

c. Komitmen KKS c. Cooperation Contract Commitment

Sesuai dengan KKS, Perusahaan wajib mengembalikan minimum 10% dari wilayah kerja awal kepada Pemerintah melalui SKK MIGAS pada saat atau sebelum akhir tahun kontrak ke sepuluh sejak tanggal efektif KKS.

In accordance with the Cooperation Contract, the Company shall surrender a minimum 10% of the original Contract area to the Government through SKK MIGAS on or before the end of the tenth year from the effective date of the Cooperation Contract.

478


PT PERTAMINA EP







c. Komitmen KKS (lanjutan) c. Cooperation Contract Commitment

(continued) Perusahaan wajib membayar bonus kepada Pemerintah sejumlah AS$1.000 dalam 30 hari setelah produksi kumulatif minyak dan gas bumi mencapai 1.000 MMBOE sejak tanggal efektif KKS dan AS$1.500 dalam 30 hari setelah produksi kumulatif minyak dan gas bumi mencapai 1.500 MMBOE sejak tanggal efektif KKS.

The Company is required pay a bonus to the Government amounting to US$1,000 in 30 days after cumulative production of oil and gas reaches 1,000 MMBOE from the effective date of the Cooperation Contract and US$1,500 in 30 days after cumulative production of oil and gas reaches 1,500 MMBOE from the effective date of the Cooperation Contract.

Jumlah produksi kumulatif minyak dan gas bumi Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 belum mencapai 1.000 MMBOE.

The Company‟s cumulative production of oil and gas up to 31 December 2012 has not exceeded 1,000 MMBOE.

d. Perjanjian dengan PT Pertamina Gas d. Agreement with PT Pertamina Gas

Pada tanggal 13 Oktober 2008, Perusahaan dan PT Pertamina Gas menandatangani Kesepakatan Bersama Pengangkutan Gas No. 023/PG0000/2008-S0. Dalam perjanjian ini disepakati bahwa PT Pertamina Gas akan menerima dan menyalurkan gas milik Perusahaan ke titik penyerahan di pelanggan terhitung mulai tanggal 1 Januari 2008. Perusahaan akan membayar toll fees berdasarkan tarif yang ditetapkan oleh BPHMIGAS.

On 13 October 2008, the Company and PT Pertamina Gas signed Memorandum of Understanding for Transportation of Natural Gas No. 023/PG0000/2008-S0. In this agreement, PT Pertamina Gas agreed to receive and transport the Company‟s natural gas to transfer points for customers starting from 1 January 2008. The Company will pay the toll fees based on BPHMIGAS‟ gas transportation tariffs.

e. Perjanjian dengan PT Pertamina Drilling

Service Indonesia e. Agreement with PT Pertamina Drilling

Service Indonesia Pada tanggal 11 Agustus 2006, Pertamina dan Perusahaan menandatangani Kontrak Kerjasama Jasa Pemboran dan Rencana Kerja Pemboran dan Kerja Ulang Sumur PT Pertamina EP 854/EP0000/2007-S0 dan No. 944/C00000/2007-S0. Perjanjian ini telah mengalami beberapa kali perubahan, termasuk mengenai kesepakatan pengalihan wewenang dari Pertamina kepada PT Pertamina Drilling Service Indonesia untuk melakukan kegiatan pengelolaan, pengoperasian dan pemeliharaan seluruh aset pengeboran terhitung sejak 30 Oktober 2008.

On 11 August 2006, Pertamina and the Company signed a Memorandum of Understanding for Well Drilling Services and Workover of PT Pertamina EP No. 854/EP0000/2007-S0 and No. 944/C00000/2007-S0. This agreement has been amended several times, including the agreement for delegation of authorities from Pertamina to PT Pertamina Drilling Service Indonesia to perform the management, operation and maintenance of all drilling services assets effective from 30 October 2008.

Perubahan terakhir adalah perjanjian Amandemen dan Pernyataan Kembali pada tanggal 27 Desember 2012 yang berlaku sampai 30 Juni 2013 dengan nilai kontrak maksimal sebesar AS$117.117.

The latest amendment is the Amendment and Restatement agreement dated 27 December 2012 which is valid until 30 June 2013 with maximum contract value of US$117,117.

479


PT PERTAMINA EP







f. Ikatan Kontraktual-Kontraktor dan Pemasok f. Contractual Commitments-Contractors and

Suppliers Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan memiliki ikatan kontrak dengan kontraktor dan pemasok untuk peralatan, material dan kontrak jasa dengan total kontrak sebesar AS$1.024.755. Jangka waktu perjanjian berakhir pada 2013 sampai 2017.

As at 31 December 2012, the Company had commitments with suppliers and contractors for equipment, materials and contract services with total contract value of US$1,024,755. The contracts expire in 2013 up to 2017.

g. Ikatan Pembelian g. Expenditure Commitment

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan mempunyai pesanan barang dan jasa yang belum diterima sebesar AS$21.626 dan Rp87.628.424.635 (nilai penuh).

As at 31 December 2012, the Company has outstanding purchase orders and service orders amounting to US$21,626 and Rp87,628,424,635 (full amount).

28. LIABILITAS KONTINJENSI

Berdasarkan ketentuan dalam Surat Keputusan Direksi Pertamina No. Kpts-042/C00000/2005 tanggal 21 September 2005, ditetapkan bahwa seluruh hak dan kewajiban Pertamina sehubungan dengan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yang sebelumnya diselenggarakan oleh Pertamina dialihkan ke Perusahaan. Sebagai konsekuensi, liabilitas hukum Pertamina sehubungan dengan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi sebelum 21 September 2005 dialihkan ke Perusahaan.

28. CONTINGENT LIABILITIES

Based on Decision Letter of Director of Pertamina No. Kpts-042/C00000/2005 dated 21 September 2005, all rights and obligations of Pertamina in relation to upstream oil and gas operations previously conducted by Pertamina were assumed by the Company. As a consequence, Pertamina‟s legal liability relating to upstream oil and gas operations prior to 21 September 2005 was also assigned to the Company.

Perusahaan dari waktu ke waktu terlibat dalam berbagai tuntutan hukum yang dapat mempengaruhi kegiatan bisnis Perusahaan. Perusahaan berkeyakinan bahwa keputusan yang tidak menguntungkan sehubungan dengan tuntutan hukum yang sedang berjalan, atau keharusan untuk membayar sejumlah ganti rugi dari tuntutan hukum tersebut, tidak akan mempengaruhi kondisi keuangan atau hasil operasi secara material. Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan terlibat dalam beberapa kasus hukum yang signifikan di bawah ini termasuk kasus hukum yang merupakan pengalihan dari Pertamina:

From time to time, the Company has been involved in various legal proceedings as a normal consequence of the Company‟s business. The Company is of the opinion that adverse decisions in any pending or threatened proceeding, or that any amounts it may be required to pay by reason thereof will not have a materially adverse effect on its financial condition or the results of its operations. As at 31 December 2012, the Company is involved in the following significant legal cases including cases arising as a result of the above noted assignment of obligations by Pertamina:

480


PT PERTAMINA EP





28. LIABILITAS KONTINJENSI (lanjutan) 28. CONTINGENT LIABILITIES (continued)

PT Lirik Petroleum PT Lirik Petroleum Pertamina dan Perusahaan sebagai tergugat dalam kasus gugatan yang diajukan PT Lirik Petroleum (“Lirik”) terkait sengketa dalam pelaksanaan kontrak Enhanced Oil Recovery (“EOR”) untuk blok minyak dan gas yang berlokasi di Pulai Utara dan Pulai Selatan, Propinsi Riau. Pada tanggal 17 Mei 2006, Lirik mengajukan permohonannya ke International Chamber of Commerce (“ICC”), dengan alasan telah terjadi pelanggaran kontrak EOR karena Pertamina menolak permohonan Lirik untuk menyatakan status komersial pada blok minyak dan gas tersebut. Persidangan dilakukan di Jakarta, Indonesia dan sesuai dengan keputusan Majelis Arbitrase No. 14387/JB/JEM tanggal 27 Februari 2009 (“Putusan Arbitrase”), tergugat berkewajiban untuk membayar ganti rugi sebesar AS$34.495 dan bunga sebesar 6% per tahun sejak tanggal Putusan Arbitrase sampai tanggal pembayaran. Pertamina telah membentuk provisi kerugian atas gugatan tersebut pada laporan keuangan yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011. Karena Pertamina merupakan pihak yang akan membayar kompensasi, jika ada, maka tidak ada provisi atas gugatan yang diakui di dalam laporan keuangan Perusahaan yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011.

Pertamina and the Company are defendants in a legal suit instituted by PT Lirik Petroleum (“Lirik”) in relation to a dispute during the execution of Enhanced Oil Recovery (“EOR”) to operate oil and gas blocks located in North Pulai and South Pulai, Riau Province. On 17 May 2006 Lirik filed the arbitration claim to the International Chamber of Commerce (“ICC”) on the basis that there was a violation of provisions under the EOR contract, since Pertamina had rejected Lirik‟s request to get the commerciality for the entire oil and gas blocks. The proceeding was held, in Jakarta, Indonesia and pursuant to the Tribunal Award No. 14387/JB/JEM dated 27 February 2009 (the “Arbitral Award”) the defendants are obliged to pay compensation of US$34,495 and interest at the rate of 6% per annum from the date of registration of the Arbitral Award until the date of payment. Pertamina has recognised a provision for this compensation in its financial statements as at 31 December 2012 and 2011. Since Pertamina is the party which will pay the compensation, if any, no provision has been recognised in the Company‟s 31 December 2012 and 2011 financial statements in relation to this matter.

Pada tanggal 11 Mei 2009, Pertamina dan Perusahaan mengajukan permohonan ke Pengadilan Negeri Jakarta Pusat untuk memohon pembatalan Putusan Arbitrase. Pada tanggal 3 September 2009, Pengadilan Negeri Jakarta Pusat menolak permohonan Pertamina dan Perusahaan. Pada tanggal 28 September 2009, Pertamina dan Perusahaan mengajukan permohonan kasasi terkait dengan keputusan Pengadilan Negeri Jakarta Pusat kepada Mahkamah Agung. Pada tanggal 9 Juni 2010 Mahkamah Agung menolak permohonan kasasi Pertamina dan Perusahaan.

On 11 May 2009, Pertamina and the Company filed a request to the Central Jakarta District Court requesting the annulment of the Arbitral Award. On 3 September 2009 the Central Jakarta District Court rejected Pertamina and the Company‟s request. On 28 September 2009 Pertamina and the Company lodged an appeal in relation to the Central Jakarta District Court‟s Decision to the Supreme Court. On 9 June 2010 the Supreme Court rejected Pertamina and the Company‟s appeal.

Pada tanggal 20 Desember 2010, Pertamina dan Perusahaan mengajukan permohonan Peninjauan Kembali (“PK”) ke Mahkamah Agung. Sesuai surat pemberitahuan yang telah diterima Pertamina, (namun belum diterima Perusahaan), permohonan PK tersebut telah ditolak oleh Mahkamah Agung.

On 20 December 2010, Pertamina and the Company filed a petition of reconsideration to the Supreme Court. Furthermore, based on notification letter received by Pertamina (which has not yet been received by the Company), such petition of reconsideration has been rejected by the Supreme Court.

481


PT PERTAMINA EP






PT Lirik Petroleum (lanjutan) PT Lirik Petroleum (continued) Gugatan perlawanan eksekusi atas putusan perkara PT Lirik Petroleum

An appeal of refusing the execution of ICC‟S decision regarding PT Lirik Petroleum

Pada tanggal 16 Nopember 2009, dimulai upaya hukum gugatan perlawanan eksekusi (partij verzet) Putusan Arbitrasi di Pengadilan Negeri Jakarta Pusat. Pada tanggal 15 April 2010 Pengadilan Negeri Jakarta Pusat telah mengeluarkan putusan yang menolak perlawanan Pertamina dan Perusahaan. Atas putusan tersebut Pertamina dan Perusahaan mengajukan banding ke Pengadilan Tinggi Jakarta. Pada tanggal 5 April 2011, keluar putusan dari Pengadilan Tinggi Jakarta dan diputus menang. Dengan demikian Putusan Arbitrase tidak dapat dieksekusi (non-executable).

On 16 November 2009, Pertamina and the Company filed a lawsuit refusing the execution (partij verzet) of the Arbitral Award to the Central Jakarta District Court. On 15 April 2010 the Central Jakarta District Court rejected Pertamina and the Company‟s lawsuit. Based on this verdict, Pertamina and the Company lodged an appeal to the Jakarta High Court. On 5 April 2011, the Jakarta High Court issued a verdict that annulled the Central Jakarta District Court‟s verdict, and thus the Arbitral Award‟s verdict is non-executable.

Atas Putusan Putusan Pengadilan Tinggi Jakarta tersebut, Lirik menyatakan kasasi dan menyerahkan memorandum kasasi. Atas dasar hal tersebut, Pertamina dan Perusahaan mengajukan kontra memorandum kasasi pada tanggal 12 Oktober 2011. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan ini masih belum diperoleh keputusan Mahkamah Agung atas perkara ini.

Furthermore, as a result of the Jakarta High Court‟s verdict, Lirik lodged an appeal and submitted a memorandum of appeal. Pertamina and the Company submitted a counter memorandum of appeal on 12 October 2011. As at the completion of these financial statements, the Company had not received a decision letter from the Supreme Court in relation to this matter.

Pertamina dan Perusahaan mengajukan gugatan

perbuatan melawan hukum terhadap Lirik, ICC, Majelis Arbitrase dan Kuasa Majelis dan Kuasa Hukum Lirik ke Pengadilan Negeri Jakarta Selatan pada tanggal 10 Agustus 2009. Pada tanggal 19 Agustus 2010, Pengadilan Negeri Jakarta Selatan telah memutus untuk menolak gugatan Pertamina dan Perusahaan. Atas putusan tersebut, Pertamina dan Perusahaan mengajukan banding ke Pengadilan Tinggi Jakarta. Pada tanggal 14 Juli 2011 keluar putusan dari Pengadilan Tinggi Jakarta yang memenangkan Pertamina dan Perusahaan karena terdapat unsur perbuatan melawan hukum dalam proses arbitrase.

Pertamina and the Company lodged a tort lawsuit against Lirik, ICC, Arbitral Tribunal, and Lirik„s lawyer to the South Jakarta District Court on 10 August 2009. On 19 August 2010, the South Jakarta District Court rejected Pertamina and the Company‟s civil lawsuit. Based on this decision, Pertamina and the Company submitted an appeal to the Jakarta High Court. On 14 July 2011 the High Court issued a verdict that annulled the South Jakarta District Court‟s verdict and declared that there was a tort in arbitration proceedings.

Selanjutnya, atas Putusan Pengadilan Tinggi

Jakarta tersebut, baik Lirik maupun Perusahaan menyatakan kasasi dan menyerahkan memori kasasi. Perusahaan sendiri pada tanggal 16 Agustus 2011 menyatakan kasasi dan diikuti dengan penyerahan memori kasasi pada tanggal 24 Agustus 2011. Sedangkan Pertamina menyampaikan kontra memori kasasi, baik terhadap memori kasasi Perusahaan maupun memori kasasi PT Lirik Petroleum pada tanggal 18 Oktober 2011. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan ini, masih belum diperoleh keputusan Mahkamah Agung atas perkara ini.

Furthermore, based on the Jakarta High Court‟s verdict, both Lirik and the Company lodged appeals and submitted a memorandum of appeal. The Company filed the appeal on 16 August 2011 and submitted the memorandum of appeal on 24 August 2011. Pertamina submitted a contra memorandum of appeal to both the Company‟s and PT Lirik Petroleum‟s memorandum of appeal on 18 October 2011. As at the date of these financial statements, the Company has not received a decision letter from the Supreme Court about this matter.

482


PT PERTAMINA EP






Gugatan Hukum oleh eks-karyawan Naamloze Vennootschap Netherlandsche Niew Guinee Petroleum Maatschappij (NV NNGPM)

Legal Claim by former Naamloze Vennootschap Netherlandsche Niew Guinee Petroleum Maatschappij (NV NNGPM) employees

Pada tahun 2008, gugatan hukum terhadap Pertamina dan Perusahaan diajukan melalui Pengadilan Negeri Sorong oleh bekas karyawan NV NNGPM, yang diambil alih kegiatan operasinya oleh Perusahaan sebelum Pertamina Lama pada tahun 1964. Penggugat mengajukan gugatan untuk kompensasi bekas karyawan NV NNGPM sebesar Rp2.621.952 juta (setara dengan AS$271.143). Pengadilan Negeri Sorong memenangkan penggugat pada tanggal 18 Maret 2009 dan meminta Pertamina dan Perusahaan untuk membayar kompensasi sebesar Rp2.372.952 juta (setara dengan AS$245.393).

In 2008, a legal claim against Pertamina and the Company was submitted to the Sorong District Court by former employees of NV NNGPM, whose operation was taken over by one of the predecessor companies of the former Pertamina Entity in 1964. The plaintiff is claiming compensation for former employees of NV NNGPM in the amount of Rp2,621,952 million (equivalent to US$271,143). The Sorong District Court issued a decision in favour of the plaintiff on 18 March 2009, requiring Pertamina and the Company to pay compensation of Rp2,372,952 million (equivalent to US$245,393).

Pada tanggal 1 April 2009, Pertamina dan Perusahaan mengajukan banding atas keputusan Pengadilan Negeri Sorong ke Pengadilan Tinggi Jayapura. Pada tanggal 23 Oktober 2009 Pengadilan Tinggi Jayapura memenangkan penggugat dan meminta Pertamina dan Perusahaan untuk membayar kompensasi sebesar Rp1.724.242 juta (setara dengan AS$178.308). Pada tanggal 30 November 2009 dan 14 Desember 2009 Perusahaan dan Pertamina masing-masing mengajukan kasasi ke Mahkamah Agung atas keputusan Pengadilan Tinggi Jayapura. Sesuai dengan surat pemberitahuan, permohonan kasasi tersebut diterima oleh Mahkamah Agung dan oleh karenanya Putusan Pengadilan Tinggi Jayapura dibatalkan.

On 1 April 2009, Pertamina and the Company lodged an appeal against the decision of the Sorong District Court to the Jayapura High Court. On 23 October 2009 the Jayapura High Court issued a decision in favor of the plaintiff, requiring Pertamina and the Company to pay compensation of Rp1,724,242 million (equivalent to US$178,308). On 30 November 2009 and 14 December 2009, respectively the Company and Pertamina lodged appeals to the Supreme Court against the decision of the Jayapura High Court. Furthermore, based on notification letter, the Supreme Court accepted such appeal and therefore, annulled the verdict of the Jayapura High Court.

Sesuai Risalah Pemberitahuan Putusan Kasasi tanggal 2 Februari 2012, permohonan kasasi Pertamina dan Perusahaan dikabulkan oleh Mahkamah Agung dan Putusan Pengadilan Tinggi Jayapura dibatalkan, oleh karenanya putusan atas perkara tersebut telah berkekuatan hukum tetap. Karena keputusan Mahkamah Agung memenangkan Pertamina dan Perusahaan, maka tidak ada provisi atas gugatan tersebut yang diakui di dalam laporan keuangan Pertamina dan Perusahaan pada tangggal 31 Desember 2012 dan 2011.

According to the ruling of the Appeal Notice Treatise on 2 February 2012, Pertamina and the Company cassation appeal was granted by the Supreme Court, whereby the ruling from Jayapura High Court were cancelled, therefore the verdict over the case has a magnitude of the law. Since the Supreme Court‟s decision is in the favour of Pertamina and the Company, no provision has been recognised by Pertamina and the Company in their 31 December 2012 and 2011 financial statements in relation to this claim.

483


PT PERTAMINA EP






Gugatan Hukum Oleh Huseng alias Aseng bin Tjoa Tji Teng

Legal Claim by Huseng a.k.a Aseng bin Tjoa Tji Teng

Pada tanggal 14 Juni 2010, gugatan hukum diajukan oleh Huseng alias Aseng bin Tjoa Tji Teng terhadap Pertamina dan Perusahaan melalui Pengadilan Negeri Jambi sehubungan dengan sengketa pertanahan di lokasi sumur KAS-68 dalam perkara No. 48/PDT.G/2010/PN.JBI. Penggugat meminta Perusahaan membayar ganti rugi sebesar Rp72.576 juta. Pada tanggal 29 Maret 2011, Majelis Hakim Pengadilan Negeri Jambi memutuskan untuk menolak gugatan tersebut. Selanjutnya, terhadap Putusan Pengadilan Negeri Jambi tersebut, telah diajukan upaya hukum banding ke Pengadilan Tinggi Jambi. Pada tanggal 13 Oktober 2011 Pengadilan Tinggi Jambi menguatkan putusan Pengadilan Tinggi Jambi dengan memenangkan Pertamina dan Perusahaan.

On 14 June 2010, a lawsuit was submitted by Huseng a.k.a Aseng bin Tjoa Tji Teng against Pertamina and the Company to the Jambi District Court in relation to a land dispute at well location KAS-68 in lawsuit No. 48/PDT.G/2010/PN.JBI. The plaintiff is claiming compensation of Rp72,576 million. On 29 March 2011, The Jambi District Court issued a verdict which states the rejection of the plaintiff‟s lawsuit. Furthermore, based on such verdict, an appeal had been submitted to the Jambi High Court. On 13 October 2011, the Jambi High Court corroborated the Jambi District Court‟s verdict which rejected the plaintiff‟s lawsuit.

Atas putusan Pengadilan Tinggi Jambi tersebut, telah diajukan upaya hukum kasasi dan sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan ini masih belum diperoleh keputusan Mahkamah Agung atas perkara ini.

Based on such The Jambi High Court‟s verdict, an appeal to the Supreme Court has been filed and as at the date of these financial statements, the Company has not received the decision letter from the Supreme Court about this matter.

Pada tanggal 26 Juli 2011, gugatan hukum yang kedua diajukan oleh Huseng alias Aseng bin Tjoa Tji Teng terhadap Pertamina dan Perusahaan melalui Pengadilan Negeri Jambi dalam perkara No.78/Pdt.G/2011/PN.JBI. Penggugat meminta Perusahaan untuk menghentikan kegiatan operasi di lokasi sumur KAS-68. Pada tanggal 20 April 2012, Majelis Hakim Pengadilan Negeri Jambi memutuskan memenangkan penggugat. Atas Putusan Pengadilan Negeri Jambi tersebut, telah diajukan upaya hukum banding ke Pengadilan Tinggi Jambi. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan ini masih belum diperoleh keputusan Pengadilan Tinggi atas perkara ini.

On 26 July 2011, a second lawsuit was submitted by Huseng a.k.a Aseng bin Tjoa Tji Teng against Pertamina and the Company to the Jambi District Court in lawsuit No.78/Pdt.G/2011/PN.JBI. The plaintiff claimed the Company terminated the operational activities at well location KAS-68. On 20 April 2012, The Jambi District Court issued a decision in favour of the plaintiff. Furthermore, as a result of the Jambi District Court‟s decision, an appeal to the Jambi High Court has been filed. As at the date of these financial statements, the Company has not received a decision letter from the Jambi High Court about this matter.

Manajemen berkeyakinan bahwa Perusahaan memiliki posisi yang kuat terhadap tuntutan yang ada, oleh karena itu tidak ada provisi atas gugatan tersebut yang diakui di dalam laporan keuangan Perusahaan yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011.

Management believes that the Company has a strong position in this case, and accordingly no provision has been recognised in the Company‟s 31 December 2012 and 2011 financial statements in relation to this matter.

484


PT PERTAMINA EP





29. AUDIT PEMERINTAH 29. GOVERNMENT AUDIT

Kebijakan akuntansi yang ditetapkan dalam KKS menjadi subjek interpretasi oleh SKK MIGAS dan Pemerintah. Setiap tahun, pembukuan secara akuntansi dan laporan keuangan Perusahaan menjadi subjek audit oleh SKK MIGAS dan/atau Pemerintah. Klaim - klaim yang timbul dari audit oleh SKK MIGAS dan Pemerintah akan disetujui oleh manajemen Perusahaan dan dicatat dalam pembukuan secara akuntansi atau didiskusikan lebih lanjut dengan SKK MIGAS dan/atau Pemerintah. Penyelesaian atas klaim-klaim yang didiskusikan tersebut memerlukan proses negosiasi yang cukup lama. Perusahaan sedang diaudit bersama – sama oleh SKK MIGAS, BPKP, dan DJP untuk tahun buku 2011. Sampai dengan tanggal laporan keuangan ini, Perusahaan belum menerima hasil audit bersama tersebut.

The accounting policies specified in the Cooperation Contract are subject to interpretation by SKK MIGAS and the Government. The accounting records and reports of the Company are subjected to an audit by SKK MIGAS and/or the Government on an annual basis. Claims arising from these audits are either agreed upon by the management of the Company and recorded in its accounting records or discussed with SKK MIGAS and/or the Government. Resolution of the discussed claims may require a lengthy negotiation process. The Company is being audited jointly by SKK MIGAS, BPKP and the DGT for financial year 2011. As of the date of this financial statements, the Company has not received the result of this joint-audit.

30. PERISTIWA SETELAH TANGGAL LAPORAN POSISI KEUANGAN

30. SUBSEQUENT EVENT

Pada tanggal 6 Februari 2013, PT Pertamina Dana Ventura (“PDV”), pihak yang berelasi dengan Perusahaan, membeli semua saham milik KEI di Perusahaan.

On 6 February 2013, PT Pertamina Dana Ventura (“PDV”), a related party to the Company, purchased all shares owned by KEI in the Company.

31. OTORISASI LAPORAN KEUANGAN 31. AUTHORISATION OF FINANCIAL

STATEMENTS

Laporan keuangan Perusahaan telah disahkan dan diotorisasi penerbitannya sesuai dengan resolusi Direksi PT Pertamina EP tanggal 12 Februari 2013.

The Company‟s financial statements were approved and authorised for issue in accordance with a resolution of the Board of Directors of PT Pertamina EP on 12 February 2013.

485


AAAPG American Association of Petroleum Geologists

ABI Anggaran Belanja Investasi

Amdal Analisis Mengenai Dampak Lingkungan

APD Alat Pelindung Diri

ASP Alkaline Surfactant Polymer

BB3 Barang berbahaya dan beracun

Bapepam LK Badan pengawasan pasar modal - Lembaga Keuangan

BKSDA Balai Konservasi Sumber Daya Alam

CCD Community development

CFC Chlorofluorocarbon

CITES Convention on International Trade in Endangered Spesies of Wild Fauna and Flora

CoCG Code of Corporate Governance

Code of Conduct Kode Etik

CRMP Certified Risk Management Professional

CSR Corporate sustainability report

DDPKP Dewan Pertimbangan Karir Pekerja

DPLK Dana pensiun lembaga keuangan

Dry hole (hidrokarbon)

Sumur eksplorasi atau sumur pengembangan yang ternyata tidak dapat memproduksi minyak atau gas dalam jumlah yang ekonomis

EEKB Etika Kerja & bisnis

EOR Enhanced Oil Recovery

EOS Employee Opinion Survey

ERM Enterprise Risk Management

ERMCP Enterprise Risk Management Certified Professional

FFGD Focus group discussion

Flared Gas Gas terproduksi yang terpaksa dibakar karena tidak dapat ditangani oleh fasilitas

lapangan pengolahan yang tersedia

Fluida Cairan

FQR Financial Quarterly Report

DAFTAR ISTILAHGLOSARY

486


GGas Lift Pengangkatan minyak dengan jalan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke

dalam anulus sumur produksi dan mencampurkannya dengan fluida sumur agar laju arus minyak meningkat

GCG Good Corporate Governance

GGR Geologi, Reservoir & Geofisika Subsurface

GGRF Geologi, Geofisika, Reservoir & Facility

GGRP Geophysics, Geology, Resevoir and Production

GRI Global Reporting Initiative

GRK Gas rumah kaca

HHAGI Himpunan Ahli Geofisika Indonesia

HOAP House Owned Assitance Program

HSE Health, Safety and Environment

IIAGI Ikatan Ahli Geologi Indonesia

IATMI Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia

ICoFR Internal Control over Financial Reporting

ICoFR Internal Control on Financial Reporting

IICS Indonesia (Oil & Gas) Industry Compensation Survey

IPA Indonesian Petroleum Association

IPS Intrusion Prevention System

ISAK Interpretasi Standar Akuntansi Keuangan

IUCN International Union for the Conversation of Nature and Natural Resources

JJHT Jaminan Hari Tua

JSA Job Safety Analisys

KK3 Keselamatan dan Kesehatan Kerja

K3LL K3 dan Lindungan Lingkungan

KAK Kerangka Acuan Kerja

KAP Kantor Akuntan Publik

KKEP Kriteria Kinerja Ekselen Pertamina

KKKS Kontraktor Kontrak Kerjasama

KKMB Kawasan Konservasi Mangrove dan Bekantan

KNKG Komite Nasional Kebijakan Governance

Kondesat Hasil kondensasi komponen gas alam

KPI Key Performance Indicators

KSO Kerjasama Operasi

KTI Kawasan Timur Indonesia

487


LLifting Pengumpulan minyak bumi hasil produksi yang siap diserahkan di tempat

penjualan.

Liquid hour space velocity

Rasio laju alir volume bahan yang diolah per jam terhadap volume katalis.

Litofachies Batuan dengan lingkungan pengendapan yang sama.

LOTO Lock Out Tag Out

LP2P Laporan Pajak-Pajak Pribadi

LTBP Long Term Business Plan

MMPS Manajemen Production Sharing

MSDS Material Safety Data Sheet

Musrenbag Musyawarah rencana pembangunan

OOE Operational Excellence

OGSS Oil and Gas Sector Supplemen

Oil Pool Akumulasi minyak dalam berpori-pori batuan sedimen yang dapat diproduksi.

Outsource Jasa alih daya

PPAFE Proyek Area Fokus Eksplorasi

PBJ Penyedia barang jasa

Petroleum System Endapan batuan sedimen yang mengandung hidrokarbon yang berasal dari satu batuan, sumber; ditunjukkan oleh tanda-tanda keberadaan hidrokarbon seperti resapan, pemunculan, atau sumur minyak dan digunakan untuk menilai cekungan baru atas dasar analogi

PKB Perjanjian Kerja Bersama

PKBL Program Kemitraan dan Bina Lingkungan

PKPD Perimbangan Keuangan Pusat dan Daerah

POD Plan of Development

POFD Plan of Further Development

POP Put on production

Posisi remunerasi Total Guaranted Cash/TGC, Total Cash/TC dan Total Remunerasi/Trem

PPDM Proyek Pengembangan Pondok Makmur

PPG Proyek Pengembangan Gas

PPGJ Proyek Pengembangan Gas Jawa

PPGM Proyek Pengembangan Gas Matindok

PPGS Proyek Pengembangan Gas Suban

PPO Program Pendukung Operasi

PPP Pusat pengumpul produksi

PPPG Proyek Pengembangan Paku Gajah

PSAK Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan

PwC Pricewaterhouse and Cooper

PWT Pekerja waktu tertentu

488


PWTT Pekerja waktu tidak tertentu

RRecovered oil (reclaimed oil)

Minyak lumas yang setelah habis masa pemakaiannya di dalam mesin dikumpulkan kembali, diolah kembali menjadi lumasa baru dan dipasarkan lagi.

Refinery Instalasi industri untuk mengolah minyak bumi menjadi produk yang lebih berguna dan dapat diperdagangkan.

Reservoir Tempat terkumpul dan terjebaknya minyak dan/atau gas bumi secara alami di bawah tanah; berupa batuan berpori dan permeabel yang ditudungi oleh batuan yang tidak permeabel.

RJPP Rencana jangka panjang perusahaan

RKAP Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan

RPTK Rencana Penggunaan Tenaga Kerja

RUPS Rapat Umum Pemegang Saham

SScorecard Parameter pengujian

Scrubber Peranti pembersih gas dengan menyerap komponen pengotor dari gs itu.

Seismic Metode eksplorasi untuk memperkirakan bentuk, jenis dan ketebalan lapisan-lapisan batuan bawah permukaan dengan cara mempelajari penjalaran gelombang getaran.

Shale Batuan sedimen lempung, memiliki ciri bidang perlapisan yang mudah dibelah karena orientasi partikel mineral lempung yang sejajar dengan bidang perlapisan; tidak membentuk massa yang plastis jika basah.

Shale Gas Gas yang berasal dari lapisan batuan shale

SIKA Surat Ijin Kerja Aman

SKPI Surat Ijin Kelayakan Penggunaan Instalasi

SPAP Standar Profesional Akuntan Publik

SPI Satuan pengawas internal

SP-PEP Serikat pekerja Pertamina EP

SRG Sustainable Reporting Guidelines

SSOP Sistem Sinergi Optimalisasi Produksi

Stakeholders Pemangku kepentingan

489


STK Sistem tata kerja

TTAC Technical assistant contract

TKI Tata Kerja Individu

TKO Tata kerja organisasi

TNGC Taman Nasional Gunung Ciremai

Triple bottom line Ekonomi, lingkungan dan Sosial

UUA Unitization Agreement

UBEP Unit Bisnis EP

Unchanced Recovered oil

Pengurasan minyak tahap lanjut

UOA Unit Operating Agreement

WWhistleblower Pelaporan pengaduan

WKP Wilayah Kerja Pertambangan

ZZero Discharge Tidak membuang limbah air terproduksi

Zero Flaring Tidak melakukan pembakaran gas

490


Terima kasih atas kesediaan Bapak/Ibu/Saudara untuk

membaca Laporan Tahunan Terintegrasi 2012 ini. Kami

berharap kesediaan Bapak/Ibu/Saudara untuk mengisi

kuesioner yang telah disiapkan, dan mengirimkannya

kembali kepada kami.

Menurut Anda, Laporan ini telah memberikan informasi

mengenai berbagai hal yang telah dilaksanakan PT

Pertamina EP?. Setuju . Tidak Tahu . Tidak Setuju

Menurut Anda, materi dalam Laporan ini termasuk data

dan informasi yang disajikan mudah dimengerti dan

dipahami?. Setuju . Tidak Tahu . Tidak Setuju

Menurut Anda, materi dalam Laporan ini, termasuk data

dan informasi yang disajikan sudah cukup lengkap?. Setuju . Tidak Tahu . Tidak Setuju

Menurut Anda, materi dalam Laporan ini,

termasuk data dan informasi yang disajikan dapat

dipertanggungjawabkan kebenarannya?. Setuju . Tidak Tahu . Tidak Setuju

Menurut Anda, bagaimana dengan tampilan Laporan ini,

baik dari isi, desain dan tata letak, serta foto-foto yang

dirasakan?. Baik . Tidak Tahu . Kurang Baik

Thank you for taking your valuable time to read the

2012 Integrated Annual Report. Please kindly fill out the

questionnaire and send it back to us.

Do you think this Report has provided you with any information on activities that have been conducted by PT Pertamina EP?

.Agree .Don’t know .Disagree

Do you think the material in this Report, including data and information presented are easy to understand and comprehensible?


Do you think the material in this Report, including data and information presented are sufficient/comprehensive?


Do you think the material in this Report, including data and information presented are accountable?


What do you think about the presentation of this Report, including content, design and lay out, as well as pictures? .Good .Don’t know

.Not Good

LEMBAR UMPAN BALIKFEEDBACK FORM

491


Menurut Anda, informasi apa saja yang dirasakan

bermanfaat dari Laporan ini?

…………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………

Menurut Anda, informasi apa saja yang dirasakan kurang

bermanfaat dari Laporan ini?

…………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………

Menurut Anda, informasi apa saja yang dirasakan kurang

dan harus dilengkapi dalam Laporan Tahunan Terintegrasi

mendatang?

…………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………

Profil AndaNama Lengkap

…………………………………………………………………………………

Pekerjaan

…………………………………………………………………………………

Nama Lembaga/Perusahaan

…………………………………………………………………………………

Jenis Lembaga/Perusahaan

. Pemerintah

. LSM

. Industri

. Pendidikan

. Media

. Masyarakat

. Lain-lain

Mohon agar formulir ini dikirimkan kembali kepadaPlease send back this form to:Standard Chartered TowerJl. Prof. Dr. Satrio No. 164Jakarta 12950 - IndonesiaTelp: (021) 57974000Fax: (021) 57974555www.pep.pertamina.comEmail: [email protected]

Which information of this Report that you find useful?

…………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………

Which information of this Report that you find less

useful?

…………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………

What information that you find insufficient and needs to

be added in the next Integrated Annual Report?

…………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………

Your Profile

Full Name

………………………………………………………………………..

Occupation

………………………………………………………………………..

Name of Institution/Company

………………………………………………………………………..

Type of Institution/Company

. Government

. NGO

. Industry

. Education

. Media

. Community

. Other

TUMBUH BERSAMA LINGKUNGAN - sra.ncsr-id.orgsra.ncsr-id.org/media/2014/01/Integrated-Report_PT-Pertamina-EP... · identik dengan peningkatan "profit" perusahaan, ... Direksi dan Komite

Documents