Annual Report Building Foundation for an Aggressive Future...

Building Foundation for an Aggressive Future Growth

2012Laporan TahunanAnnual Report

Patra Jasa Office TowerLt. 6 & 8Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950Telp. + 62 21 52900900Fax. +62 21 52900597

Website: www.pertamina-epcepu.com

Building Foundation for an Future Grow

th2012Laporan Tahunan • A

nnual Report

Daftar IsiTable of Contents

4Profil Perusahaan

Company Profile

Identitas Perusahaan Coporate Identity 5Ikhtisar Keuangan Financial Highlight 6Tujuan, Sasaran dan Strategi Perusahaan Company’s Objectives, Goals, and Strategy 10Sekilas Pertamina EP Cepu Overview of Pertamina EP Cepu 12Visi, Misi dan Nilai Vision, Mission, and Corporate Values 14Bidang Usaha Line of Business 16Proses Bisnis The Business Processes 18Penghargaan dan Sertifikasi Award and Certification 21Peristiwa Penting 2012 Significant Events 2012 22Laporan Dewan Komisaris Board of Commissioners Report 24Laporan Direksi Board of Directors Report 32

42Analisa &

PembahasanManajemenManagement

Discussion& Analysis

Tinjauan Bisnis Business Review 44Tinjauan Industri Overview of the Industry 46Tinjauan Bisnis dan Operasional Overview on Businesses and Operations 50Tinjauan Pendukung Bisnis Business Support 62Sumber Daya Manusia (SDM) Human Resources 64Teknologi Informasi Information Technology 84Pengendalian Mutu Quality Control 90Pengamanan Security 94Legal Legal 96Prospek Usaha dan Strategi Perusahaan Business Prospect and Corporate Strategies 100Tinjauan Keuangan Financial Review 104Key Performance Indicators (KPI) 125

126Tata Kelola

PerusahaanGood Corporate

Governance

Komitmen Pelaksanaan GCG Commitment to to GCG Implementation 128Pedoman Penerapan GCG Guidelines for GCG Implementation 130Asesmen Penerapan GCG GCG Implementation Assessment 131Pertamina Quality Assessment (PQA) Pertamina Quality Assessment (PQA) 132Struktur Tata Kelola Corporate Governance Structure 133Rapat Umum Pemegang Saham The General Meeting of the Shareholders 133Dewan Komisaris Profile 134Sekretaris Dewan Komisaris Secretary to the Board of Commissioners 142Direksi The Board of Directors 143Sekretaris Perusahaan Corporate Secretary 153Internal Audit Internal Audit 154Sistem Pengendalian Internal Internal Control System 155Manajemen Risiko Risk Management 156Auditor Independen Independent Auditor 165Perkara Penting yang sedang Dihadapi Direksi dan Dewan Komisaris yang Sedang Menjabat Important Cases Faced by the Incumbent Board of Directors and Board of Commissioners 166Permasalahan Hukum Legal Issues 166Donasi Untuk Kegiatan Sosial dan Politik Donations for Social and Political Activities 166Akses Informasi dan Sistem Komunikasi Internal Information Access and Internal Communication System 167Pedoman Perilaku Code of Conduct 169Nilai-nilai Perusahaan Corporate Values 170Whistle-Blowing System (WBS) 171

TemaTheme Building Foundation for an Aggressive Future Growth 1

188 Tanggung Jawab Atas Laporan Tahunan 2012 Responsibility of Annual Report 2012 188

172Tanggung Jawab

Sosial PerusahaanCorporate Social

Responsibility

Pelaksanaan CSR tahun 2012 CSR Implementation in 2012 175Laporan HSE (Health, Safety & Environment) Report of HSE (Health, Safety & Environment) 178Tanggung Jawab Terhadap Pelanggan Responsibility Towards Customers 183

189 Laporan Keuangan Financial Report 189

263Data

PerusahaanCorporate Data

Profil Dewan Komisaris Board of Commissionners Profile 264Profil Direksi Board of Directors Profile 268Struktur Organisasi (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu Organization Structure (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu 270Nama Kantor Perwakilan Representative Office 271Lembaga Profesi Penunjang Perusahaan Company’s Supporting Professional Institutions 271Anak Perusahaan dan Perusahaan Afiliasi Subsidiaries and Affiliates 271

Profil PerusahaanCompany Profile

12012 Laporan Tahunan • Annual ReportPT Pertamina EP Cepu

Tahun 2012 merupakan tahun yang dinamis bagi Pertamina EP Cepu. Sinergi, kerja keras dan semangat meraih prestasi tertinggi menghasilkan pencapaian kinerja yang melampaui target. Di saat yang sama, Perusahaan berfokus untuk membangun landasan operasional yang solid untuk pengembangan usaha dengan menyempurnakan proses bisnis, membangun sistem yang efektif dan handal, serta mempersiapkan sumber daya manusia (SDM) yang berkarakter dan berkompetensi. “Building Foundation for an Aggressive Future Growth” adalah tema yang tepat untuk menggambarkan tekad dan semangat kami mewujudkan Pertamina EP Cepu sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang tangguh dan tangkas dalam menjalankan bisnis minyak dan gas yang terintegrasi di Blok Cepu secara optimal. Kami yakin, dengan fondasi yang telah kami bangun, Pertamina EP Cepu akan terus tumbuh berkelanjutan sehingga mampu memberikan kontribusi yang bermakna bagi peningkatan produksi migas nasional.

The year 2012 represents a dynamic year for PT Pertamina EP Cepu. The synergy, hard work and zeal to reach the highest performance have resulted in achievements that exceeded the target. At the same time, the Company is focusing on building a solid operational foundation for business development by refining the business process, building an effective and reliable system, and preparing human resources with character and competence. “Building Foundation for an Aggressive Future Growth” represents the right theme to express our determination and spirit of transforming PT Pertamina EP Cepu, as subsidiary of PT Pertamina (Persero), into a solid and agile company in managing the integrated oil and gas business in the Cepu Block in an optimal manner. We believe that with the foundation we have been building up, Pertamina EP Cepu will maintain sustainable growth with the goal of providing significant contribution in increasing the national oil and gas production.


2 2012 Laporan Tahunan • Annual ReportPT Pertamina EP Cepu

Assalamu’alaikum Wr Wb,

Pemegang saham dan pemangku kepentingan yang terhormat,

Disertai dengan rasa syukur atas rakhmat Tuhan YME, perkenankan kami atas nama Direksi PT Pertamina EP Cepu (PEPC) melaporkan kepada para pemegang saham PEPC Cepu beserta pemangku kepentingan tentang pencapaian perusahaan untuk tahun buku 2012 (01 Januari s/d 31 Desember 2012).

Sebagai salah satu anak perusahaan Direktorat Hulu PT Pertamina (Persero) tentunya PEPC memiliki target kinerja yang telah ditetapkan oleh induk perusahaan. Kami menyadari bahwa target kinerja tersebut bukanlah hal yang mudah untuk dicapai. Oleh karena itu, dengan dukungan Korporat, Dewan Komisaris PT Pertamina (Persero), Dewan Komisaris PEPC, seluruh pekerja dan semua pihak terkait lainnya yang telah berupaya keras untuk dapat memenuhi target yang telah ditetapkan tersebut. Sejak tahun 2009 sampai dengan akhir tahun 2012 bahkan sampai dengan pertengahan tahun 2014 yad tumpuan produksi hanya bersandar pada kegiatan Produksi Awal, seluruh sarana produksi disewa pada pihak ke-3 yang lebih dikenal dengan EPF (Early Production Facility), produksi berasal dari 4 (empat) sumur minyak dan limbah yang dihasilkan di-injeksikan ke reservoir melalui 2 (dua) sumur injeksi yakni 1 (satu) sumur injeksi gas dan 1 (satu) sumur injeksi air terproduksi.

Beberapa pekerjaan besar tahun 2012 yang dapat kami sampaikan adalah sebagai berikut :

• Produksi Minyak Banyu Urip: Pencapaian produksi EPF Banyu Urip rata-rata pada tahun 2012

adalah sebesar 22.336 BOPD atau PEPC share sebesar 10.051 BOPD. Pencapaian ini 3,89 % lebih tinggi dari target RKAP 2012 sebesar 9.675 BOPD dan 4.43 % diatas pencapaian produksi tahun 2011 sebesar 9.625 BOPD.

• Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru (JTB): Perjanjian Unitisasi Jambaran-Tiung Biru dan 4 perjanjian

pendukungnya antara PEPC, MCL, Ampolex, BUMD (Konsorsium Blok Cepu) dengan PT Pertamina EP telah berhasil diselesaikan dalam kurun waktu 13 bulan dan ditandatangani semua pihak pada tanggal 15 September 2012. Perjanjian Unitisasi tersebut menyepakati konsep pengembangan lapangan gas di Jambaran-Tiung Biru dan sekaligus menunjuk PEPC sebagai Operator Unitisasi. Dokumen Perjanjian Unitisasi Lapangan Jambaran – Tiung Biru tersebut telah disampaikan kepada SKK Migas tanggal 9 November 2012 guna pengesahan dan persetujuan Menteri ESDM.

• Plan of Development (POD) Lapangan Unitisasi Jambaran-Tiung Biru & Cendana:

Penyusunan POD proyek Gas Jambaran-Tiung Biru dan Cendana dapat diselesaikan dalam jangka waktu 11 bulan telah dikirimkan ke SKK Migas pada tanggal 9 November 2012 guna mendapatkan persetujuan.

• Pengelolaan Lapangan Alas Dara – Kemuning (ADK): Upaya menjadi Operator pengelola Lapangan ADK yang dirintis

sejak Januari 2012 mencapai kemajuan yang signifikan dengan telah disepakatinya Relinquishment ADK oleh Konsorsium Blok Cepu dan para pihak telah merekomendasikan PEPC ADK sebagai Operator pengelola yang baru. Surat bersama (Joint Letter) yang ditandatangani semua pihak dalam Konsorsium Blok Cepu perihal tersebut di atas telah dikirimkan ke SKK Migas (tembusan ke Menteri ESDM) tanggal 29 Desember 2012.

Assalamu’alaikumWrWb,

Dear Shareholders and Stakeholders,

By the grace of God Almighty, on behalf of the Board of Directors of PT Pertamina EP Cepu (PEPC), allow me to report the achievement of the company for the financial year 2012 (January 1 to December 31, 2012) to the shareholders of PEPC and stakeholders.

As an upstream subsidiary of PT Pertamina (Persero), PEPC has performance targets set by its parent company. We understood that it would not be easy to achieve those targets. Therefore, with the support of the Corporation, the Board of Commissioners of PT Pertamina (Persero), the Board of Commissioners of PEPC, all employees and all other related parties have been working hard to meet the targets. From 2009 until the end of 2012, and even up to the middle of 2014, our production depends entirely on early production activities. The entire production facility - better known as the EPF (Early Production Facility) - was leased to a 3rd party. Production comes from 4 (four) oil wells, and the resulting waste is injected into a reservoir via 2 (two) injection wells, comprising of 1 (one) gas injection well and 1 (one) produced water injection wells.

In 2012, several major projects that we have performed are as follows:

• Banyu Urip Oil Production: The average production of the Banyu Urip EPF in 2012 was

22,336 BOPD or a PEPC share of 10,051 BOPD. This achievement is 3.89% higher than the RKAP target for 2012, which amounted to 9,675 BOPD and 4.43% above the achievement of production in 2011 of 9,625 BOPD.

• The Unitization of the Jambaran and the Tiung Biru (JTB) fields: The agreement on the unitization of Jambaran-Tiung Biru and

the 4 supporting agreements between PEPC, MCL, Ampolex, BUMDs (Cepu Block Consortium) with PT Pertamina EP was completed within 13 months and signed by all parties on 15 September 2012. The agreement on the unitization agreed on the concept of developing a gas field in Jambaran-Tiung Biru, and also on the designation of PEPC as Unitization Operator. The agreement documents were submitted to SKK Migas on 9 November 2012 for endorsement and approval of the Minister of Energy and Mineral Resources.

• The Plan of Development (POD) of the Unitized Jambaran-Tiung Biru and Cendana Fields:

The POD preparation for the Jambaran-Tiung Biru and Cendana gas project was completed within a period of 11 months, and has been submitted to SKK Migas on 9 November 2012 for approval.

• Management of Alas Dara – Kemuning (ADK) Fields: The efforts to become the Operator to manage the ADK

field that has been initiated since January 2012, has now achieved significant progress following the agreement on the relinquishment of the ADK field by the Cepu Block Consortium. All parties agreed to recommend PEPC ADK as the new managing operator. The Joint Letter signed by all parties in the Cepu Block Consortium concerning the above matter was submitted to SKK Migas (with a copy to the Minister of ESDM) dated December 29, 2012.

Kata PengantarForeword



• Kontribusi Pencapaian Pendapatan: Dengan bersandar pada produksi EPF Banyu Urip dan harus

membiayai penyelesaian Main POD Banyu Urip (EPC 1-5 & Pemboran), pada tahun 2012 PEPC dapat memberikan kontribusi pendapatan bagi perusahaan sebesar USD 143,883 ribu. Kontribusi ini 22,23% diatas target RKAP 2012 sebesar USD 117,718 ribu.

• Upaya Penyesuaian Bagi Hasil PEPC di Blok Cepu: Telah dilakukan berbagai diskusi baik internal maupun lintas

departemen seperti Departemen ESDM dan Departemen Keuangan serta SKK Migas agar dapat dilakukan penyesuaian bagi hasil PEPC di Blok Cepu berdasarkan UU No. 22 tahun 2001 dan PP No.35 tahun 2004 yang mengatur kewajiban pembayaran PT Pertamina (Persero) dan Anak Perusahaannya kepada Negara adalah sesuai dengan ketentuan yang berlaku pada bekas Wilayah Kuasa Pertambangan Pertamina, yaitu sebesar 60% (enam puluh persen) untuk Negara dan 40% (empat puluh persen) setelah pajak atas persentase Participating Interest untuk PEPC, dari yang berlaku selama ini berdasarkan PSC Contract sebesar 85%:15%.

• Proyek Kendali Mutu (PKM) dan Gugus Kendali Mutu (GKM): Di tahun 2012, PEPC secara aktif turut serta dalam berbagai

kegiatan di lingkungan PT Pertamina (Persero) yang mendukung adanya proses perbaikan berkelanjutan dan berhasil mendapatkan penghargaan PKM kategori GOLD dan pernghargaan GKM kategori SILVER.

• Penghargaan Lain Pada tahun 2012, PEPC berhasil mendapatkan penghargaan

dari PT Pertamina (Persero) atas keberhasilan PEPC dalam peningkatan Produksi/Revenue perusahaan yaitu pencapaian produksi di TW-III 2012 sebesar 106.35% diatas target serta penghargaan dari Menteri Kehutanan atas partisipasi dalam mensukseskan program “Singkarak Go Green” guna mendukung gerakan Satu Miliar Pohon.

Dengan kerja keras, jujur dan ikhlas, seluruh jajaran manajemen dan pekerja PEPC senantiasa berupaya untuk mewujudkan kinerja yang terbaik untuk menjadi Role-Model bagi Anak Perusahaan PT Pertamina (Persero) dalam kegiatan kemitraan dan pembinaan SDM profesional.

Atas nama Direksi, Manajemen dan seluruh Pekerja PEPC, perkenankan kami untuk mengucapkan terima kasih dan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada para pemegang saham, pemangku kepentingan, serta mitra kerja atas dukungan yang diberikan sehingga PT Pertamina EP Cepu dapat mencapai kinerja yang baik di tahun 2012. Kami berharap, dengan dukungan dari semua pihak kami dapat terus meningkatkan kinerja kami sehingga pencapaian kinerja PT Pertamina EP Cepu di tahun-tahun mendatang dapat kami tingkatkan sampai dengan full development tercapai dan peluang bisnis yang lain dapat diraih.

Wassalamu’alaikum Wr. Wb.

Jakarta, Pebruari 2013

Amril Thaib MandailingDirektur UtamaPresident Director

• Contribution to the Achievement of Revenue: Relying on the production of the Banyu Urip EPF and after

financing the completion of the Main POD for Banyu Urip (EPC 1-5 & Drilling), in 2012, PEPC contributed USD 143,883 thousand in income for the Company. This contribution is 22.23% above the target set in RKAP 2012 of USD 117,718 thousand.

• Adjustment on the Production Sharing of PEPC at Cepu Block: Internal and cross-ministerial discussions, such as by the Ministry

of Energy and Mineral Resources, the Ministry of Finance, and SKK Migas, have been conducted to propose adjustments on the production sharing of PEPC in the Cepu, Block, based on the Law No. 22 year 2001 and Government Regulation (PP) No. 35 year 2004 that stipulates the obligation of PT Pertamina (Persero) and subsidiaries to the State is in accordance with the provisions for the former Mining Concession of Pertamina, which was 60% (sixty per cent) for the State and 40% (forty per cent) after Tax on the percentage of participating Interest of PEPC, from the previous arrangement based on PSC Contract, which had been 85%:15%.

• Quality Control Project (PKM) and Quality Control Task Force (GKM):

In 2012, PEPC actively participated in various activities in PT Pertamina (Persero) to support the process of sustainable improvement, and succeeded in winning the GOLD award for PKM and the SILVER award for GKM.

• Other Awards In 2012, PEPC received award from PT Pertamina (Persero) for

PEPC’s success in increasing the Company’s Production/Revenue of namely the production achievement in Q-III 2012, which was 106.35% above target and the award from the Minister of Forestry following PEPC’s participation in the “Singkarak Go Green” program in support of the One Billion Trees Movement.

With hard work, honesty and sincerity, the entire PEPC’s management and employees constantly strive to achieve the best to become a Role-Model for the Subsidiaries of PT Pertamina (Persero) in partnership activities and professional human resource development.

On behalf of the Board of Directors, the management and all the employees of PEPC, allow us to extend our gratitude and highest appreciation to our shareholders, stakeholders, and partners for their support which has enabled PT Pertamina EP Cepu to achieve good performance in 2012.

It is our wish that, with the support of all parties, we continue to improve our performance and may PT Pertamina EP Cepu achieve even better results in the future, up to full development, and strive for more business opportunities.



PT Pertamina EP Cepu (PEPC) bergerak di bidang energi dalam area kegiatan usaha hulu, yang meliputi eksplorasi dan eksploitasi serta produksi minyak dan gas bumi di Wilayah Kerja Pertambangan minyak dan gas bumi Blok Cepu.

• Memiliki cadangan terbukti Lapangan Banyu Urip per 31 Desember 2012 sebesar 139.915 MMSTB (minyak bumi) dan 5.003 MBOE (gas) .

• Produksi kumulatif komersial sejak 31 Agustus 2009 sampai dengan 31 Desember 2012 mencapai 10.778.676 barel (PEPC Share 45%).

• Total produksi minyak mentah KKKS Blok Cepu year to date tahun 2012 sebesar 3.678.769 barel (PEPC Share 45%).

• Proses untuk menjadi Operator Unitisasi Lapangan Gas Jambaran – Tiung Biru dan Cendana pada tahun 2012 telah mencapai tahapan penyerahan Plan Of Development (POD) ke SKKMIGAS untuk mendapat persetujuan. Lapangan Jambaran – Tiung Biru dan Cendana memiliki sumber daya gas sebesar 300 MMCFD yang akan diproduksi selama lebih dari 15 tahun.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) engages in the energy sector in the upstream business activities, covering exploration and exploitation and oil and gas production in the oil and natural gas Mining Concession Work Area of Cepu Block.

• Has proved reserves of Banyu Urip Field per December 31, 2012 amounted to 139,915 MMSTB (crude oil) and 5,003 MBOE (gas).

• Cumulative commercial production since August 31, 2009 until December 31, 2012 reached 10,778,676 barrels (PEPC Share 45%).

• Total sales of crude oil of Cepu Block PSC in 2012 amounted to 3,678,769 barrels (PEPC Share 45%).

• The process to become an Operator of Jambaran - Tiung Biru and Cendana gas field untitization exploiting 300 MMCFD of gas resources in 2012 has reached the stage of submission of Plan Of Development (POD) to SKKMIGAS for approval process. Jambaran - Tiung Biru and Cendana field has 300 MMCFD gas resources to be produced for more than 15 years.




Nama

PT Pertamina EP Cepu

Bidang Usaha

Kegiatan usaha hulu mencakup eksplorasi dan eksploitasiminyak dan gas bumi

Status Perusahaan

Anak Perusahaan PT Pertamina (Persero)

Kepemilikan

PT Pertamina (99%) dan Koperasi Energy Indonesia (1%)

Dasar Hukum Pendirian

Akte No. 5 tanggal 14 September 2005 dengan NotarisMarianne Vincentia Hamdani SH disahkan oleh MenteriHukum dan Hak Asasi Manusia dalam Surat KeputusanNo.C-26131 HT.01.01.TH 2005 tanggal 21 September2005 dan diumumkan dalam Tambahan Berita NegaraRepublik Indonesia Nomor 5 tanggal 17 Januari 2006.

Tanggal Pendirian

14 September 2005

Modal Dasar

Rp 2.000.000.000,- (dua miliar rupiah)

Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh

Rp 500.000.000,- (lima ratus juta rupiah)

Wilayah Kerja

Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) minyak dan gasbumi di Blok Cepu yang mencakup wilayah KabupatenBojonegoro dan Tuban Provinsi Jawa Timur sertaKabupaten Blora Provinsi Jawa Tengah.

Kantor Pusat

Patra Jasa Tower, lantai 6 & 8, Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950Telp. + 62 21 52900900Fax. +62 21 52900597Website: www.pertamina-epcepu.come-mail: [email protected]

Company Name

PT Pertamina EP Cepu

Line of Business

Upstream oil and natural gas exploration and exploitation business activities

Company Status

Subsidiary of PT Pertamina (Persero)

Ownership

PT Pertamina (99%) and Koperasi Energy Indonesia (1%)

Legal Incompany

Notarial Deed No. 5 dated 14 September 2005 drawn up by Marianne Vincentia Hamdani SH, Notary, validated by the Minister for Laws and Human Rights in the Decree No. C-26131 HT.01.01.TH 2005 dated 21 September 2005 and announced in the Supplement to the State Gazette of the Republic of Indonesia Number 5 dated 17 January 2006.

Date of Incorporation

14 September 2005

Authorized Capital

Rp 2.000.000.000,- (Two billion rupiah)

Subscribed and Paid Up

Rp 500.000.000,- (Five hundred million rupiah)

Work Area

Oil and natural gas Mining Work Area in the Cepu Block, covering areas of the Bojonegoro and Tuban regencies in the East Java province, and the Blora regency in the Central Java province.

Head Office

Patra Jasa Tower, 6th & 8th Floor, Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950Telp. + 62 21 52900900Fax. +62 21 52900597Website: www.pertamina-epcepu.come-mail: [email protected]

Identitas PerusahaanCorporate Identity


PT PERTAMINA EP CEPU Laporan Laba Rugi Komprehensif Untuk Tahun yang Berakhir Pada 31 Desember 2012 dan 2011USD Ribu

RKAP 2012 Audited 2012 Audited 2011%

Target Trend

1 2 3 (2:1) (2:3)

Pendapatan Usaha 117,718 143,883 226,305 122 64 Revenues

Beban Usaha Operating Expenses

Biaya Produksi 23,166 25,089 22,978 108 109 Production Expenses

Biaya Penyusutan, Deplesi, dan Amortisasi

7,340 12,458 9,747 170 128 Depreciation, Depletion and Amortisation Expenses

Biaya Eksplorasi 4,926 12,374 7,306 251 169 Exploration Expenses

Biaya Umum & Administrasi 26,272 34,060 25,431 130 134 General and Administration Expenses

Total beban Usaha 61,704 83,981 65,463 136 128 Total Operating Expenses

Laba Operasi 56,014 59,902 160,842 107 37 Operating Income

Pendapatan (Beban) Lain-lain Other Income (Expenses)

Pendapatan Bunga 37 78 55 209 141 Interest Income

Pendapatan Lainnya 360 3,666 3,707 1.018 99 Other Income

Beban bunga - (4,385) (7,375) 59 Interest expense

Selisih Kurs - - - Foreign Exchange Differences

Beban Lainnya - (196) (15) 1.332 Other Expenses

Total Pendapatan (Beban) Lain-lain 397 (837) (3,628) (211) 23 Total Other Income (Revenue)

Laba (Rugi) Bersih Sebelum Pajak 56,411 59,064 157,215 105 38 Net Income (Expenses) Before Tax

Pajak 29,200 31,203 74,410 107 42 Tax

Laba (Rugi) Bersih 27,211 27,861 82,804 102 34 Net Income (Expenses)

Pendapatan Komprehensif Lain - - - Other Comprehensive Income

Jumlah Pendapatan Komprehensif 27,211 27,861 82,804 102 34 Total Comprehensive Income

EBIT 56,374 63,372 164,535 112 39 EBIT

EBITDA 63,714 75,830 174,282 119 44 EBITDA

Ikhtisar KeuanganFinancial Highlights

PT PERTAMINA EP CEPUStatements of Comprehensive Income

for the Year Ended31 December 2012 dan 2011

USD Thousand



PT PERTAMINA EP CEPU Laporan Posisi Keuangan Per 31 Desember 2012 dan 31 Desember 2011USD Ribu

RKAP 2012 Audited 2012 Audited 2011%

Target Trend

1 2 3 (2:1) (2:3)

AKTIVA ASSETS

Aktiva Lancar Current Asset

Kas dan Setara Kas 7,426 59,474 1,304 801 4,559 Cash and Cash Equivalents

Piutang Usaha 104,032 29,499 6,965 28 424 Trade Receivables

Piutang Lain-Lain 2,093 486 164,346 23 0 Other Receivables

Persediaan - 7,549 4,636 163 Inventories

Uang Muka dan Beban Dibayar Dimuka 6,618 270 160 4 168 Advances and Expenses Paid in Advance

Total Aktiva Lancar 120,170 97,279 177,412 81 55 Total Current Assets

Aktiva Tidak Lancar Non-Current Assets

Aset Pajak Tangguhan 19,801 - - Deferred Tax Assets

Aset Minyak dan Gas Bumi 445,652 406,413 400,941 91 101 Oil and Gas Assets

Aset Tetap Dalam Pelaksanaan - 243,985 - Fixed Assets Under Construction

PPN yang Dapat Ditagihkan Kembali 31,828 14,998 212 Reimbursable VAT

Aset lain-lain 44,054 106 181 0 59 Other Assets

Total Aktiva Tidak Lancar 509,507 682,333 416,120 134 164 Total Non-Current Assets

Total Aktiva 629,677 779,612 593,532 124 131 Total Assets

Liabilitas dan Ekuitas Liabilities and Equities

Liabilitas Lancar Current Liabilities

Hutang usaha 39,733 49,028 26,781 123 183 Trade Payables

Hutang pajak 7,193 4,191 6,147 58 68 Tax Payables

Hutang lain-lain 659 13,946 619 2,115 2,253 Other Payables

Biaya yang masih harus dibayar - 40,685 21,744 187 Accrued Expenses

Total Liabilitas Lancar 47,585 107,850 55,292 227 195 Total Current Liabilities

Liabilitas Tidak Lancar Non-Current Liabilities

Hutang pihak berelasi 513,882 450,473 - - Payables - Related Parties

Pinjaman pemegang saham 548,266 - Shareholder Loan

Kewajiban pajak tangguhan - 51,361 48,657 106 Deferred Tax Liabilities

Provisi biaya restorasi dan reklamasi 522 3,774 684 723 551 Provision for restoration & reclamation

Provisi imbalan kerja 164 2,651 575 1,617 461 Provision for Employee Benefits

Total Liabilitas Tidak Lancar 514,568 606,051 500,390 118 121 Total Non-Current Liabilities

Total Liabilitas 562,154 713,901 555,682 127 128 Total Liabilities

Ekuitas Equities

Modal Disetor 57 49 49 86 100 Paid-Up Capital

Saldo Laba 67,467 65,662 37,801 97 174 Retained Earnings

Jumlah Defisiensi Modal 67,523 65,711 37,850 97 174 Total Equities

Total Kewajiban dan Defisiensi Modal 629,677 779,612 593,532 124 131 Total LIabilities and Equities

PT PERTAMINA EP CEPUStatements of Financial Position

Per December31, 2012 dan December 31, 2011USD Thousand


PT PERTAMINA EP CEPU Penilaian Kinerja Periode 31 Desember 2012

RKAP 2012 Audited 2012 Audited 2011

Nilai Bobot Nilai Bobot Nilai Bobot

Kinerja Keuangan

1 Return On Equity (ROE) % 67,50 20,00 73,61 20,00 513,65 20,00 Return On Equity (ROE)

2 Return On Investment (ROI) % 10,12 6,00 14,16 9,00 26,90 15,00 Return On Investment (ROI)

3 Operating Profit Margin (OPM) % 47,58 3,00 41,63 3,00 71,15 3,00 Operating Profit Margin (OPM)

4 Net Profit Margin (NPM) % 23,12 3,00 19,36 2,50 36,02 3,00 Net Profit Margin (NPM)

5 Cash Ratio % 15,61 3,00 55,15 5,00 2,36 - Cash Ratio

6 Current Ratio % 252,54 5,00 90,20 3,00 321,35 5,00 Current Ratio

7 Collection Period hari 322,57 - 76,07 2,00 287,36 - Collection Period

8 Inventory Turn Over hari - - 19,15 3,00 - - Inventory Turn Over

9 Total Asset Turn Over % 18,76 - 27,56 - 35,55 1,00 Total Asset Turn Over

10 Equity to Total Asset, % 10,72 2,00 8,43 2,00 10,13 2,00 Equity to Total Asset,

11 Time Interest Earned Ratio (TIER) kali - - 17,29 3,00 - Time Interest Earned Ratio (TIER)

Nilai Kinerja Keuangan 42,00 52,50 49,00 Financial Performance Score

Nilai Kinerja Keuangan Proporsional (NKKP)

45,94 53,59 Proportional Financial Performance Score (NKKP)

Klasifikasi Tingkat Kinerja Keuangan Sehat Sehat Sehat Level Financial Performance Classification

Kinerja Pertumbuhan Growth Performance

1 Asset Productivity Growth (ASPG) % 1,87 2,00 180,97 4,00 199% 4,00 Asset Productivity Growth (ASPG)

2 Sales Growth (SALG) % 25,48 5,00 76,21 5,00 115% 5,00 Sales Growth (SALG)

3 Net Profit Margin Growth (NPMG) % (40,65) - (47,08) - 48% 3,00 Net Profit Margin Growth (NPMG)

4 Sales to Total Asset Growth (STAG) % 44,84 3,00 34,15 3,00 60% 3,00 Sales to Total Asset Growth (STAG)

5 Net Profit Growth (NPG) % (25,52) - (66,35) - 219% 5,00 Net Profit Growth (NPG)

Nilai Kinerja Pertumbuhan (NKP) 10,00 12,00 20,00 Growth Performance Score (NKP)

Klasifikasi Tingkat Kinerja Pertumbuhan Tumbuh Sedang

Tumbuh Sedang

Tumbuh Tinggi

Level Growth Performance Classification

Kinerja Administrasi Administration Performance

1 Laporan Keuangan Perusahaan Bulanan

≤7 hari 2,00 ≤7 hari 1,58 < 7 hari 1,39 Monthly Financial Statement

2 Laporan Manajemen Perusahaan Bulanan

≤11 hari 2,00 ≤16hari 1,92 11-14 hari 1,73 Monthly Management Statement

3 Laporan Keuangan Audited ≤Maret 3,00 ≤Maret 3,00 Maret 3,00 Audited Financial Statement

4 Rancangan RKAP ≤ Agustus 3,00 ≤ Agustus 3,00 Juli 3,00 RKAP Plan

Nilai Kinerja Administrasi (NKA) 10,00 9,50 9,12 Administration Performance Score (NKA)

Klasifikasi Tingkat Kinerja Administrasi Tertib Tertib Tertib Level Administration Performance Classification

Tingkat Kesehatan Anak Perusahaan (NKK+NKP+NKA)

65,94 74,00 82,71 Subsidiary Health Level (NKK+NKP+NKA)

Tingkat Kinerja Perusahaan Sehat A Sehat A Sehat AA Company Performance Level

PT PERTAMINA EP CEPU Assessment Performance Period December 31, 2012



Audit 2011

Audit 2012

RKAP 2012

Pendapatan UsahaRevenue

Jumlah KewajibanTotal Liabilities

Jumlah AktivaTotal Assets

Jumlah Defisiensi ModalTotal Capital Deficiency

(dalam ribu USD/in thousand USD)

226,305

143,883

117,718

Audit 2011 Audit 2012 RKAP 2012

300

250

200

150

100

50

0

Audit 2011

Audit 2012

RKAP 2012

Laba (Rugi) BersihNet Profit (Loss)(dalam ribu USD/in thousand USD)

82,804

27,861 27,211


100

80

60

40

20

0

Audit 2011

Audit 2012

RKAP 2012



555,682

713,901

562,154

800

700

500

600

300

400

200

100

0

Audit 2011

Audit 2012

RKAP 2012



593,532

779,612

629,677

800

700

500

600

300

400

200

100

0

Audit 2011

Audit 2012

RKAP 2012



37,850

65,711 67,523

80

70

50

60

30

40

20

10

0


Tujuan, Sasaran dan Strategi PerusahaanCompany’s Objectives, Goals and Strategy

TujuanPertamina EP Cepu bergerak dalam bidang kegiatan usaha hulu meliputi eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi, dalam rangka mengembangkan Blok Cepu bersama Mobil Cepu Ltd (MCL), Ampolex dan BUMD sesuai Kontrak Kerja Sama (KKS) dan Joint Operating Agreement (JOA).

Pertamina EP Cepu memiliki tujuan sebagaimana tercantum dalam Anggaran Dasar perusahaan, yaitu untuk memperoleh keuntungan berdasarkan prinsip-prinsip pengelolaan perusahaan secara efektif dan efisien.

Objectives Pertamina EP Cepu engages in the business of upstream oil and natural gas activities covering exploration and exploitation, with the objective of developing the Cepu Block jointly with Mobil Cepu Ltd. (MCL), Ampolex and BUMD pursuant to a Cooperation Contract (KKS) and a Joint Operating Agreement JOA)

The objective of Pertamina EP Cepu is set forth in the Company’s Articles of Association, that is, to seek profit on the basis of efficient and effective company management principles.Agreement JOA).



Sasaran Perusahaan Sejalan dengan Rencana Jangka Panjang Perusahaan, Pertamina EP Cepu menetapkan sasaran strategis yang terbagi berdasarkan peran perusahaan yaitu:

A. Sebagai Pemilik Participating Interest Di Blok Cepu1. Target puncak produksi di Lapangan Banyu Urip pada

tahun 2014-2015 sebesar 165 MBOPD dengan Full Field Development Facilities

2. Target pemboran di struktur Jambaran, Cendana, Kedung Keris, Alas Tua West, Alas Tua East, Kemuning, Alas Dara, Pilang, Gianti, dan Kalisari.

B. Pengelolaan dan Pengawasan Penyaluran Minyak Banyu Urip

Tercapainya produksi minyak rata-rata di Lapangan Banyu Urip sebesar 22.000 BOPD dan target puncak produksi di tahun 2014-2015 pada tahap Full Field Development sebesar 165.000 BOPD.

C. Pengelolaan Perusahaan dengan Standar Operational Excellence1. Restrukturisasi organisasi yang sejalan dengan proses

bisnis.2. Membangun Sistem Sumber Daya Manusia Terpadu

atau Human Resources Integrated System (HRIS).3. Implementasi Sistem Manajemen Mutu secara

konsisten. 4. Mempertahankan Zero Accident Perfomance.

D. Sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru

Mengoptimalkan peran sebagai unit Operator Gas maupun Minyak di lokasi Jambaran-Tiung Biru termasuk wilayah sekitarnya antara lain Cendana dengan target waktu sampai dengan tahun 2016 menghasilkan kapasitas produksi gross sebesar 315 MMSCFD.

Strategi Perusahaan Untuk mencapai visi dan misi perusahaan serta menyelaraskan tujuan dan sasaran jangka panjang, Pertamina EP Cepu menetapkan strategi meliputi: 1. Menerapkan Operational Excellence yang berfokus pada

budaya Kesehatan, Keselamatan Kerja secara konsisten 2. Menjadi Partner aktif yang menjunjung tinggi prinsip

prinsip kemitraan, konstruktif dalam memberikan solusi. 3. Menghasilkan pertumbuhan yang berkelanjutan dengan

pendapatan yang terus meningkat setiap tahun. 4. Memanfaatkan sistem informasi dan teknologi mutakhir

untuk mendorong efisiensi dan transparansi operasi5. Menjadi Operator gas Lapangan Jambaran-Tiung Biru

dengan menerapkan good engineering practices. 6. Membangun struktur organisasi yang selaras dengan

proses bisnis, dengan sumber daya manusia yang kompeten, profesional sehingga memberikan nilai tambah yang mendukung pencapaian standar operational excellence.

Company’s Goals In line with the Company’s Long-Term Plan, Pertamina EP Cepu determines strategic goals, which are grouped in accordance with the Company’s roles as follows:

A. As Owner of a Participating Interest in the Cepu Block1. The peak production targeted from the Banyu Urip

Field in the years 2014 – 2015 is 165,000 BOPD through a Full Field Development Facilities

2. Drillings are aimed at 8 field structures, namely in the areas of Alas Tua East, Alas Tua West, Giyanti, Kemuning, Alas Dara, Pilang, Kalisari, Jambaran, Cendana, and Kedung Keris.

B. Management and Supervision of the Banyu Urip Oil Distribution To reach an average oil production from the Banyu Urip Field of 22,000 BOPD during the Early Production phase and a peak production of 165,000 BOPD in the years 2014 – 2015 at Full Field Development stage.

C. Management of the Company with a Standard of Operational Excellence1. Organizational restructuring which is integrated with

the business process.2. Building of a Human Resources Integrated System

(HRIS).3. A consistent implementation of the Quality

Management.4. Maintaining Zero-Accident Perfomance.

D. As Operator of the Jambaran-Tiung Biru Field Unitisation

To optimize its role as gas as well as oil unit Operator at the Jambaran – Tiung Biru site including the surrounding areas, amongst which Cendana, targeted until 2016 to produce a gross production capacity of 315 MMCFSD.

The Company’s Strategy In view of reaching the Company’s vision and mission and toalign its long-term objectives and goals, Pertamina EP Cepudetermines strategies that cover the following:1. Operational Excellence with a Safety Culture and HSE

Focus2. To become an active partner while upholding principles

of partnership, constructive in offering solutions.3. To create sustainable growth, annual increase in yield.4. To make use of a state-of-the-art Information and

technology System that promotes efficiency and operation transparency

5. To become a gas Operator at the Jambaran – Tiung Biru Field by the application of good engineering practices.

6. To build an organizational structure that is integrated with the business process, capitalizing on competent and professional human resources, in order to get added value in support of achieving operational excellence.


PT Pertamina EP Cepu (PEPC) yang didirikan pada tanggal 14 September 2005 merupakan anak perusahaan PT Pertamina (Persero) untuk melakukan kegiatan usaha sektor hulu di Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) minyak dan gas bumi di Blok Cepu yang mencakup wilayah Kabupaten Bojonegoro dan Tuban di Provinsi Jawa Timur dan Kabupaten Blora di Provinsi Jawa Tengah.

Keberadaan PEPC tidak terlepas dari dikeluarkannya Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi serta Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 31 Tahun 2003 Tentang Pengalihan Bentuk Pertamina menjadi Perusahaan Perseroan (Persero), dimana Pertamina tidak lagi memegang Kuasa Pertambangan dan berubah bentuk menjadi PT Pertamina (Persero).

Selanjutnya, berdasarkan PP No. 35/2004 Tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, kontrak-kontrak Pertamina Technical Assistant Contract (TAC) dan Enhanced Oil Recovery (EOR) beralih ke PT Pertamina (Persero) dan wilayah bekas kontrak tersebut tetap merupakan bagian wilayah kerja PT Pertamina (Persero). Dengan demikian TAC Blok Cepu seharusnya menjadi wilayah kerja PT Pertamina (Persero). Namun untuk mempercepat produksi minyak dan gas (migas), Pemerintah menerbitkan PP No. 34/2005 tentang Perubahan atas PP No. 35/2004 mengenai Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi sehingga berdasarkan PP tersebut, Kontrak TAC Blok Cepu dapat diubah ke Kontrak Kerja Sama (KKS) dan tidak otomatis dikembalikan sebagai Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Pertamina.

Pada tanggal 17 September 2005 ditandatangani Kontrak Kerja Sama (KKS) Blok Cepu antara BPMIGAS atas nama Pemerintah dengan Kontraktor yaitu Mobil Cepu Ltd. (MCL) dan Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (keduanya anak perusahaan Exxon Mobil) serta PT Pertamina EP Cepu (PEPC) dengan jangka waktu kontrak 30 tahun. Komposisi Participating Interest (PI) masing-masing pihak adalah 50% MCL dan Ampolex dan 50% PEPC. Komposisi PI kemudian mengalami perubahan setelah pada tanggal 30 Oktober 2008 dan 26 Februari 2009 ditandatangani supplementary agreement atas KKS untuk menyertakan empat Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) yang diwakili oleh Badan Kerjasama sebagai salah satu PI sebesar 10%. Dengan demikiankomposisi PI menjadi 45% Pertamina EP Cepu, 45% MCL dan Ampolex serta 10% BUMD.

Untuk mengelola kegiatan migas dalam KKS Blok Cepu, dengan melalui proses yang panjang, pada tanggal 15 Maret 2006 ditandatangani Joint Operating Agreement (JOA) Blok Cepu antara MCL, Ampolex dan PEPC yang berlaku efektif mundur sejak tanggal 17 September 2005. Di dalam JOA tersebut juga dinyatakan bahwa MCL ditunjuk sebagai Operator Blok Cepu.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC), which was established on 14 September 2005, is a subsidiary of PT Pertamina (Persero) assigned to perform upstream activities in Mining Working Area (WKP) of oil and gas in Cepu Block covering the Regencies of Bojonegoro and Tuban in the East Java Province and in the Blora Regency in the Central Java Province.

PEPC exists by virtue of the Law No. 22 year 2001 on Oil and Gas and also pursuant to the Government Regulation (PP) No. 31 year 2003 on the Change in the Legal Entity Status of Pertamina into a Persero, in which Pertamina would no longer hold the Mining Authority and thus the legal entity name was changed to PT Pertamina (Persero).

Further, based on Government Regulation No. 35/2004 on Upstream Activities of Oil and Gas, Pertamina’s Technical Assistance Contracts (TAC) and Enhanced Oil Recovery (EOR) Contracts are transferred to PT Pertamina (Persero) and the ex-contract areas shall remain part of the working areas of PT Pertamina (Persero). Therefore, the TAC of Cepu Block should have remained to be the working area of PT Pertamina (Persero). However, to accelerate the production of oil and gas, the government issued Government Regulation No. 34/2005 on the Amendment to Government Regulation No. 35/2004 concerning the Upstream Oil and Gas Activities. Accordingly, based on such government regulation, the Cepu Block TAC contract could be altered into a Cooperation Contract (KKS) and was not to be automatically returned as the Mining Working Area (WKP) of Pertamina.

On 17 September 2005, an agreement was entered for a Cooperation Contract (KKS) of Cepu Block between BPMIGAS on behalf of the Government and the Contractor which was Mobil Cepu Ltd. (MCL) and Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (both are subsidiaries of Exxon Mobil) and PT Pertamina EP Cepu (PEPC) with a contract period of 30 years. The composition of Participating Interest (PI) of each party is 50% MCL and Ampolex and 50% PEPC. The composition of PI was subsequently changed after the signing of a supplementary agreement of KKS on 30 October 2008 and on 26 February 2009 to include four regional government-owned companies (BUMDs) represented by a Cooperation Body as one of the PIs with 10% participating interest. Therefore, the composition of PI became 45% Pertamina EP Cepu, 45% MCL and Ampolex, and 10% BUMD.

To manage the oil gas activities in the Cepu Block KKS, a Joint Operating Agreement (JOA) of the Cepu Block, following a lengthy process, was signed on 15 March 2006 by MCL, Ampolex and PEPC effective retroactively as of 17 September 2005. The JOA also stipulates that MCL is appointed as the Cepu Block Operator.

Sekilas Pertamina EP CepuOverview of Pertamina EP Cepu



Dengan demikian, sejak tahun 2006 aktivitas operasional PEPC di Blok Cepu secara efektif telah dimulai dengan tiga kegiatan utama yaitu kegiatan eksplorasi, pengembangan lapangan minyak Banyu Urip dan kegiatan perencanaan pengembangan lapangan gas Jambaran-Cendana. Pada tanggal 31 Agustus 2009 BPMIGAS menetapkan First Commercial Production atas produksi minyak dari Lapangan Banyu Urip dengan produksi rata-rata 2.160 BOPD (45% share).

Pada tanggal 17 Agustus 2011 telah ditandatangani Head Of Agreement (HOA) antara MCL, PEPC, dan PT Pertamina EP (PEP) berisikan:(1) Unitisasi Lapangan Jambaran (milik KKKS Blok Cepu) dengan lapangan Tiung Biru (milik PEP), (2) PEPC sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru, dan (3) Pengembangan terintegrasi lapangan Unitisasi dengan Lapangan Cendana. Hal tersebut merupakan babak baru bagi PEPC dalam pengembangan Lapangan Jambaran Tiung Biru dari semula hanya merupakan Non Operator di Blok Cepu kemudian menjadi Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru yang dapat memberikan kontribusi peningkatan nilai bagi PT Pertamina (Persero). Kemudian pada tanggal 14 September 2012 dilakukan penandatanganan oleh para pihak Kontraktor yang melakukan unitisasi terhadap perjanjian-perjanjian yang mendukung terjadinya Unitisasi, yaitu antara lain:a. Unitization Agreementb. Unit Operation Agreementc. Cepu Gas Marketing Agreementd. Operatorship Transfer & Transition Plan

PEPC sebagai Operator dalam Pengembangan Gas Cepu akan melaksanakan proyek pengembangan dengan jadwal percepatan yang ditargetkan on stream produksi kotor sebesar 315 MMSCFD (Raw Gas) pada tahun 2016. Untuk memenuhi target yang ditugaskan oleh negara kepada PT Pertamina (Persero) untuk meningkatkan produksi migas nasional dan menemukan cadangan migas baru, khususnya di Blok Cepu, PEPC telah menetapkan program kerja untuk lima tahun mendatang, baik sebagai Partner Operator Pengembangan Blok Cepu maupun Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru disamping peran sebagai institusi anak perusahaan yang mendapat wewenang untuk pengawasan penyaluran minyak mentah produksi EPF Banyu Urip yang dibeli oleh Pertamina Hilir dan dialirkan dari Banyu Urip sampai ke FSO Cinta Natomas JOP-PPEJ.

Therefore, since 2006, the operational activities of PEPC in Cepu Block effectively commenced with three main activities which are exploration activities, development activities of Banyu Urip oil field and planning activities of the development of Jambaran – Cendana gas field. On 31 August 2009, BPMIGAS declared the First Commercial Production for the oil production of Banyu Urip Field with an average production of 2,160 BOPD (45% share).

On 17 August 2001, a Head of Agreement (HOA) was signed by MCL, PEPC, and PT Pertamina EP (PEP) which sets forth the following: (1) Unitization of the Jambaran Field (owned by KKKS of Cepu Block) with the Tiung Biru field (owned by PEP), (2) PEPC’s designation as the Operator of the unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields, and (3) the integrated development of the Unitized fields with the Cendana field. Such unitization marked a new stage for PEPC in the development of Jambaran - Tiung Biru Field from being a non-Operator in Cepu Block to being the Operator of the Unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields, which could contribute an added value to PT Pertamina (Persero). Than in September 14, 2012 the Contractors as the parties who did the unitization signed several supporting agreements for Unitization which are:a. Unitization Agreementb. Unit Operation Agreementc. Cepu Gas Marketing Agreementd. Operatorship Transfer & Transition Plan

PEPC as the Operator in the Cepu Gas Development would execute the development project in accordance with the accelerated schedule with a targeted on-stream gross production of 315 MMSCFD (Raw Gas) in 2016. To meet such target made by the government for PT Pertamina (Persero) to increase the national oil gas production and to discover new oil gas reserves, particularly in the Cepu Block, PEPC already prepared its five-year work program in advance, both as Partner Operator in the Cepu Block Development as well as the Operator of the Unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields in addition to its role as a subsidiary vested with the authority to monitor the crude oil distribution produced from the Banyu Urip EPF and purchased by Pertamina Hilir and distributed from Banyu Urip to the FSO Cinta Natomas of JOP-PPEJ.


Visi dan MisiVision and Mission

Visi Vision

Misi Mission

Menjadi Role-Model Anak Perusahaan Hulu di Bidang Minyak dan Gas di dalam kegiatan kemitraan dan pembinaan SDM profesional.

To become a role-model among upstream subsidiaries in the oil and gas domain within partnership activities and human resources development

Mendukung target yang dibebankan oleh Negara kepada PT Pertamina (Persero) untuk menemukan cadangan migas baru dan meningkatkan produksi migas Nasional, khususnya di Blok Cepu serta

Menjadi entitas bisnis yang memiliki reputasi tinggi yang dikelola secara profesional, fokus dan memiliki keunggulan kompetitif dengan menggunakan teknologi modern kelas dunia yang dihasilkan dari kemitraan dengan World Class Company sehingga memberikan nilai tambah lebih kepada para stakeholders terutama pemegang saham, pelanggan, pekerja dan masyarakat luas

To give its support to the target prescribed by the State to PT Pertamina (Persero) to discover new oil and gas reserves and to raise the national oil and gas production, in particular from the Cepu Block, and

To become a business entity that maintains a good reputation, managed in a professional and focused manner, and demonstrating competitive edge by espousing world-class modern technology resulting from a partnership with a world-class company andthereby giving added value to the stakeholders, particularly to the shareholders, customers, workersand the general public.

a.

b.

a.

b.

Dasar Pengesahan Visi dan Misi:

Visi dan Misi Pertamina EP Cepu sebagaimana tercantum dalam Rencana Jangka Panjang Perusahaan 2011-2015 telah ditandatangani Direksi dan disetujui oleh Dewan Komisaris pada tanggal 15 Juni 2011.

Basis of the Vision and Mission endorsement:The Vision and the Mission of Pertamina EP Cepu as set forth in the Corporate Long Term Plan for 2011 – 2015 was signed by the Board of Directors and approved by the Board of Commissioners on 15 June 2011



Nilai - nilai PerusahaanCorporate Value

Berkembang• Pertumbuhan bisnis ekonomi semakin meningkat• Perkembangan infrastruktur dalam segala bidang• Penerapan teknologi terkini

Terpercaya • SDM yang jujur dan mempunyai loyalitas tinggi• Informasi melalui sumber yang memiliki kompetensi• Management Protection of Information (MPI)

Unggul • Visi & Misi untuk menjadi role model yang sempurna• Komitmen senior leadership untuk kesempurnaan

kinerja• Komitmen untuk meningkatkan engagement,

satisfaction, pengembangan dan kesejahteraan tenaga kerja.

Gesit • Percepatan dalam segala perubahan• Antisipasi blind spot pada lawan bisnis• Terkini dalam penerapan teknologi

Totalitas • Fokus terhadap tantangan strategis• Penyelesaian masalah sampai pada akarnya• Teliti dalam segala aspek

Growth• Ever-growing business in the economy• Infrastructure improvement in all areas• Application of a state-of-the-art technology

Reliability• Honest and loyal workforce• Information from competent sources• Application of Management Protection of Information

(MPI)

Excellence• Vision and Mission as a perfect role-model• The commitment of the leadership for high-quality

performance• The commitment to intensify the engagement, the

satisfaction, the development and the welfare of its human resources.

Agility• High adaptability to any changes• Anticipation of blind spots of business counterparts• Responsive to the latest technology application

Totality• Focused on strategic challenges• Problem-solving through to its root causes• Meticulous in all aspects.

Lingkungan bisnis PEPC adalah kegiatan eksplorasi dan produksi di blok Cepu, Jawa Tengah dan Jawa Timur untuk mendapatkan penemuan cadangan Minyak dan Gas dalam rangka memenuhi kebutuhan dalam negeri dan luar negeri. Dalam pelaksanaannya PEPC melakukan operasi kegiatan eksplorasi dan produksi dilakukan melalui kemitraan dengan MCL + Ampolex (afiliasi ExxonMobil) dan BUMD dengan mengutamakan nilai good engineering practices dan world class petroleum operation serta meningkatkan kualitas SDM PEPC berbasis kompetensi dan profesionalisme yang tinggi sejalan slogan Delivering World Class Values dengan mengedepankan Tata Nilai Unggulan PEPC.

Tata Nilai PEPC, dirumuskan dengan “GREAT”

The business scope of PEPC is the exploration and production activities carried out in the Cepu Block, in Central and East Java to discover oil and gas reserves with the aim of meeting the domestic demand. In its exploration and production activities, Pertamina EP Cepu works in partnership with MCL (ExxonMobil affiliate) and Regionallyowned Enterprises (BUMDs) by upholding good engineering practices and world-class quality petroleum operations and upgrading Pertamina EP Cepu workforce based on high-level competence and professionalism giving substance to the slogan of Delivering World Class Values.

The core values of PEPC are “GREAT”:

GREAT ( Growth, Reliability, Excellence, Agility, Totality) merupakan perwujudan dari Tata Nilai Pertamina 6C (Clean, Competitive, Confident, Customer Focus, Commercial dan Capable)

GREAT ( Growth, Reliability, Excellence, Agility, Totality) merupakan perwujudan dari Tata Nilai Pertamina 6C (Clean, Competitive, Confident, Customer Focus, Commercial dan Capable)

Agility Excellence

GRowth

ReliabilityTotality GREAT


Bidang UsahaLine of Business

PERTAMINA EP Cepu bergerak dalam bidang Energi di dalam area kegiatan Usaha Hulu, yang meliputi Eksplorasi dan Eksploitasi yang secara khusus mengelola Blok Cepu dengan aktivitas utama adalah eksplorasi, pengembangan serta produksi minyak dan gas.

PT Pertamina (Persero) selaku pemegang saham memberikan penugasan tambahan kepada Pertamina EP Cepu dalam kegiatan pengawasan penyaluran minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip dalam fase Early Production Facilities (EPF).

Blok Cepu merupakan Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) minyak dan gas bumi yang mencakup wilayah Kabupaten Bojonegoro dan Tuban, Provinsi Jawa Timur serta Kabupaten Blora, Provinsi Jawa Tengah. Sampai dengan tahun 2011 lapangan minyak yang telah dioperasikan adalah struktur Banyu Urip. Sedangkan struktur minyak Kedung Keris, struktur gas Alas Tua East dan struktur gas Jambaran-Tiung Biru yang saat ini dalam proses unitisasi masih dalam tahapan eksplorasi.

PERTAMINA EP Cepu engages in energy sector of the upstream business activities, covering exploration and exploitation specifically in the Cepu Block, its main activities involving oil and gas exploration, development and production.

PT Pertamina (Persero) in its capacity as shareholder has assigned an additional task to PEPC of supervising the crude oil distribution from the Banyu Urip field during the Early Production phase (EPF).

The Cepu Block is an oil and natural gas Mining Concession Work Area area covering the areas of the Bojonegoro and Tuban regencies in the East Java province and the Blora regency in the Central Java province. Up to 2011 the oil field operation involved the Banyu Urip structure. The oil structures of Kedung Keris, the gas structure of Alas Tua East and the gas structure of Jambaran – Tiung Biru, which is currently in the process of unitization, are in the exploration stage.



91.920 hektar, total luas wilayah kerja mencakup wilayah Kabupaten

Bojonegoro dan Tuban di Provinsi Jawa Timur dan Kabupaten Blora di

Provinsi Jawa Tengah.

91,920 hectares, total surface work area covering the areas of

Bojonegoro and Tuban regencies in the East Java province and

Blora regency in the Central Java province.


Proses BisnisThe Business Processes

Pertamina EP Cepu menjalankan proses bisnis dengan mengintegrasikan tiga kegiatan utama sektor gas dan hulu yaitu eksplorasi, pengembangan dan produksi untuk mendapatkan kinerja dan hasil yang optimal. Integrasi ketiganya memungkinkan Pertamina EP Cepu untuk mengalokasikan sumber daya, strategi dan kebijakan secara optimal dalam mencapai tujuan perusahaan.

Gambaran singkat mengenai proses bisnis Pertamina EP Cepu adalah sebagai berikut:

Pertamina EP Cepu runs its businesses by integrating three major activities in the gas and upstream sectors, namely exploration, development and production with the aim of generating optimum level of performance and results. This integration allows it to allocate resources, strategies and policies to an optimum level to reach the corporate objectives.

The following chart shows in brief the Company’s current business processes:

COMPETITORS

STAKEHOLDER

Shareholder

Pemerintah RI

Others

• PT. Pertamina (Persero)• Koperasi Energi Indonesia

• Kementrian BUMN• Kementrian SDM• Kementrian Keuangan• SKK Migas• Pemerintah Daerah

• Karyawan• Masyarakat

APH Pertamina KKS Nasional KKS Asing

RESULT

ROI, ROE. ROA,Profitabilitas, Liquiditas, Solvabilitas

Maximazing Shareholder Values

Budaya

Keamanan

Sosial

Idiologi

Ekonomi

Politik

Hukum

Pertahanan

PERTAMINA EP CEPU MANAGEMENT

Visi Misi

Tata Nilai & Kebijakan Perusahaan

BOD BOC

Main Activity

Pengembangan ProduksiEksplorasi

PrimaryRecovery

SecondaryRecovery

TertiaryRecovery

Pengelolaan Blok Cepu

Own Operations Operated by Other

Secondary Activity

Pengawasan Penyaluran Minyak Banyu Urip

Business Function

GLN PPEJBlok Cepu

DEVELOPMENT

• Geosciences• New Venture• Process & Facilities • Planning & Evaluation• Project Control

OPERATION

• Driilling• Production• Facilities &

Maintenance• Reservoir• Field Activity

BUSINESS SUPPORT

• Human Capital• General Services• HSSE• Finance Controller• Tax• Treasury

Proses Bisnis Pertamina EP CepuBusiness Process of Pertamina EP Cepu



Pemangku kepentingan (stakeholder) Pertamina EP Cepu terdiri dari pemegang saham (shareholder), Pemerintah Republik Indonesia, dan pihak lainnya. Pemegang saham meliputi PT Pertamina (Persero) dan Koperasi Energi Indonesia. Pemerintah Republik Indonesia diwakili oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Kementerian Badan Usaha Milik Negara (BUMN), Kementerian Keuangan, Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (BPMIGAS) dan Pemerintah Daerah (Provinsi Jawa Tengah dan Jawa Timur). Sedangkan pihak lainnya mencakup masyarakat dan karyawan Pertamina EP Cepu.

Manajemen Pertamina EP Cepu terdiri dari Dewan Komisaris dan Dewan Direksi yang menjalankan visi dan misi perusahaan serta menerapkan nilai-nilai budaya perusahaan.

Empat peran utama Pertamina EP Cepu meliputi sebagai partner, pengawas, Operator gas, dan pengelolaan perusahaan.

1. Sebagai Partner Dalam pengelolaan Blok Cepu Pertamina EP Cepu, MCL,

Ampolex, dan BUMD melakukan kontrak kerjasama (KKS) di Blok Cepu dengan pemerintah (BPMIGAS) di mana PT Pertamina EP Cepu memiliki Participating Interest (PI) sebesar 45%. Dalam pengelolaan Blok Cepu para kontraktor melakukan perjanjian untuk mengoperasikan pelaksanaan pengembangan Blok Cepu yang tertuang dalam Joint Operation Agreement (JOA) yang di dalam perjanjian tersebut para Kontraktor sepakat untuk menunjuk MCL sebagai Operator dalam pengelolaan Blok Cepu.

Pertamina EP Cepu terlibat dalam penyediaan tenaga kerja yang diatur sesuai dengan Cepu Organization Agreement (COA). Operating Committee (OPCOM) merupakan entitas tertinggi dalam JOA untuk mengambil keputusan dalam pengembangan Blok Cepu. OPCOM terdiri dari 1 (satu) orang perwakilan dari para pihak yang memiliki hak suara dan 1 (satu) sekretaris. Ketua OPCOM dijabat oleh perwakilan Pertamina EP Cepu sebagai PI terbesar Berdasarkan JOA beberapa hal yang diputuskan melalui mekanisme OPCOM adalah Work Program & Budget (WP&B), rekomendasi pemenang Contract Award, pemboran, relinquishment, dan lain-lain.

The stakeholders of Pertamina EP Cepu consists of the shareholders, the Government of the Republic of Indonesia and other parties. The shareholders are composed of PT Pertamina (Persero) and Koperasi Energi Indonesia. The Government of the Republic of Indonesia is represented by the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), the Ministry of State-owned Enterprises (BUMN), the Ministry of Finance, The Upstream Oil and Gas Executive Agency (BPMIGAS) and the Provincial Governments (Central Java and East Java). The other parties are represented by the communities and the employees of Pertamina EP Cepu.

The Managing Bodies of Pertamina EP Cepu consists ofa Board of Commissioners and a Board of Directors whoexecute the corporate vision and mission and apply thecorporate values.

Pertamina EP Cepu plays four major roles, covering theroles as partner, supervisor, gas Operator and companymanagement.

1. Role as Partner In managing the Cepu Block, Pertamina EP Cepu, MCL,

Ampolex and the BUMDs enter into a Cooperation Contract over the Cepu Block with the government (BPMIGAS) , wherein Pertamina EP Cepu holds a Participating Interest of 45%. The contracting parties’ agreement to operate the Cepu Block development is set forth in a Joint Operating Agreement (JOA) wherein they concurred to designate MCL as the Operator of the Block.

Pertamina EP Cepu is involved in sourcing the manpower as regulated in the Cepu Organization Agreement (COA). The OPCOM stands as the highest entity in the JOA, vested with the authority to make decisions with respect to the development of the Cepu Block. The OPCOM is composed of 1 (one) representative from the parties holding voting rights and 1 (one) secretary. The Chairmanship of the OPCOM is assumed by representatives from Pertamina EP Cepu as holder of the highest PI. Based on the JOA a number of decisions that are made through the OPCOM mechanism are the Work Program & Budget (WP&B), recommendations of winners for Contract Award, drilling, relinquishments and other matters.


2. Sebagai pengawas penyaluran minyak mentah Banyu Urip – FSO Cinta Natomas.

Direktur Utama Pertamina EP Cepu mendapatkan Surat Kuasa dari Direktur Utama PT Pertamina (Persero) selaku pemegang saham untuk mengontrol penyaluran minyak mentah Banyu Urip mulai dari Sales Point di dalam pagar fasilitas Gas Oil Separation Plant (GOSP) hingga Lifting Point di Floating Storage Offloading (FSO) Cinta Natomas. Fasilitas penyaluran minyak mentah tersebut berupa jalur pipa 6” x 40 km Banyu Urip – Mudi yang dikelola oleh PT Geo Link Nusantara melalui kontrak Build Operation and Owned (BOO) dan diteruskan melalui fasilitas pipa milik JOB P-PEJ hingga FSO Cinta Natomas. PT Pertamina EP Cepu berkoordinasi dengan pihak-pihak terkait untuk memastikan kelancaran penyaluran minyak.

3. Pengelola Perusahaan Perseroan. Pertamina EP Cepu bertanggung jawab untuk mengelola usaha perusahaan dan sumber daya sesuai dengan Anggaran Dasar, Kebijakan & Peraturan Perusahaan, UU & Peraturan Negara, dan Kebijakan dari PT Pertamina (Persero) selaku Pemegang Saham menggunakan kaidah – kaidah pengelolaan perusahaan berstandar Internasional. Pelaksanaan Pengelolaan Perusahaan dijalankan oleh Dewan Direksi dengan pengawasan Dewan Komisaris yang dilaporkan pada RUPS (Rapat Umum Pemegang Saham). Pengelolaan Perusahaan dituangkan dalam Rencana Jangka Panjang perusahaan yang menjadi dasar pembuatan Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan Tahunan kemudian realisasinya dilaporkan secara berkala ke Stakeholder. Lebih dari itu secara Internal pengelolaan Perusahaan terintegrasi dengan Kebijakan PT Pertamina (Persero) melalui Key Performance Indicator (KPI) yang dicascade kepada Direksi Pertamina EP Cepu.

2. Role as Supervisor of Oil Distribution from Banyu Urip to FSO Cinta Natomas.

The Pertamina EP Cepu President Director is empowered by a letter of attorney from the President Director of Pertamina (Persero) as Shareholder to control the distribution of PT Pertamina’s (Persero) crude oil from Banyu Urip – starting from the Sales Point within the Gas Oil Separation Plant (GOSP) - to the Lifting Point at the Cinta Natomas Floating Storage and Offloading (FSO). The distribution facilities consist of 40 km of 6” pipe line running from Banyu Urip to Mudi, which is managed by PT Geo Link Nusantara under a Build, Operation and Owned (BOO) contract, then carried further by the Facilities owned by JOB P-PEJ through to the Cinta Natomas FSO. Pertamina EP Cepu works in close coordination with the relevant parties to ensure a smooth oil distribution.

3. Management of the Company. Pertamina EP Cepu is responsible for managing the Company’s businesses and resources in accordance with its Articles of Association, Company Policies and Regulations, State Laws and Regulations and Policies stipulated by PT Pertamina (Persero) as shareholder, based on international standards of corporation management. The Company’s management is run by a Board of Directors under the supervision of a Board of Commissioners, the performance of which is reported in the General Meeting of Shareholders. The Company’s management is set forth in the General Meeting of Shareholders. The Company’s Management is outlined in the Corporate Long-Term Plan which serves as a basis to draw up the Company Annual Work Plans and Budget, the realisation of which is periodically reported to the stakeholders. In addition, the Company’s internal management is integrated with the Policies of PT Pertamina’s (Persero) through a Key Performance Indicator (KPI) which is in turn cascaded to the Pertamina EP Cepu’s Board of Directors.



Penghargaan atas Partisipasi dalam mensukseskan Program Penanaman Pohon Singkarak Go Green guna mendukung gerakan Satu Milyar Pohon.

Award for the purpose of supporting the success of the Tree Planting Program of Singkarak Go Green to support the movement of One Billion Trees.

PQA (Pertamina Quality Assesment) tahun 2012 dengan Perolehan katergori “Early Improvement” dengan Score 403.

PQA (Pertamina Quality Assessment) in 2012 obtained the category of “Early Improvement” with achieving a score of 403.

Penghargaan atas Keberhasilan PT Pertamina EP Cepu dalam peningkatan produksi/revenue perusahaan yaitu pencapaian produksi di TW III 2012 sebesar 106,35% diatas target.

Award for the success of PT Pertamina EP Cepu in increase production/revenue in the third quarter of 2012 that achieved 106.35% above the target.

Kategori Gold untuk PKM OPTIMA pada kegiatan CIP di tingkat Anak Perusahaan Direktorat Hulu dengan judul “ Menekan Production Looses pada Saat Kegiatan Shut Down GOSP (Gas Oil Separation Plant) di Lapangan Banyu Urip”.

Gold category award of PKM OPTIMA in CIP Forum at the level of Upstream Directorate Subsidiaries under the theme of “Optimization of Shut Down Activities of Gas Oil Separation Plant (GOSP) at Banyu Urip Field to Minimize Production Losses by Performing Analysis of Stage of Activities”.

Kategori Silver untuk GKM PAS pada kegiatan CIP di tingkat Anak Perusahaan Direktorat Hulu dengan judul “Implementasi Personal Administration System (PAS) sebagai Solusi Pengelolaan Data Administrasi Fungsi Human Resources & General Affair PT Pertamina EP Cepu”.

Silver category award of GKM PAS in CIP Forum at the level of Upstream Directorate Subsidiaries under the theme of “Implementation of Personal Administration System (PAS) as a solution of PEPC HR & GA Function’s Administration Data Management”.

Kategori Silver untuk PKM OPTIMA di tingkat PT Pertamina (Persero) dengan judul “ Menekan Production Looses pada Saat Kegiatan Shut Down GOSP (Gas Oil Separation Plant) di Lapangan Banyu Urip”.

Silver category award of PKM OPTIMA at PT Pertamina (Persero) level under the theme of “Optimization of Shut Down Activities of Gas Oil Separation Plant (GOSP) at Banyu Urip Field to Minimize Production Losses by Performing Analysis of Stage of Activities”.

Kategori Silver untuk SS Aji Hasan pada kegiatan CIP di tingkat Anak Perusahaan Direktorat Hulu dengan judul “Pembuatan Aplikasi KPI Online Dashboard”.

Silver category award for SS of Aji Hasan in CIP Forum at the level of Upstream Directorate Subsidiaries under the theme of “Creation of module of KPI Online Dashboard”.

Penghargaan dan SertifikasiAward and Certification


Peristiwa Penting 20122012 Significant Events

April April

20

25

Penandatanganan Perpanjangan MoA (Memorandum of Agreement) antara Para Produsen Cepu dengan Petrokimia Gresik dan Penandatanganan Perpanjangan Confidentiality Agreement antara Para Produsen Cepu dengan PT Pertamina Gas.

Signing of the Extension of MoA (Memorandum of Agreement) between The Cepu Producers and Petrokimia Gresik and Signing of the Extension of Confidentiality Agreement between The Cepu Producers and PT Pertamina Gas.

September September

14Penandatanganan UA (Unitization Agreement) /UOA (Unit Operating Agreement) serta perjanjian terkait lainnya termasuk GMA (Gas Marketing Agreement) yang dilakukan oleh seluruh pemilik PI (Participating Interest) Blok Cepu.

Signing of UA (Unitization Agreement)/UOA (Unit Operating Agreement) and other related agreements, including GMA (Gas Marketing Agreement) involving the owners of PI (Participating Interest) of Cepu Block.

Pencapaian Jam Kerja 1.607.371 man hours tanpa kecelakaan dari Kemenakertrans.

Award for 1,607,371 Accident-free Working Hours from Kemenakertrans.

PERINGKAT PERUSAHAAN

1 PT PERTAMINA EP

2 PT PERTAMINA GAS

3 PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY

4 PT PERTAMINA EP CEPU

5 PT PERTAMINA PATRA NIAGA

6 PT PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA

7 PT TUGU PRATAMA INDONESIA

8 PT PERTAMINA DANA VENTURA

9 PT PERTAMINA BINA MEDIKA

10 PT PERTAMINA TRAINING & CONSULTING

11 PT PATRA JASA

12 PT PERTAMINA HULU ENERGY

13 PT PERTAMINA TRANS KONTINENTAL

14 PT PELITA AIR SERVICE

15 PT PERTAMINA RETAIL

16 PT NUSANTARA REGAS

Hasil Penilaian Laporan Tahunan

Mei May

29Pengukuhan GM Project Management Team Jambaran Tiung – Biru Bpk. Bob Wikan Haksara Adibrata.

Inauguration of Mr. Bob Wikan Haksara Adibrata as General Manager of Jambaran – Tiung Biru Project Management Team.

Juli July

16Annual Pertamina Subsidiary Award (APSA) 2012 PEPC menduduki peringkat 4 dari 16 Anak Perusahaan PT Pertamina (Persero).

Annual Pertamina Subsidiary Award (APSA) 2012 where PEPC was ranked 4 of 16 subsidiaries of PT Pertamina (Persero).

18Pencapaian produksi kumulatif komersial Minyak Banyu Urip sebesar 20.000.000 Barel sampai dengan Juli 2012.

Achievement of commercial cumulative production of Banyu Urip crude amounted 20,000,000 barrels until July 2012.

Agustus August

08Safari Ramadhan PEPC 2012 yaitu memberikan bantuan renovasi mesjid & musholla dan juga bantuan sembako di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Kabupaten Bojonegoro dan perlengkapan olahraga dalam rangka menyambut HUT RI ke 67 ke 9 Desa di Kabupaten Bojonegoro.

Ramadhan Safari 2012 activities that provides assistance for mosque and Mushola, donation of basic needs food at Bandungrejo Village, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency and donation of sport equipment to 9 villages in Bojonegoro Regency in celebrating the 67th anniversary of the Republic of Indonesia.

20Penandatanganan Amandement II MoA (Memorandum of Agreement) antara Para Produsen Cepu dengan PT PLN (Persero).

Signing the second Amandement of MoA (Memorandum of Agreement) between the Cepu Producers and PT PLN (Persero).

Juni June

14RUPS Tahunan PEPC tahun buku 2011.

Annual GMS of PEPC fiscal year 2011.



Perayaan Ulang Tahun PT Pertamina EP Cepu ke-7.

Anniversary 7th of PT Pertamina EP Cepu.

Oktober October

31RUPS LB Jambaran – Tiung Biru.

Extraordinary GMS on Jambaran – Tiung agenda.

25Pengukuhan Direktur Pengembangan PT Pertamina EP Cepu Bpk. Amran Anwar.

Inauguration of Mr. Amran Anwar as Development Director of PT Pertamina EP Cepu.

Desember December

11Tandatangan Kesepakatan bersama dalam Technical Service Assistant antara PT Pertamina EP Cepu , Upstream Technologic Centre dan Engineering Centre.

Signing of mutual agreement on Technical Service Assistant between PT Pertamina EP Cepu, Upstream Technologic Center and Engineering Center.

20

31Pencapaian produksi melebihi target RKAP 2012 (mencapai 104%).

Achieving production target which exceeded RKAP 2012 (reaching 104%).

Penyerahan Bantuan CSR & PKBL PT Pertamina EP Cepu secara simbolis untuk Pembuatan Sumur Artesis di 3 Desa yaitu Desa Sumbertlaseh, Desa Sumberagung yang keduanya berada di Kecamatan Dander dan Desa Kalisumber yang berada di Kecamatan Tambakrejo Kabupaten Bojonegoro.

Symbolically giving the CSR & PKBL assistances of PT Pertamina EP Cepu for construction artesian wells in 3 villages which are Sumbertlaseh Village, Sumberagung Village located in the Dander Sub-district and Kalisumber Village located in Tambakrejo Sub-district, Bojonegoro Regency.

Penyerahan Bantuan CSR & PKBL PT Pertamina EP Cepu secara simbolis untuk Penanaman 20.020 Pohon di 20 Desa Sepanjang Wilayah Kerja Blok Cepu yang berada di Kabupaten Bojonegoro.

Symbolically giving the CSR & PKBL assistances of PT Pertamina EP Cepu for planting 20,020 trees in 20 villages throughout the Cepu Working Area in Bojonegoro Regency.

Penyerahan Bantuan CSR & PKBL PT Pertamina EP Cepu secara simbolis untuk Bantuan Pendidikan berupa fasilitas belajar di 77 sekolah baik SMA/SMK/MA dan SMP/MTs di Desa yang berada di Sekitar Wilayah Kerja Blok Cepu.

Symbolically giving the CSR & PKBL assistances of PT Pertamina EP Cepu for educational activities in the form of learning facilities in 77 schools either SMA/SMK/MA and SMP/MTs in the villages surrounding of Cepu Working Area.

Penyerahan Bantuan CSR & PKBL PT Pertamina EP Cepu secara simbolis untuk Perbaikan Jembatan Desa di Desa Jelu Kecamatan Ngasem Kabupaten Bojonegoro.

Symbolically giving the CSR & PKBL assistances of PT Pertamina EP Cepu to repair the village bridge in Jelu Village, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency.


3,7Produksi kumulatif PEPC share tahun 2012PEPC share’s cumulative production in 2012

juta barelmillion barrels

Andri T. HidayatKomisaris UtamaPresident Commissioner



The Board of Commissioners would like extend its appreciation to the Board of Directors and all workers of PEPC who have achieved very good performance in finance and operation.

Dewan Komisaris menyampaikan apresiasi kepada jajaran Direksi beserta seluruh pekerja PEPC yang mampu mencapai kinerja sangat baik di bidang keuangan dan operasi.

Para pemegang saham yang terhormat,

Dengan memanjatkan syukur ke hadirat Tuhan Yang Maha Esa, bersama ini kami sampaikan kepada pemegang saham PT Pertamina EP Cepu, laporan tentang pengawasan Dewan Komisaris atas perkembangan dan pengelolaan Perusahaan sepanjang tahun 2012.

Fundamental ekonomi makro Indonesia di tahun 2012 cukup stabil pada tingkat pertumbuhan berkisar di angka 6,2% dan tingkat inflasi rata-rata 4,3%. Sementara nilai tukar dolar rata-rata mencapai Rp9.346/USD, lebih tinggi dari asumsi anggaran sebesar Rp8.800/USD. Harga minyak mentah rata-rata (ICP) mencapai USD106.2 per barel, di atas asumsi anggaran sebesar USD93 per barel.

Realisasi produksi minyak dan gas bumi nasional pada tahun 2012 mencapai sekitar 2.320 KBOEPD (kilo barrels oil equivalent per day) yang berasal dari realisasi lifting minyak bumi sekitar 860 KBOPD (kilo barrels oil per day) dan produksi gas sekitar 8.200 MMSCFD (million standard cubic

Dear Valued Shareholders,

By expressing our gratitude to Almighty God, we submit to you hereby to the shareholders of PT Pertamina EP Cepu, the report of the Board of Commissioners pertaining to the monitoring of the Company’s development and management during 2012.

The macroeconomic fundamentals in Indonesia in 2012 were quite stable at a growth level of 6.2% and an inflation rate of 4.3% on average. The average of the dollar foreign exchange rate reached Rp9,346/USD, higher than the projected budget at Rp8,800/USD. The average price of crude oil reached USD106.2 per barrel, above the projected budget at USD93 per barrel.

The realization of national oil and gas production in 2012 reached 2,320 KBOEPD (kilo barrels oil equivalent per day) arising from the realization of crude oil lifting at 860 KBOPD (kilo barrels oil per day) and gas production at 8,200 MMSCFD (million standard cubic feet per day) or equivalent of 1,460

Laporan Dewan KomisarisBoard of Commissioners Report


feet per day) atau setara 1.460 KBOEPD. Produksi minyak bumi menunjukkan tren yang terus menurun dimana realisasi produksi minyak bumi tahun 2011 mencapai 902 KBOPD. Di sisi lain, produksi gas menunjukkan tren sebaliknya. Dari rata-rata produksi 513 KBOEPD pada periode tahun 1977 hingga 1983, telah meningkat menjadi rata-rata 1.490 KBOEPD pada periode tahun 2007 hingga 2012.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang bergerak dalam area kegiatan usaha hulu di Blok Cepu, mengemban tugas mendukung peningkatan produksi migas nasional yang diamanatkan Negara kepada PT Pertamina (Persero). Produksi Lapangan Banyu Urip di Blok Cepu diharapkan mampu mendorong kinerja Direktorat Hulu PT Pertamina (Persero) untuk mencapai target produksi minyak nasional menjadi 1 juta BOPD pada akhir tahun 2014.

Pencapaian 2012Dewan Komisaris menyampaikan apresiasi kepada jajaran Direksi beserta seluruh pekerja PEPC yang mampu mencapai kinerja sangat baik di bidang keuangan dan operasi. Perusahaan meraih pendapatan sebesar USD143,883 ribu, atau 122% dari RKAP sebesar USD117,718 ribu serta membukukan laba bersih sebesar USD27,861 ribu atau 102% dari RKAP sebesar USD27,211 ribu.

Produksi kumulatif year to date Lapangan Banyu Urip tahun 2012 tahap Early Production Facilities (EPF) sebesar 8,2 juta barel, dimana share PEPC adalah 3,7 juta Barel atau rata-rata 10,051 BOPD. Pencapaian tersebut meningkat dibandingkan produksi kumulatif year to date tahun 2011 sebesar 7,8 juta barel dengan share PEPC sebesar 3,5 juta barel atau rata-rata produksi per hari sebesar 9,625 BOPD.

Selain itu, proses PEPC untuk menjadi Operator Unitisasi Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru (JTB) melangkah lebih maju lagi dengan penyelesaian penyusunan empat perjanjian penting yaitu Unitization Agreement (UA), Unitization Operating Agreement (UOA), Operator Transition Plan (OTP) dan Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA). Sedangkan Plant of Development (POD) dan Organization Planning masih menunggu persetujuan dari SKKMIGAS.

KBOEPD. The crude oil production displayed a decreasing trend in which the realization of crude oil production in 2011 reached 902 KBOPD. On the contrary, the gas production was displaying an opposite trend. Based on the average production of 513 KBOEPD in 1977 to 1983, such production already increased at the average of 1,490 KBOEPD in the period of 2007 to 2012.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) as a subsidiary of PT Pertamina (Persero) engaged in the area of upstream activities in Cepu Block has been assigned to support by increasing the production of national oil gas already mandated by government to PT Pertamina (Persero). The production of Banyu Urip Field in Cepu Block is expected to enhance the performance of Upstream Directorate of PT Pertamina (Persero) to achieve the national production target to 1 million BOPD by the end of 2014.

Achievements in 2012The Board of Commissioners would like to extend its appreciation to the Board of Directors and all workers of PEPC who have achieved excellent performance in finance and operations. The Company generated a revenue amounting to USD143,883 thousand, or 122% of the RKAP of USD117,718 thousand and recorded a net income of USD27,861 thousand or 102% of the RKAP of USD27,211 thousand.

Year to date cumulative production of Banyu Urip Field in 2012 at the Early Production Facilities (EPF) stage reached 8.2 million barrels, wherein the PEPC share was at 3.7 million barrels or in the average of 10,051 BOPD. Such achievement demonstrated an increase if compared to the year to date cumulative production in 2011 at 7.8 million barrels with PEPC share at 3.5 million barrels or the daily production average at 9,625 BOPD.

In addition, the process being undertaken by PEPC to be the Operator of the Unitization of Jambaran – Tiung Biru (JTB) Fields constitutes one step further with the completion of four significant agreements which are the Unitization Agreements (UA), the Unitization Operating Agreement (UOA), the Operator Transition Plan (OTP) and the Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA). While the Plan of Development (POD) dan the Organization Planning are still awaiting approval from SKKMIGAS.

Laporan Dewan KomisarisBoard of Commissioner’s Report



Kami meyakini bahwa pencapaian ini merupakan hasil dari kemampuan Direksi yang secara cermat mengelola perusahaan dengan prinsip-prinsip manajemen yang profesional termasuk membangun komunikasi ke segala arah, serta melaksanakan praktik-praktik tata kelola perusahaan yang baik. Dewan Komisaris menyampaikan penghargaan kepada Direksi dan seluruh pekerja PEPC atas kinerja yang baik sepanjang tahun 2012.

Dewan Komisaris mendukung dan memberi arahan untuk menangkap peluang peningkatan pendapatan dan profitabilitas sejalan dengan Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP) tahun 2012 - 2016 melalui beberapa sasaran strategis, diantaranya:a. Pencapaian puncak produksi Lapangan Banyu Urip

sebesar 165.000 BOPD melalui fasilitas Full Field Development pada tahun 2014-2015;

b. Target pemboran eksplorasi di beberapa struktur di Blok Cepu yaitu Alas Tua West, Alas Tua East, Kedung Keris, Kemuning dan Alas Dara.

c. Target pemboran Pengembangan di lapangan Banyu Urip, Jambaran – Tiung Biru, Cendana dan Kedung Keris.

d. Optimalisasi peran sebagai Operator Unitisasi Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru untuk menghasilkan kapasitas produksi gross sebesar 315 MMSCFD.

Dewan Komisaris memberi arahan kepada Direksi untuk tetap menjaga konsistensi upaya pencapaian target yang telah ditetapkan. Keberhasilan PEPC dalam kegiatan hulu migas membutuhkan dukungan dari seluruh pemangku kepentingan. Agar kegiatan yang dilakukan dapat berjalan sesuai rencana, Perusahaan harus tangkas menjalin koordinasi dengan pihak-pihak terkait, termasuk dengan unsur-unsur pemerintah daerah dan masyarakat setempat untuk meminimalisasi kendala non teknis seperti masalah perijinan, sengketa lahan, ganti rugi dan isu sosial masyarakat.

Ke dalam, Direksi harus selalu melakukan konsolidasi internal khususnya pengembangan SDM untuk dapat mendukung aktivitas PEPC secara optimal. Dalam rangka menjalankan fungsi pengawasannya, dalam beberapa kesempatan Dewan Komisaris juga ikut melakukan kunjungan lapangan dalam program Management Walkthrough (MWT).

We are of the opinion that such achievements reflected the results of the Directors abilities in prudently managing the Company under professional management principles including building the communication bridge through all channels, and implementing good corporate governance practices. The Board of Commissioners extends its appreciation to all Directors and all PEPC workers for their good performance during 2012.

The Board of Commissioners supports and provides guidance for the purpose of seizing the opportunities to increase the income and profitability in line with the Company’s Long Term Plan (RJPP) for 2012 – 2016 through various strategic targets, which are among others:a. Achievement of the peak production of Banyu Urip Field

at 165,000 BOPD through the Full Field Development facilities in 2014 - 2015

b. Exploration drilling target in various structures in Cepu Block such as West Alas Tua, East Alas Tua, Kedung Keris, Kemuning and Alas Dara.

c. Drilling target for the development in Banyu Urip, Jambaran – Tiung Biru, Cendana dan Kedung Keris.

d. Optimization of its role as Unitization Operator of Jambaran – Tiung Biru Field Gas to achieve the gross production capacity at 315 MMSCFD.

The Board of Commissioners provides guidance to Directors in maintaining the consistency of the achievements for the targets already made. The success of PEPC in the oil and gas upstream activities needs the support of all stakeholders. In order that the planned activities would work as planned, the Company should show business agility in establishing coordination with related parties, including regional governments and local communities to minimize the non-technical issues such as licensing, land dispute, compensation and social issues.

Internally, Directors should constantly perform internal consolidation particularly for human resources development to support PEPC activities in an optimal manner. For the purpose of performing its monitoring function, the Board of Commissioners also conducted the field visit in the Management Walkthrough (MWT) program.


Tata Kelola PerusahaanDewan Komisaris mendukung penuh implementasi tata kelola perusahaan yang baik berdasarkan pada prinsip-prinsip GCG yang meliputi transparansi, akuntabilitas, responsibilitas, independensi, dan kewajaran di seluruh aspek bisnis PEPC. Dewan Komisaris bersama Direksi sepakat untuk menerapkan prinsip-prinsip tata kelola yang baik secara konsisten sebagai landasan operasional Perusahaan. Saat ini Perusahaan sedang melakukan kajian pembentukan Komite Audit untuk membantu proses pengawasan Dewan Komisaris terutama terkait dengan pengendalian internal, manajemen risiko, pelaporan keuangan dan aktvitas audit. Diharapkan pada tahun 2013 Komite Audit PEPC telah terbentuk dan mulai menjalankan fungsinya.

Dewan Komisaris telah menyetujui penyempurnaan struktur organisasi yang mencerminkan komitmen manajemen untuk implementasi GCG yang lebih baik. Restrukturisasi oganisasi dibutuhkan untuk mendukung proses bisnis PEPC sesuai peran dan tugas sebagai Partner Oprerator dalam pengembangan Lapangan Banyu Urip dan sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru. Dewan Komisaris mendorong Direksi untuk segera mempersiapkan personil-personil yang mempunyai kompentensi unggul untuk mengisi posisi-posisi strategis pada struktur organisasi yang baru.

Dewan Komisaris menilai bahwa bisnis eksplorasi, produksi dan pengembangan lapangan migas di tahun-tahun mendatang akan semakin menantang serta menuntut kemampuan PEPC untuk menghadapi kompetisi global. Terkait hal tersebut maka peranan utama Dewan Komisaris adalah mendukung pelaksanaan dan penerapan manajemen risiko khususnya dalam menjalankan usaha di lingkungan PEPC. Penerapan manajemen risiko telah dilakukan sebagai bagian yang tidak terpisahkan dalam Proyek Pengembangan Lapangan Banyu Urip serta Proyek Unitisasi Gas Jambaran - Tiung Biru.

Penerapan manajemen risiko merupakan wujud komitmen Dewan Komisaris dan Direksi dalam pelaksanaan GCG. Dewan Komisaris berharap bahwa setiap unsur di PEPC dapat menerapkan budaya risk awareness dalam setiap aktivitas bisnis sehari-hari. Sejalan dengan tuntutan GCG serta Roadmap Pertamina EP Cepu, Dewan Komisaris akan segera membentuk Komite Manajemen Risiko untuk

Corporate GovernanceThe Board of Commissioners fully supports the implementation of good corporate governance based on GCG principles covering transparency, accountability, responsibility, independence and fairness in all PEPC business aspects. The Board of Commissioners together with the Directors agreed to implement good corporate governance principles in a consistent manner as the basis for the Company’s operations. At present the Company is performing an analysis of the establishment of Audit Committee to assist the monitoring process of the Board of Commissioners particularly for those related to internal control, risk management, financial reporting and audit activities. It is expected that at the end of 2013 PEPC Audit Committee would have been established and would have started functioning.

The Board of Commissioners already approved the improvements of organizational structure which reflects management commitment for better GCG implementation. Organizational restructuring is required to support PEPC business process in accordance with the roles and responsibilities as the Partner Operator in the development of the Banyu Urip Field and as the Unitization Operator of Jambaran – Tiung Biru Field. The Board of Commissioners is supporting the Directors to equip personnel with excellent competence to assume strategic positions within the new organizational structure.

The Board of Commissioners reckons that the exploration, production and development of oil gas development in the future would be more challenging and demanding for PEPC in facing the global competition. Related to such matter, the role of the Board of Commissioners is to support the implementation and the adoption of risk management particularly in operating the business of PEPC. The implementation of risk management has been conducted as an integral part of Banyu Urip Field Development Project and Jambaran – Tiung Biru Gas Unitization Project.

The implementation of risk management serves as the commitment of the Board of Commissioners and Directors in the implementation of GCG. The Board of Commissioners expects that each unit in PEPC could implement the risk awareness culture in day-to-day business activities. In line with such demand of GCG and the Roadmap of Pertamina EP Cepu, the Board of Commissioners will soon establish

Laporan Dewan KomisarisBoard of Commissioner’s Report



Risk Management Committee to improve the quality of risk management. In the future, risk management should be more effective in managing the strategic risks, financial risks and financial reporting, operating risks and reputational risks.

Corporate Social Responsibility We realize that, being a part of PT Pertamina (Persero) as a state-owned company, PEPC also has the responsibilities to be directly involved in supporting government programs in eradication of poverty, improvement of welfare and maintenance of quality of environment particularly in the areas where the Company is operating its activities. Therefore, the Board of Commissioners is supporting management to keep on designing and improving the quality of the Corporate Social Responsibility (CSR) programs being implemented either by PEPC itself or in synergy with the CSR program and the PKBL of PT Pertamina (Persero). The Board of Commissioners is of the opinion that good CSR programs would provide added value to the Company and at the same time also create benefits for the general public.

Changes in the Composition of the Board of CommissionersOn behalf of the Board of Commissioners, I would like to convey my gratitude for the services and contribution of Mr. Gusrizal as the President Commissioner of PT Pertamina EP Cepu whose tenure ended on 17 February 2012, to Mr. Rony Gunawan as Commissioner whose tenure ended on 10 May 2012 and to Mr. Ahmad Bambang as Commissioner whose tenure ended on 19 October 2012. The Board of Commissioners welcomes Mr. Adriansyah as the Commissioner of PEPC effective 10 May 2012 to strengthen the performance of the Board of Commissioners of PEPC in its monitoring role.

Forward Looking Stepping ahead, the oil gas exploration and production business particularly in Cepu Block would be continuously developing. The development of Banyu Urip field with the projected peak of production at 165,000 BOPD (PEPC’s share at 74,250 BOPD) through the production of full field development in 2014, would enter into the stage of spudding of drilling in 13 development wells. EPC 1-5 activities which already entered into execution stage in 2012 would be continuing within the next two years.

meningkatkan kualitas pengelolaan manajemen risiko. Ke depan, manajemen risiko harus lebih efektif untuk pengelolaan risiko strategis, risiko keuangan dan pelaporan keuangan, risiko operasional dan risiko reputasi.

Tangggung Jawab Sosial PerusahaanKami menyadari bahwa sebagai bagian dari PT Pertamina (Persero) yang merupakan perusahaan negara, PEPC juga memiliki tanggung jawab untuk turut terlibat langsung dalam mendukung program-program pemerintah di bidang pengentasan kemiskinan, peningkatan kesejahteraan dan menjaga kualitas lingkungan hidup terutama di wilayah dimana Perusahaan menjalankan aktivitas operasinya. Oleh karenanya, Dewan Komisaris mendorong manajemen untuk terus merancang dan meningkatkan kualitas program-program Corporate Social Responsibility (CSR) yang dijalankan baik program PEPC sendiri maupun bersinergi dengan program CSR dan PKBL PT Pertamina (Persero). Dewan Komisaris yakin bahwa program CSR yang baik akan memberikan nilai tambah bagi perusahaan sekaligus manfaat yang positif bagi masyarakat luas.

Perubahan Susunan Dewan KomisarisAtas nama Dewan Komisaris, saya mengucapkan terimakasih atas jasa dan kontribusi saudara Gusrizal selaku Komisaris Utama PT Pertamina EP Cepu yang berakhir masa jabatannya pada tanggal 17 Februari 2012, Saudara Rony Gunawan selaku Komisaris yang berakhir masa jabatannya pada tanggal 10 Mei 2012 dan saudara Ahmad Bambang selaku Komisaris yang berakhir masa jabatannya pada tanggal 19 Oktober 2012. Dewan Komisaris menyambut baik bergabungnya saudara Adriansyah sebagai Komisaris PEPC terhitung tanggal 10 Mei 2012 untuk memperkuat kinerja Dewan Komisaris PEPC dalam melaksanakan fungsi pengawasannya.

Prospek Ke DepanMelangkah ke depan, bisnis eksplorasi dan produksi migas khususnya di Blok Cepu masih akan terus berkembang secara berkelanjutan. Pengembangan Lapangan Banyu Urip dengan proyeksi produksi puncak 165.000 BOPD (share PEPC 74.250 BOPD) melalui produksi full field development pada tahun 2014, akan memasuki tahap tajak pemboran sebanyak 13 sumur pengembangan. Kegiatan EPC 1-5 yang telah memulai tahap eksekusi pada tahun 2012 akan berlanjut hingga dua tahun ke depan.


4. Rony Gunawan Komisaris Commissioner(1 Januari-9 Mei 2012)

5. Ahmad Bambang Komisaris Commissioner(1 Januari-19 Oktober 2012)

2. Elfien Goentoro Komisaris Commissioner(1 Januari-31 Desember 2012)

6. Gusrizal Komisaris Utama President Commissioner(1 Januari-16 Februari 2012)

1. Andri T. Hidayat Komisaris Utama President Commissioner(17 Februari-31 Desember 2012)

3. Adriansyah Komisaris Commissioner(10 Mei-31 Desember 2012)

1 3

4 5 6

2



The development of Jambaran – Tiung Biru Gas Field which is integrated with the development of Cendana Gas Field is projected to reach its peak of production at 315 MMSCFD (net 190 MMSCFD) produced by 14 production wells within 3-4 years after obtaining POD approval from SKKMIGAS.

The Board of Commissioners is of the opinion that the Company has already prepared a solid ground to seize the opportunities and to face future challenges by aligning business process and organization, by strengthening human resources competence and by performing other various efforts to achieve the operational excellence performance standards.

Closing RemarksFinally, on behalf of the Board of Commissioners, I would like to convey my gratitude to the support extended and the trust given by the shareholders and stakeholders of PT Pertamina EP Cepu. Our sincere gratitude is extended to the Directors, the management, and all employees who have worked wholeheartedly and dedicated themselves in achieving the Company’s vision and mission.

On behalf of the Board of Commissioners

Andri T. HidayatKomisaris UtamaPresident Commissioner

Pengembangan Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru yang terintegrasi dengan pengembangan Lapangan Gas Cendana diproyeksikan akan mencapai puncak produksi sebesar 315 MMSCFD (net 190 MMSCFD) yang akan dihasilkan dari 14 sumur produksi dalam waktu 3-4 tahun setelah mendapat persetujuan POD dari SKMIGAS.

Dewan komisaris meyakini, Perusahaan telah mempersiapkan fundamental yang kuat untuk menangkap peluang dan menghadapi tantangan ke depan dengan penyelarasan proses bisnis dengan organisasi, memperkuat kompetensi sumber daya manusia serta berbagai upaya lainnya untuk mencapai standar kinerja operational excellence.

PenutupAkhirnya, atas nama Dewan Komisaris, saya menyampaikan terimakasih atas dukungan dan kepercayaan yang diberikan oleh para pemegang saham dan pemangku kepentingan PT Pertamina EP Cepu. Penghargaan yang tulus kami sampaikan kepada Direksi, manajemen dan seluruh pekerja yang telah bekerja dengan penuh kesungguhan dan dedikasi dalam mewujudkan pencapaian visi dan misi perusahaan.

Atas nama Dewan Komisaris


104% Realisasi produksi tahun 2012 terhadap target RKAPProduction realization in 2012 compared to RKAP target

Amril Thaib Mandailing Direktur UtamaPresident Director



Company’s revenue reached USD143,883 thousand, which was 22.23% above the targeted RKAP 2012 and recorded net income of USD27,861 thousand or 2.39% above the targeted net income in RKAP 2012.

Pendapatan Perusahaan mencapai USD143,883 ribu, 22,23% di atas target RKAP 2012 dan mencatat laba bersih USD27,861 ribu atau 2,39% di atas target laba bersih pada RKAP 2012.

Pemegang saham yang terhormat,

Dengan mengucapkan syukur ke hadirat Allah SWT, perkenankanlah kami melaporkan ringkasan kinerja PT Pertamina EP Cepu (PEPC) untuk tahun 2012 yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012.

Di tahun 2012, industri hulu migas di Indonesia masih memiliki peran yang signifikan sebagai salah satu sumber pendapatan utama bagi negara. Namun demikian, berdasarkan statistik dari SKKMIGAS, produksi minyak bumi Indonesia cenderung turun dari tahun ke tahun. Pada tahun 2000 Indonesia mencapai produksi 1.415 KBOPD (kilo barrels oil per day) dan turun menjadi sekitar 902 KBOPD pada tahun 2011. Sebaliknya, produksi gas cenderung meningkat. Pada tahun 2000, produksi gas di Indonesia mencapai 1.157 KBOEPD (kilo barrels oil equivalent per day) setara 6.289 MMSCFD (million standard cubic feet per day) dan meningkat menjadi 1.499 KBOEPD setara 8.415 MMSCFD pada tahun 2011.

Dear Valued Shareholders,

By expressing our gratitude to Allah SWT, please allow us to report the summary of performance of PT Pertamina EP Cepu (PEPC) for the year ending 31 December 2012.

In 2012, the industry of upstream oil and gas in Indonesia still played a significant role as one of the major contributors to the state revenue. Nevertheless, based on statistics from SKKMIGAS, Indonesia’s crude oil production tends to decrease from year to year. In 2000 Indonesia reached a production of 1,415 KBOPD (kilo barrels oil per day) which decreased to 902 KBOPD in 2011. On the other hand, the gas production tends to increase. In 2000, gas production in Indonesia reached 1,157 KBOEPD (kilo barrels oil equivalent per day) or the equivalent of to 6,289 MMSCFD (million standard cubic feet per day) and increased to 1,499 KBOEPD or the equivalent of 8,415 MMSCFD in 2011.

Laporan DireksiBoard of Directors Report



Dengan ditemukannya sumber daya gas yang signifikan di Blok Cepu, PEPC sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang diberi tugas mengelola kegiatan eksplorasi dan produksi migas di Blok Cepu mempunyai peluang yang sangat besar untuk berperan lebih bermakna dalam mendukung pencapaian target yang diamanatkan oleh negara kepada PT Pertamina (Persero) untuk meningkatkan produksi migas dan memenuhi kebutuhan energi nasional sekaligus meningkatkan penerimaan negara.

Berdasarkan Head of Agreement (HoA) yang ditandatangani oleh PEPC, Mobil Cepu Limited, Ampolex Limited dengan PT Pertamina EP berlaku efektif tanggal 17 Agustus 2011, Para Pihak sepakat menunjuk PEPC sebagai Operator Unitisasi Lapangan Gas Jambaran-Tiung Biru (JTB). Sebagai rangkaian tindak lanjut HoA, Pada tanggal 14 September 2012, sekaligus menjadi kado indah tepat di hari ulang tahun PEPC yang ke-7, telah diselesaikan finalisasi penyusunan dokumen-dokumen perjanjian, yang ditandai dengan penandatanganan oleh seluruh pemilik PI (Participating Interest) Blok Cepu yang terdiri dari PEPC, MCL, Ampolex dan BUMD di satu pihak, dengan PT Pertamina EP sebagai pemilik Lapangan Tiung Biru. Adapun Dokumen yang ditandatangani antara lain Unitization Agreement (UA) untuk mengatur unitisasi dari Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru dan Unit Operating Agreement (UOA) yaitu perjanjian yang mengatur kegiatan operasional unitisasi, serta perjanjian terkait lainnya termasuk Gas Marketing Agreement (GMA). Sedangkan Plant of Development (POD) dan Organization Planning telah disampaikan kepada SKKMIGAS pada bulan Agustus 2012 untuk menunggu persetujuan SKKMIGAS. Dengan demikian maka peran Operator Unitisasi Lapangan Gas JTB yang dipercayakan kepada PEPC akan dapat segera terealisasi.

Disamping berupaya menjadi Operator di Pengembangan Gas Lapangan JTB, PEPC juga akan mengupayakan untuk terus memproduksi struktur-struktur yang sudah ada di Blok Cepu serta mencari prospek-prospek pengembangan baru. Produksi minyak dan gas di Cepu akan terintegrasi menjadi sebuah Proyek Migas Blok Cepu yang diyakini akan menghasilkan keuntungan yang sangat bermakna.

Kebijakan StrategisUntuk persiapan menghadapi dan mengelola peluang PEPC dimasa datang, Perusahaan menetapkan kebijakan-kebijakan strategis sebagai berikut:• Meletakkan aspek HSE (Health, Safety & Environment)

sebagai pertimbangan utama dalam semua kegiatan operasional Perusahaan.

With the discovery of significant gas resources in the Cepu Block, PEPC as a subsidiary of PT Pertamina (Persero), which is assigned to manage the oil and gas exploration and production activities in the Cepu Block, is given the widest opportunity to play a more significant role to help achieve the target mandated by the government upon PT Pertamina (Persero) to increase its oil and gas production and also to meet the national energy demand, while at the same time increase the state’s revenue.

Based on the Head of Agreement (HoA) signed by PEPC, Mobil Cepu Limited, Ampolex Limited and PT Pertamina EP, effective 17 August 2011, The Parties agried to designated PEPC as the Operator of the Unitization of Jambaran – Tiung Biru (JTB) Gas Field. As a series of follow-up actions on such HoA, on 14 September 2012, as a special gift on the occasion of PEPC’s 7th birthday, the documents pertaining to such agreement were finalized, marked by the signing of the agreement by all PI (Participating Interest) owners of the Cepu Block comprising PEPC, MCL, Ampolex and the BUMDs on the one hand, and PT Pertamina EP as the owner of the Tiung Biru Field on the other. The documents signed were among others the Unitization Agreement (UA) which regulates the unitization of the Jambaran – Tiung Biru Gas Field, and the Unit Operating Agreement (UOA) which regulates the operational activities of the unitization, together with other related agreements including the Gas Marketing Agreement (GMA). The Plan of Development (POD) and Organization Planning were submitted to SKKMIGAS in August 2012 for its approval. Therefore, the role of Unitization Operator of the JTB Gas Field entrusted to PEPC will soon be realized.

In addition to striving for Operatorship in the JTB Gas Field Development, PEPC will also exert its efforts to continuously produce from the currently available structures in the Cepu Block and to seek new prospects to develop. The oil and gas production in Cepu will be integrated to become a Cepu Block Oil and Gas Project which is believed to be able to generate significant income.

Strategic PoliciesTo prepare itself in facing and managing the future opportunities, PEPC made the following strategic policies:• To place the HSE (Health, Safety & Environment) aspect

as a primary concern in all operating activities within the Company.



• Landasan komersial dan berkinerja efektif dan efisien menjadi prinsip utama dalam semua kebutuhan bisnis.

• Menerapkan prinsip-prinsip tata kelola yang baik (GCG) setara dengan perusahaan publik.

• Mendayagunakan SDM terbaik di bidangnya.• Membangun lingkungan bisnis yang sehat bersama

mitra usaha dan para pemangku kepentingan secara profesional, terpercaya dan berintegritas.

Target dan PencapaianPencapaian produksi Lapangan Banyu Urip pada tahun 2012 melalui Early Production Facility (EPF) mencapai rata-rata 22.336 BOPD dengan share PEPC 10.051 BOPD. Pencapaian ini lebih tinggi 3,89% dari target RKAP sebesar 9.675 BOPD (PEPC share) dan 4,43% di atas pencapaian produksi tahun 2011 sebesar 9.625 BOPD (PEPC share).

Produksi minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip memberikan kontribusi yang signifikan bagi pendapatan Perusahaan yang mencapai USD143,883 ribu, 22,23% di atas target RKAP 2012 sebesar USD117,718 ribu. Perusahaan mencatat laba bersih USD27,861 ribu atau 2,39% di atas target laba bersih pada RKAP 2012 sebesar USD27,211 ribu.

Keberhasilan Perusahaan dalam peningkatan produksi mendapat apresiasi dari PT Pertamina (Persero) yang memberikan penghargaan atas pencapaian produksi triwulan III yang mencapai 106,35% melebihi target.

Dari rencana kegiatan eksplorasi tahun 2012 untuk melakukan pemboran dua sumur ekplorasi yaitu Alas Tua East 1 (ATE-1) dan KK-2 Delineasi, pada bulan Juli 2012 telah diselesaikan pengeboran ATE-1 sedangkan pemboran KK-2 Delineasi tidak terealisasi. Dari hasil validasi sementara oleh Komite Cadangan Hulu disimpulkan bahwa Struktur ATE memiliki properties yang lebih kecil dari perkiraan awal dan reservoir Eocene Clastic tidak berkembang dengan baik. Oleh karena itu, dari perkiraan awal penambahan sumber daya Contingent Resource (2C) sebesar 37 MMBOE, yang teralisasi adalah sebesar 7,6 MMBOE yang berasal dari pemboran eksplorasi ATE-1. Sementara rencana untuk melakukan pemboran lima sumur pengembangan tidak tercapai. Kendala utama tidak

• To make the commercial foundation and effective and efficient performance as the main principles in all business needs.

• To implement good corporate governance (GCG) principles at the level equal to those implemented by publicly-listed companies.

• To empower the best human resources in their fields of work.

• To build a healthy business environment together with business partners and all stakeholders in a professional, trustworthy manner and full of integrity.

Targets and Achievements The achievements of Banyu Urip Field in 2012 through the Early Production Facility (EPF) reached an average of 22,336 BOPD with PEPC’s share at 10,051 BOPD. Such achievement was higher by 3.89% compared to the targeted RKAP of 9,675 BOPD (PEPC share) and 4.43% above the achieved production in 2011 at 9,625 BOPD (PEPC share).

The crude oil production from the Banyu Urip Field generated significant contribution to the Company’s revenue which reached USD143,883 thousand, which was 22.23% above the targeted 2012 RKAP of USD117,718 thousand. The Company recorded net income of USD27,861 thousand or 2.39% above the targeted net income in the 2012 RKAP of USD27,211 thousand.

The Company’s success in improving the production received an appreciation from PT Pertamina (Persero) which granted a reward for the achievement of production in the third quarter which reached 106.3% exceeding the target.

Based on the exploration activities plan in 2012 to perform the drilling of two exploration wells which were Alas Tua East 1 (ATE-1) and KK-2 Delineation, in July 2012 the Company completed the drilling of ATE-1 while the drilling of KK-2 Delineation was not realized. From the tentative validation result givent by Upstream Resources Committee, it was concluded that the structure of ATE has smaller properties from the preliminary assessment and reservoir Eocene Clastic has not developed well. Therefore, the preliminary assessment of adding Contingent Resource (2C) at 37 MMBOE only 7.6 MMBOE were realized, derived from the exploration drilling of ATE-1. Meanwhile the production activities plan to conduct the drilling of five development wells was not



tercapainya target pemboran adalah berakhirnya masa kontrak rig pemboran ekplorasi dan mundurnya jadwal penyelesaian fabrikasi rig pengembangan.

Pengembangan Sumber Daya ManusiaPEPC terus menyempurnakan dan melengkapi organisasinya dengan struktur dan SDM yang mampu menghadapi pertumbuhan usaha Perusahaan yang meningkat cepat. Perusahaan menjaring calon pekerja dengan proses seleksi yang sangat ketat untuk mengisi posisi-posisi strategis pada struktur organisasi yang baru. Rangkaian proses rekrutmen yang telah dimulai sejak tahun 2011 hingga awal tahun 2012 menghasilkan 42 pekerja baru yang efektif mulai bekerja pada tahun 2012.

Perusahaan sangat menghargai pekerja yang menunjukkan kinerja terbaiknya. Penilaian secara berkala dilakukan dengan menetapkan People Review untuk mengelola kinerja pekerja yang merujuk pada perubahan perilaku dan komitmen bersama antara pekerja dan atasannya. Sejalan dengan proses untuk menjadi Operator Unitisasi Lapangan JTB Gas Project, Perusahaan secara intensif mencari talent yang tepat di fungsinya masing-masing melalui proses rekrutmen dan mutasi jabatan.

Pengembangan kompetensi baik yang bersifat mandatory maupun technical aspect dilakukan melalui pelatihan, Benchmarking, On the Job Training dan lainnya baik di dalam maupun luar negeri. Pada tahun 2012, sebanyak 16 pekerja dikirim untuk mengikuti pelatihan di luar negeri, diantaranya ke Amerika Serikat, Dubai, Swiss, Kanada dan Perancis, serta berbagai pelatihan di dalam negeri.

Tata Kelola PerusahaanPEPC terus berupaya untuk menerapkan prinsip-prinsip tata kelola perusahaan yang baik (Good Corporate Governance - GCG) secara konsisten dalam budaya kerja dan kegiatan operasional Perusahaan. Secara bertahap, Perusahaan mempersiapkan kodifikasi dan organ-organ pendukung GCG sesuai peraturan perundang-undangan dan etika bisnis yang pantas. Sejumlah kodifikasi seperti Peraturan Perusahaan, Pedoman Perilaku, Pedoman Tata Kerja Dewan Komisaris dan Direksi (Board Manual) serta Piagam Internal Audit sedang dalam proses penyusunan menyusul dilengkapinya secara bertahap organ pendukung GCG.

realized. The major hindrance encountered leading to the underachievement of such drilling target was do to the expiration of the contract of exploration drilling rig and the delay in the fabrication schedule of development rig.

Human Resources Development PEPC keeps on improving and equipping its business with the structure and human resources capable of coping with the Company’s rapidly increasing business growth. The Company selected its candidates of new recruits under a very tight selection process to fill the strategic positions in the new organizational structure. The series of recruitment processes which started in 2011 until early 2012 already produced 42 new employees starting effectively in 2012.

The Company highly appreciates employees who demonstrate their best performance. Periodical performance assessments are conducted by establishing a People Review to manage workers’ performance that refer to changes in behavior and a shared commitment between the workers and their superiors. In line with the process to be the Unitization Operator of the JTB Gas Field Project, the Company is intensively seeking out the right man for the right job through the process of recruitment and job transfers.

The development of competence, both mandatory and for those dedicated to technical aspects, was conducted through trainings, benchmarking, on-the-job training and other activities both locally and overseas. In 2012, 16 employees were assigned to attend overseas trainings such as to the United States, Dubai, Switzerland, Canada and France, and to various local trainings.

Corporate Governance PEPC continously strives to implement good corporate governance (GCG) principles in a consistent manner in its corporate work culture and operational activities. Gradually, the Company implements GCG codification and its supporting organs in accordance with the rules and regulations and proper business ethics. A number of codification such as Government Regulations, Code of Conduct, Board Manual and Internal Audit Charter are in the process of preparation, followed by the completion of GCG supporting organs in a number of stages.



Pada tahun 2012, struktur organisasi PEPC telah memiliki Fungsi Internal Audit & Risk Management dan telah mengangkat seorang manajer untuk memimpin fungsi tersebut. Karena penerapan GCG sangat penting bagi perkembangan Perusahaan secara keseluruhan, seluruh anggota tim manajemen PEPC turut serta dalam melakukan sosialisasi GCG di lingkungan Perusahaan. Mulai tahun 2012, GCG Compliance juga menjadi bagian wajib dari indikator kinerja (Key Performance Indicator - KPI).

Penerapan manajemen risiko merupakan wujud komitmen Direksi dan Dewan Komisaris untuk mengelola risiko dalam upaya melindungi kesinambungan bisnis jangka panjang dan meminimalkan dampak yang tidak diharapkan. Pelaksanaan dan penerapan manajemen risiko merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari setiap aktivitas bisnis Perusahaan. Manajemen Risiko Korporat Terintegrasi atau Enterprise Risk Management (ERM) dan pengelolaan Manajemen Risiko Proyek atau Project Risk Management (PRM) telah diterapkan dalam proyek pengembangan Lapangan Banyu Urip dan Proyek Unitisasi Gas Jambaran - Tiung Biru.

Health, Safety, Security & Environment (HSSE)Perusahaan sangat menyadari adanya potensi risiko bahaya dalam pelaksanaan aktivitas operasional di lapangan. Hal tersebut mendorong manajemen untuk senantiasa mengutamakan aspek Health, Safety, Security & Environment (HSSE) dengan standar terbaik. Dalam mengimplementasikan kebijakan Sistem Manajemen Keselamatan dan Kesehatan Kerja (SMK3) yang sejalan dengan kebijakan PT Pertamina (Persero), PEPC mengeluarkan komitmen manajemen tentang Kesehatan, Keselamatan Kerja dan Lindungan Lingkungan (K3LL) yang bertujuan untuk melindungi setiap orang, aset perusahaan, lingkungan dan komunitas sekitar dari potensi bahaya yang berhubungan dengan kegiatan PEPC.

Kegiatan Management Walkthrough (MWT) setiap tiga bulan dilaksanakan untuk memonitor aspek operasional dan HSE, HSE Online Reporting System dan sebagainya. Hasil pengelolaan HSE secara terus-menerus dibuktikan dengan diperolehnya penghargaan zero accident untuk 1,6 Juta Jam Kerja tanpa Kecelakaan yang diterima pada bulan April 2012 dari Kementerian Tenaga Kerja dan Transmigrasi RI.

In 2012, the PEPC organizational structure established an Internal Audit & Risk Management function and appointed a manager to lead such function. Since the GCG implementation is crucial for the Company’s development as a whole, all PEPC management team members have participated in propagating the GCG within the Company. Starting 2012, the GCG Compliance also serves as one of the mandatory requirements in establishing the Key Performance Indicator (KPI).

The implementation of risk management represents the commitment of the Boards of Directors and Commissioners to manage the risks in the efforts at protecting the long-term business sustainability and minimizing undesirable consequences. The implementation and adoption of a risk management constitutes an integral part of each business activity in the Company. The Integrated Corporate Risk Management or Enterprise Risk Management (ERM) and the Project Risk Management (PRM) have already been implemented in the development project of the Banyu Urip Field and in the Jambaran – Tiung Biru Gas Unitization Project.

Health, Safety, Security & Environment (HSSE)The Company is fully aware of the potential hazards present during the conduct of operating activities on field. Such condition has prompted the management to constantly prioritize the aspects of Health, Safety, Security & Environment (HSSE) with the best standards. In implementing the policy of Safety and Work Health Management System (SMK3) which is in line with the policy of PT Pertamina (Persero), PEPC declared a management commitment to Health, Work Safety and Environmental Protection (K3LL) which is intended to protect each member of personnel, Company’s assets, the environment and the surrounding community against the potential hazards related to PEPC activities.

Management Walkthrough (MWT) activities are conducted every three months to monitor the operational aspects and HSE, HSE Online Reporting System and others. The continuous HSE management resulted in the grant of an award of zero accident for 1.6 million working hours without accident received in April 2012 from the Ministry of Manpower and Transmigration of the Republic of Indonesia.



Continuous Improvement Program (CIP)Perusahaan secara aktif ikut serta dalam berbagai kegiatan di lingkungan PT Pertamina (Persero) yang mendukung adanya proses perbaikan berkelanjutan seperti Proyek Kendali Mutu (PKM) dan Gugus Kendali Mutu (GKM). Pada tahun 2012, Perusahaan berhasil meraih beberapa kategori pada forum presentasi Continuous Improvement Program (CIP), yaitu:• Ketegori Gold untuk Proyek Kendali Mutu (PKM) OPTIMA

pada kegiatan CIP di tingkat anak perusahaan Direktorat Hulu dengan judul “Menekan Production Losses Pada Saat Kegiatan Shut Down GOSP (Gas Oil Separation Plant) di Lapangan Banyu Urip”.

• Kategori Silver untuk Gugus Kendali Mutu (GKM) PAS pada kegiatan CIP di tingkat anak perusahaan Direktorat Hulu dengan judul “Implementasi Personal Administration System (PAS) Sebagai Solusi Pengelolaan Data Administrasi Fungsi Human Resources & General Affair PT Pertamina EP Cepu”.

• Kategori Silver untuk Suggestion System (SS) Aji Hasan pada kegiatan CIP di tingkat anak perusahaan Direktorat Hulu dengan judul “Pembuatan Aplikasi KPI Online Dashboard”.

• Kategori Silver untuk PKM OPTIMA di tingkat PT Pertamina (Persero) dengan judul “Menekan Production Losses pada saat Kegiatan Shut Down GOSP (Gas Oil Separation Plant) di Lapangan Banyu Urip”.

Tanggung Jawab Sosial Perusahaan (CSR)Sebagai perusahaan yang bergerak dalam bidang pemanfaatan sumber daya alam, PEPC menyadari bahwa keberlanjutan bisnis Perusahaan sangat bergantung pada harmonisasi kegiatan usaha dengan lingkungan hidup dan lingkungan sosial. Oleh karena itu, PEPC memandang penting konsep pembangunan berkelanjutan (sustainable development). Pada tahun 2012 pelaksanaan program CSR mengalami peningkatan baik dari segi kualitas maupun cakupannya. PEPC juga bersinergi dan berkolaborasi dengan kegiatan CSR dan PKBL (Program Kemitraan dan Bina Lingkungan) PT Pertamina (Persero).

Aktivitas PEPC di bidang lingkungan mendapatkan penghargaan dari Kementerian Kehutanan atas partisipasi Perusahaan dalam program penanaman 38.020 pohon dalam rangka menyukseskan Program Singkarak Go Green. Penanaman pohon juga kami lakukan di wilayah kerja Perusahaan khususnya di Kabupaten Bojonegoro. Perusahaan melaksanakan kegiatan menanam 20.020 pohon di 20 desa sepanjang Wilayah Kerja Blok Cepu. Kegiatan ini merupakan kerja sama antara PEPC dengan CSR PT Pertamina (Persero).

Continuous Improvement Program (CIP)The Company takes part in various activities held by PT Pertamina (Persero) which support the continuous improvement processes such as Quality Control Project (PKM) and Quality Control Unit (GKM). In 2012, the Company successfully received various program categories in the forum of presentation of Continuous Improvement Program (CIP), which were as follows:• Gold category for PKM OPTIMA in CIP activities at the

level of Upstream Directorate company subsidiaries with the theme of “Reducing Production Losses during Shut Down Activities of GOSP (Gas Oil Separation Plant) at Banyu Urip Field”

• Silver category for GKM PAS in CIP activities at the level of Upstream Directorate company subsidiaries with the theme of “Implementation of Personal Administration System (PAS) as the Solution for Administration Data Management in Human Resources & General Affairs of PT Pertamina EP Cepu”.

• Silver category for a Suggestion System (SS) of Aji Hasan in CIP activities at the level of Upstream Directorate company subsidiaries with the title of “Module Creation of KPI Online Dashboard”.

• Silver category for PKM OPTIMA at PT Pertamina (Persero) level with the title of “Reducing Production Losses during the Shut Down Activities of GOSP (Gas Oil Separation Plant) at Banyu Urip Field.”

Corporate Social Responsibility (CSR)As a company engaged in the extractive industry, PEPC realizes that the Company’s business sustainability highly depends on the harmonization of the Company’s business activities with the natural and social environment. Therefore, PEPC values the importance of sustainable development. In 2012, the implementation of CSR program produced improvements both in terms of quality and scope. PEPC also worked in synergy and in collaboration with the CSR and PKBL (Partnership and Environmental Development Program) activities of PT Pertamina (Persero).

PEPC’s environmental activities also received an appreciation from the Ministry of Forestry for the Company’s participation in the planting of 38,020 trees for the purpose of supporting the success of the Singkarak Go Green Program. The planting of the trees was also conducted in the working area of the Company particularly in Bojonegoro Regency. The Company conducted the planting of 20,020 trees in 20 villages located within the Working Area of the Cepu Block. Such activity represents a joint cooperation between PEPC and the CSR of PT Pertamina (Persero).



Bekerjasama dengan PKBL PT Pertamina (Persero), Perusahaan juga melakukan kegiatan CSR di bidang infrastruktur berupa perbaikan jembatan di Desa Jelu, Kecamatan Ngasem Kabupaten Bojonegoro dan pembuatan tiga Sumur Artesis di Desa Sumbertlaseh, Desa Sumberagung yang ada di Kecamatan Dander Kabupaten Bojonegoro dan di Desa Kalisumber Kecamatan Tambakrejo Kabupaten Bojonegoro untuk mengatasi kesulitan air bersih yang dialami masyarakat di desa-desa tersebut.

Perusahaan juga membantu renovasi 11 mesjid dan mushola yang ada di Desa Bandungrejo Kecamatan Ngasem Kabupaten Bojonegoro, memberi bantuan sarana dan prasarana ibadah serta memberi bantuan pendidikan untuk masyarakat di desa-desa sekitar wilayah kerja Blok Cepu.

Ke depan, PEPC akan terus menjalankan komitmennya untuk menjadi warga korporasi yang baik (good corporate citizenship) untuk bersama membangun kualitas kehidupan yang lebih baik dengan masyarakat dan lingkungan sosial di mana Perusahaan berada.

Perubahan Susunan DireksiUntuk memperkuat kinerja Direksi, pada tahun 2012 para pemegang saham telah menyetujui perubahan komposisi Direksi Perusahaan dengan mengangkat Amran Anwar sebagai Direktur Pengembangan.

Prospek ke DepanPeluang pengembangan Blok Cepu masih terbuka luas. Rencana pengambilalihan struktur-struktur di Blok Cepu yang akan diserahterimakan oleh Operator Blok Cepu dan rencana menjadi Operator Unitisasi Lapangan Gas JTB memberikan potensi peningkatan pendapatan Perusahaan secara signifikan. Sejumlah faktor kunci yang dibutuhkan untuk menjamin keberhasilan PEPC di Blok Cepu adalah kemampuan menemukan cadangan minyak, melakukan produksi secara optimal dengan biaya yang efisien, dan distribusi penyaluran minyak mentah yang unggul (Tepat waktu, tepat mutu, tepat jumlah, tepat tujuan) dengan biaya yang efisien.

Working in cooperation with PKBL PT Pertamina (Persero), the Company also performed CSR activities in infrastructure sector such as the repairs of a bridge in Jelu Village, Ngasem Sub-District, Bojonegoro Regency and the digging of three artesian wells in Sumbertlaseh Village, Sumberagung Village located in the Dander Sub-district, Bojonegoro Regency and in Kalisumber Village, Tambakrejo Sub-district, Bojonegoro Regency to resolve the clean water problems experienced by the villagers.

The Company also provided assistance in the renovation of 11 large and small mosques located in Bandungrejo Village, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency, provided materials and infrastructure for the religious worship services and provided educational aids for people living near the working areas of Cepu Block.

In the future, PEPC will continue its commitment to maintain good corporate citizenship to build a better quality of life, hand-in-hand with the people and the social environment in which the Company operates.

Changes in the Composition of the Board of Directors To strengthen the performance of its Directors, in 2012 the shareholders approved a change in the composition of the Company’s Board of Directors by appointing Mr. Amran Anwar as the Development Director.

Looking ForwardThe opportunities for development in Cepu Block are still wide open. The plan to take over structures in the Cepu Block from the Cepu Block Operator and the plan to serve as the Unitization Operator of JTB Gas Field would lead to a potentially significant increase in the Company’s income. A number of key factors that are required to ensure the success of PEPC in the Cepu Block are the ability to discover oil reserves, to perform the production process in the most optimal, cost-effective manner, and to distribute the crude oil by an excellent method (accurate time, accurate quality, accurate amount, accurate destination) with efficient costs.


3. Amran Anwar Direktur Pengembangan Development Director

2. Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director

1. Amril Thaib Mandailing Direktur Utama President Director

1

3

2



PEPC pada dasarnya tidak sedang berkompetisi, sebab PEPC dibentuk karena alasan undang-undang/peraturan pemerintah yang mengatur bahwa pengelola Blok harus entitas yang berbeda dari perusahaan/kelompok perusahaan yang memenangkan hak pengelolaan Blok dari pemerintah. Karena Pertamina bersama Exxon memenangkan hak pengelolaan Blok Cepu, maka khusus untuk menggarap Blok Cepu, Pertamina membentuk PEPC dan Exxon membentuk MCL dan Ampolex. Pertamina dan Exxon juga mengajak BUMD di Blok Cepu untuk bermitra bersama PEPC, MCL dan Ampolex dalam pengelolaan Blok Cepu. Oleh karena itu, maka pada dasarnya untuk periode 30 tahun masa KKS Blok Cepu (tahun 2005 sampai 2035), PEPC tidak menghadapi persaingan usaha. Yang ada adalah persaingan prestasi tingkat kehandalan (keunggulan) eksplorasi, produksi, dan distribusi, antar sesama perusahaan hulu bidang migas dalam pengelolaan suatu Blok.

ApresiasiMewakili Direksi, saya ingin menyampaikan terima kasih kepada seluruh pemegang saham, Dewan Komisaris, pelanggan dan mitra usaha atas dukungan dan kerjasamanya. Saya sampaikan juga penghargaan kepada seluruh pekerja Pertamina EP Cepu yang telah menunjukkan dedikasi dan profesionalisme dalam bekerja serta konsistensi dalam menjaga reputasi Perusahaan. Kami yakin dengan dukungan semua pihak, di masa mendatang PEPC bukan saja dapat mewujudkan visinya tetapi juga dirasakan manfaat keberadaannya di masyarakat.

PEPC is basically not in competition against any entities since PEPC was established by vurtue of government regulations stipulating that a Block Operator should be an entity separate from the company/group that acquires the right to manage the Block from the government. Since Pertamina and Exxon won the rights to manage the Cepu Block, then specifically for the purpose of managing Cepu Block, Pertamina established PEPC, and Exxon established MCL and Ampolex. Pertamina and Exxon also invited regionally-owned entities in the Cepu Block to go into partnership with PEPC, MCL and Ampolex in managing Cepu Block. Therefore, basically for the period of 30 years of Block Cooperation Contract (from 2005 through 2035), PEPC would be facing no business competition against any entities. The only competition that exists is the competition in terms of reliability (excellence) level of exploration, production and distribution, among fellow business partners of oil-gas upstream companies within the same Block operatorship.

AppreciationBy representing all the Directors, I would like to convey my gratitude to all shareholders, the Board of Commissioners, customers and business partners for their support and cooperation. I would also like to express my appreciation to all workers of Pertamina EP Cepu who have shown their dedication and professionalism in the conduct of their work and their consistency in upholding the Company’s reputation. We believe that with the support of all parties, in the future PEPC would not only achieve its vision but also become an entity whose existence shall provide benefits for public.

Amril Thaib MandailingDirektur UtamaPresident Director

Analisa & Pembahasan ManajemenManagement Discussion & Analysis


Analisa &PembahasanManajemenManagement Discussion & Analysis


TinjauanBisnisTinjauanBisnisBusiness Review

Pertumbuhan ekonomi Indonesia yang terus membaik dalam beberapa tahun terakhir telah secara langsung memicu peningkatan konsumsi energi sehingga mengharuskan Indonesia untuk menemukan cadangan migas baru.

Indonesia’s economic growth continued to improve in recent years has directly led to increased energy consumption that requires Indonesia to find new oil and gas reserves.



PT Pertamina EP Cepu (PEPC) terus berupaya mengoptimalkan pengelolaan potensi migas di Blok Cepu baik melalui peran sebagai partner/co-venture Non Operator Blok Cepu, sebagai pelaksana pengawasan penyaluran minyak mentah produksi EPF Banyu Urip dan sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru.

Pengembangan Lapangan Migas Blok Cepu secara sinergis didukung oleh infrastruktur yang telah dimiliki dan yang akan terus dikembangkan, memberikan peluang usaha yang baik bagi PEPC untuk mencapai tujuan Perusahaan.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) continues making efforts to optimize the management of oil and gas potentials in Cepu Block through its role as partner/co-venture, Non-Operator of Cepu Block, as the operator for monitoring the crude oil produced by EPF Banyu Urip and as the operator of the unitization of Jambaran – Tiung Biru Field.

The development of Oil and Gas Field of Cepu Block synergystically supported by the readily-available infrastructure which will continue to be developed, will seize good business opportunities to achieve Company’s goals.


Tinjauan IndustriOverview of the Industry

Pertumbuhan ekonomi Indonesia yang terus membaik dalam beberapa tahun terakhir telah secara langsung memicu peningkatan pemakaian sumber-sumber energi. Kegiatan pembangunan prasarana dan industri membuat pertumbuhan konsumsi energi rata-rata mencapai 7% dalam 10 tahun terakhir. Peningkatan tersebut melebihi rata-rata kebutuhan energi global.

Realisasi produksi minyak dan gas bumi pada tahun 2012 sekitar 2,32 juta barel ekivalen minyak per hari (BOEPD). Rinciannya, realisasi lifting minyak bumi sekitar 860 ribu barel per hari (BOEPD) atau 95,9% dari target APBN-P 2012, dan produksi gas sekitar 8,2 miliar kaki kubik per hari (MMSCFD) atau 104,2% dari target APBN-P 2012 (setara 1,46 juta BOEPD).

Beberapa hal yang menyebabkan turunnya produksi migas tahun 2012 antara lain tidak kembalinya produksi minyak PT CPI setelah pecahnya pipa Trans Gas Indonesia (TGI) pada akhir tahun 2010, efek tertundanya keputusan operator baru West Madura Offshore yang seharusnya diputuskan pada tahun 2009, tingginya laju penurunan produksi beberapa lapangan di Kalimantan Timur, serta adanya kerusakan pada

The economic growth in Indonesia which continued to show improvements in the past few years has directly triggered an increasing consumption of energy resources. The infrastructure and industrial development activities have led to an energy consumption growth reaching an average of 7% in the past 10 years. Such increase already exceeded the average of the global energy demand.

The realization of crude oil and gas production in 2012 reached approximately 2.32 million barrels of oil equivalent per day (BOEPD). The details of which are the realization of crude oil lifting at approximately 860 thousand barrels of oil per day (BOPD) or 95.9% of the target made in APBN-P 2012 (the 2012 State Budget-Rev.), and gas production of approximately 8.2 MMSCFD or 104.2% of the target made in APBN-P 2012 (equivalent of 1.46 million BOEPD).

A number of issues which led to a decrease in oil and gas production in 2012 were among others the unmet oil production of PT CPI following the broken pipe of Trans Gas Indonesia (TGI) at the end of 2010, the effects of delay in the decision regarding the new operator for West Madura Offshore which should have been established in 2009, the high rate of decreasing production of several fields in East

17%proyeksi kontribusi produksi minyak mentah Blok Cepu bagi pencapaian target produksi minyak nasional 1 juta BOPD pada akhir tahun 2014.

projected contribution of Cepu Block crude production for national oil production target of 1 million BOPD by the end of 2014.



beberapa fasilitas produksi. Selain itu, adanya penjarahan (illegal tapping) pencurian minyak yang terutama terjadi di wilayah Sumatera bagian Selatan dan Utara ikut memberikan pengaruh.

Sejak tahun 1996-2005 produksi minyak bumi mengalami penurunan dengan laju 10%-12% pertahun. Melalui berbagai upaya yang dilakukan pada tahun 2006-2012, laju penurunan dapat diperkecil menjadi kurang dari 4% pertahun. Produksi minyak bumi diperkirakan akan mulai meningkat pada akhir tahun 2014 ketika Lapangan Banyu Urip di perbatasan Jawa Tengah dan Jawa Timur mulai dioperasikan full field development.

Sementara itu, produksi gas Indonesia menunjukkan tren berbeda. Sejak mulai diproduksikan pada 1977 hingga saat ini, produksi masih menunjukkan peningkatan. Produksi gas nasional telah meningkat signifikan mencapai rata-rata 1,49 juta BOEPD atau rata-rata 8,12 miliar kaki kubik per hari dalam periode tahun 2007 hingga 2012. Meningkatnya produksi gas membuat produksi gabungan minyak dan gas relatif konstan, yaitu sebesar 2,40 juta BOEPD pada tahun 2011 dan 2,32 juta BOEPD pada tahun 2012.

MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) SEBAGAI SUMBER PENERIMAAN NEGARAJumlah produksi gas nasional yang terus-menerus mengalami peningkatan dari tahun ke tahun turut mendukung realisasi penerimaan negara dari sektor migas yang dalam beberapa tahun terakhir selalu melebihi target yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN).

Pada 2012 penerimaan dari sektor migas mencapai USD36.13 miliar. Peningkatan harga minyak dunia di pasar internasional dan upaya efisiensi cost recovery turut memicu meningkatnya penerimaan negara. Berdasarkan laporan dari SKKMIGAS, penghematan pengadaan barang dan jasa di sektor hulu migas pada semester I tahun 2012 mencapai USD124 juta atau hampir Rp1,2 triliun. Dari jumlah tersebut, sebanyak USD99.7 juta berasal dari kontrak pengadaan dan pemanfaatan fasilitas bersama. Sisanya, sebanyak USD24.3 juta berasal dari hasil optimalisasi aset kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). Pengadaan bersama adalah pengadaan kolektif yang dilakukan kontraktor KKS yang beroperasi di wilayah yang berdekatan. Penghematan yang berhasil dibukukan industri hulu migas terus meningkat setiap tahunnya. Pada tahun 2010, penghematan yang dicapai sebesar USD96.5 juta sedangkan pada tahun 2011 mencapai USD143.7 juta.

Kalimantan, and the occurrence of damages in several production facilities. In addition, the illegal tapping of oil particularly in southern and northern parts of Sumatera also played a part in such decrease.

In 1996-2005, crude oil production decreased at the rate of 10%-12% per annum. With a number of efforts exerted in 2006-2012, such decreasing level was reduced to less than 4% per annum. It is projected that the crude oil production will start to increase in 2014 when the Banyu Urip field, located in the border of Central Java and East Java, begins to operate in a full field development.

in contrast, the gas production in Indonesia shows a different trend. Upon beginning its production in 1997 up to the present, such production still shows an increase. The national gas production saw a significant increase reaching an average of 1.49 million BOEPD or an average of 8.12 billion cubic feet per day in the period of 2007 to 2012. The increasing gas production made the combined oil and gas production stay at a relatively constant level, which was 2.40 million BOEPD in 2011 and 2.32 million BOEPD in 2012.

CRUDE OIL AND GAS AS RESOURCES FOR STATE REVENUE The national gas production which has been continuously increasing from year to year has supported the realization of state revenue from the oil and gas sector which in the past few years always surpassed the target set forth in the State Budget (APBN).

In 2012 the state revenue from the oil and gas sector reached USD36.13 billion. The increasing world oil price in the international market and the cost recovery efficiency efforts have also triggered the increase in state revenue. Based on reports from SKK Migas, the cost effective programs adopted in the procurement of goods and services in the oil and gas upstream sector in semester I in 2012 resulted in an amount of USD124 million or equivalent of almost Rp1.2 trillion. Approximately USD99.7 million out of such figure came from the joint procurement contracts and sharing of facilities. The remaining USD24.3 million arose from the optimization of assets of the Cooperation Contracts (KKKS). Joint procurement is a collective procurement made by KKS contractors operating in closely-located areas. The amount of cost effectiveness successfully recorded by the oil and gas upstream industry continued to increase annually. In 2010, USD96.5 million was successfully saved while in 2011 USD143.7 million.


Grafik di bawah menunjukkan realisasi penerimaan negara dari sektor migas dan prosentasenya terhadap target APBN dalam kurun waktu 2006-2012.

Tabel Penerimaan Negara dari Sektor Migas 2006 - 2012(Miliar Dollar/billion USD)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

APBN | APBN 19,73 22,20 30,65 19,11 26,06 32,40 33,48

Realisasi | Realization 22,6 23,79 35,02 19,95 26,49 35,79 36,13

Pencapaian | Attainment 114% 107% 115% 104% 102% 110% 108%

2006

114%

19,7322,6

2009

104%

19,11 19,95

2007

107%

22,2023,79

2010

102%

26,06 26,49

2008

115%

30,65

35,02

2011

110%

32,4035,79

2012

108%

33,4836,13

RealisasiRealisasi

APBNAPBN

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Penerimaan Negara dari Sektor Migas 2006 - 2012State Revenue from Oil and Gas Sector in 2006 - 2012

Sebagai salah satu sumber utama dalam penerimaan negara, kontribusi sektor migas terhadap penerimaan negara baik dari pajak dan non pajak dalam bentuk grafik dapat dilihat sebagai berikut:

Grafik tingkat kontribusi penerimaan migas terhadap total penerimaan negara Tahun 2006 – 2012

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

35%

30%

25%

20%

15%

Oil and Gas Contribution to State RevenueOil and Gas Contribution to State Revenue

The graphic below shows the realization of state revenue from the oil and gas sector and its percentage compared to the targeted State Budget within the period of 2006-2012.

Table: State Revenue from Oil and Gas Sector in 2006-2012 (Miliar Dollar/billion USD)

Tinjauan IndustriOverview of the Industry

As one of the major sources of state revenue, the oil and gas sector has contributed the following amounts to the state revenue either from tax or non-tax revenues as depicted in the table below:

Graph of the contribution rate of oil and gas revenues to State’s total revenues in 2006-2012



Penerimaan dari sektor migas yang cenderung statis dibandingkan penerimaan dari sektor lainnya (non-migas dan pajak) menyebabkan turunnya persentase kontribusi sektor migas bagi penerimaan negara secara keseluruhan. Oleh sebab itu, pelaku usaha sektor migas didorong untuk dapat meningkatkan kontribusi migas dengan berupaya menemukan cadangan-cadangan baru dan peningkatan produksi. Potensi sumber daya minyak dan gas bumi Indonesia masih cukup besar untuk dikembangkan terutama di daerah-daerah terpencil, laut dalam, sumur-sumur tua dan kawasan Indonesia Timur yang relatif belum dieksplorasi secara intensif.

PERAN PT PERTAMINA EP CEPU DALAM INDUSTRI MIGAS NASIONALSesuai dengan ketentuan dalam Undang-Undang migas baru dimana kegiatan usaha minyak dan gas bumi diserahkan kepada mekanisme pasar, PT Pertamina (Persero) tidak lagi menjadi satu-satunya perusahaan yang memonopoli industri migas di Indonesia. Namun demikian, PT Pertamina (Persero) sebagai perusahaan negara yang mengelola usaha di bidang migas serta kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang kegiatan usaha di bidang migas, memiliki peran sangat penting dalam menyediakan sumber energi migas di Indonesia. PT Pertamina EP Cepu sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang diberikan tanggung jawab mengelola kegiatan eksplorasi dan produksi sumber daya migas di wilayah Blok Cepu bertekad untuk memberikan kontribusi bermakna bagi peningkatan pendapatan PT Pertamina (Persero) sekaligus meningkatkan penerimaan negara.

Revenue from the oil and gas sector which tends to be constant compared to revenues from other sectors (non-oil and gas, tax revenue) resulted in a decreased contribution percentage from the oil and gas sector to the state revenue in total. Therefore, the business players in the oil and gas industry are encouraged to improve their oil and gas contributions by striving to make discoveries of new reserves and to expand production. The untapped potential oil and gas resources in Indonesia remain fairly substantial for further development particularly in remote areas, deep seas, old wells and in the eastern part of Indonesia which relatively have not been intensively explored.

THE ROLE OF PT PERTAMINA EP CEPU IN THE NATIONAL OIL GAS INDUSTRYIn accordance with the provisions set forth in the new Oil and Gas Law whereby the oil and gas business activities are left to the market forces, PT Pertamina (Persero) will no longer be the only company monopolizing the oil and gas industry in Indonesia. Yet, PT Pertamina (Persero), as a state-owned company managing the oil and gas business and other related or supporting business activities, plays a very important role in providing oil and gas resources in Indonesia. PT Pertamina EP Cepu as a subsidiary of PT Pertamina (Persero), charged with the responsibility of managing the exploration and production activities of the oil and gas resources in the Cepu Block area, is committed to providing a significant contribution to increase the income of PT Pertamina (Persero) and and in so doing increase the state revenue as well.


Tinjauan Bisnis dan OperasionalOverview on Businesses and Operations

Dalam rangka pencapaian target-target korporat, PT Pertamina EP Cepu (PEPC) melaksanakan tugas-tugas utama di Blok Cepu yang berdasarkan perannya sebagai partner/co-venture non operator dalam pengelolaan Blok Cepu dengan porsi Participating Interest (PI) sebesar 45%, sebagai pelaksana pengawasan penyaluran minyak mentah produksi EPF Banyu Urip yang dialirkan dari Banyu Urip sampai ke FSO Cinta Natomas JOB-PPEJ, dan sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru.

Kegiatan utama minyak dan gas (migas) sektor hulu di Blok Cepu yang dimulai sejak tahun 2006 adalah kegiatan investasi, yang mencakup eksplorasi dan pengembangan Lapangan Banyu Urip dan Lapangan Jambaran - Tiung Biru dan Cendana, serta kegiatan operasi produksi (eksploitasi).

Kegiatan eksplorasi Blok Cepu dilakukan pada tahun 2007, lalu dilanjutkan berturut-turut di tahun 2010 dan seterusnya hingga tahun 2012. Pemboran eksplorasi (wildcat dan delineasi) dilaksanakan secara berkesinambungan dengan menggunakan rig yang dikontrak khusus untuk dua lokasi pemboran dan dibuka opsi tambahan sampai total tujuh lokasi pemboran.

For the purpose of achieving the corporate targets, PT Pertamina EP Cepu (PEPC) is performing the main duties in Cepu Block based on their roles as partner/co-venture non-operator in managing the Cepu Block with a Participating Interest (PI) of 45%, as the party in charge of monitoring the distribution of crude oil produced by the Banyu Urip EPF which is channeled from Banyu Urip to the Cinta Natomas JOB-PPEJ FSO, as the Operator of the Unitization of Jambaran-Tiung Biru Field.

The main activities of oil and gas in the upstream sector in Cepu Block, which started in 2006, include investment activities, covering the exploration and development of the Banyu Urip Field and the Jambaran-Tiung Biru Field and Cendana, and production (exploitation) activities.

Exploration activities of the Cepu Block were conducted in 2007, then continued consecutively in 2010 and the following years until 2012. The drilling of exploration (wildcat and delineation) was conducted continuously by utilizing specially-contracted rigs for two drilling locations and additional options being opened for up to seven drilling locations.

104%di atas target, produksi kumulatif tahun 2012

above the target, cumulative production in 2012



Pada tahun 2012, sumur ekplorasi yang terealisasi berasal dari satu sumur dari rencana dua sumur yang akan dibor hingga Desember 2012, atau realisasi 50% dari RKAP Tahun 2012. Hingga Desember 2012 sumur ekploitasi belum terealisasi karena mundurnya ketersediaan rig pengembangan.

Gambar: Kegiatan Eksplorasi dan Produksi Pertamina EP Cepu

Sumur Eksplorasi(Well)

Realisasi 2011 RKAP 2012 Realisasi 2012

0%

2 2 2

1

50%

Sumur Pengembangan(Well)

Realisasi 2011 RKAP 2012 Realisasi 2012

0 0

5

POD Lapangan Banyu Urip yang disetujui pada 16 Juni 2006, mencakup pembangunan Fasilitas Produksi, Export System, FSO dan infrastruktur pendukungnya untuk kapasitas Produksi hingga 165 ribu BOPD (disebut Full Field Development). Kegiatan Full Field Development Lapangan Minyak Banyu Urip melalui proyek EPC1-5 dimulai sejak pertengahan 2010 pada tahapan persetujuan Procurement Plan oleh BPMIGAS. Proses pra-kualifikasi tender dimulai sejak kuartal pertama tahun 2010, paralel dengan proses persetujuan AFE masing-masing EPC oleh BPMigas. Pada kuartal ketiga dan keempat tahun 2011 keseluruhan proses tender telah dirampungkan. Sebagian besar proses konstruksi dimulai pada tahun 2012.

Sebelum Full Field Development selesai dilaksanakan, PEPC, SKKMIGAS (saat itu BPMIGAS) dan MCL juga menyiapkan percepatan produksi Lapangan Banyu Urip di luar skenario POD yaitu Early Production. Early Production mulai digarap dari tahun 2007 dan on stream direalisasikan pada 31 Agustus 2009. Tahap Early Production memakai fasilitas produksi yang disewa dari pihak ketiga dengan kapasitas produksi sebesar 20 ribu BOPD.

In 2012, the exploration well already realized was from one well out of two wells planned to be drilled until December 2012, which represents 50% realization of the RKAP in 2012. Until December 2012, the exploitation well has not been realized yet due to the delay in the availability of development rig.

Picture: Pertamina EP Cepu’s Exploration and Production Activities

The POD for the Banyu Urip Field was approved on 16 June, 2006 and covered the development of Production Facilities, Export System, FSO and supporting infrastructure for a production capacity of up to 165 thousand BOPD (referred to as Full Field Development). The activities of the Full Field Development of Banyu Urip Oil Field through the projects of EPC1 to EPC5 started since 2010 on the approval stage of the Procurement Plan by BPMIGAS. The bidding pre-qualification process had been started since the first quarter of 2010, in parallel with the AFE approval process of each EPC by BPMigas. In the third and fourth quarter of 2011, all bidding processes had been accomplished. Most of the construction process started in 2012.

Prior to the conduct of the Full Field Development, PEPC, SKKMIGAS (formerly BPMIGAS) and MCL also prepared the accelerated production of Banyu Urip field outside the scenario of POD which was the Early Production. The Early Production started in 2007 and went on-stream on 31 August 2009. The Early Production stage utilized the production facilities rented from a third party with a production capacity of 20 thousand BOPD.


Disamping dua tugas utama di atas, PEPC juga berupaya untuk menjadi operator lapangan Unitisasi lapangan gas Jambaran - Tiung Biru. Saat ini telah ditandatangani Perjanjian Unitisasi antara MCL, Ampolex, PEPC dan PT Pertamina EP (PEP) yang menunjuk PEPC sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru dan Perwakilan Penjual Gas di Blok Cepu serta Lapangan Tiung Biru.

PEPC sedang melaksanakan proses pengembangan lapangan tersebut baik dalam tahapan studi, perencanaan teknis, pengurusan perijinan kegiatan dan anggaran maupun kegiatan operasional (eksekusi) di lapangan.

KEGIATAN INVESTASI

EksplorasiKegiatan utama dalam bidang eksplorasi diantaranya adalah survei seismik, studi G&G (Geologi & Geofisika) dan pemboran sumur eksplorasi baik wild cat maupun delineasi.

1. Survei SeismikSelama tahun 2012 tidak ada kegiatan survei seismik.

2. Studi Geologi dan Geofisika (G&G)Studi G&G yang dilaksanakan dan/atau masih berlangsung pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:• Banyu Urip Microgravity Baseline 1 Sampai dengan akhir Juli 2012 kegiatan microgravity

baseline 1 sudah menyelesaikan proses di internal MCL disusul dengan penyusunan Close Out Report ke BP Migas.

• Banyu Urip Microgravity Baseline 2 Proses persiapan pekerjaan Microgravity Baseline 2

merupakan kegiatan yang tidak terpisahkan dengan pekerjaan Microgravity Baseline 1. Pekerjaan ini bertujuan untuk menguji sifat repeatability dari metoda pengukuran microgravity. Volume dan lama waktu pekerjaan ini sama dengan pekerjaan Microgravity Baseline 1 dan dikerjakan pada tahun anggaran 2012.

• Banyu Urip Advanced Geochemical study TSA Kegiatan studi ini telah mencapai tahapan penyusunan

Close Out Report untuk dikirim ke BP Migas pada pertengahan Juli 2012. Status hingga saat ini menunggu tindak lanjut dari BP Migas/SK Migas.

In addition to the two main assignments above, PEPC also exerted efforts to serve as the field operator in the Unitization of Jambaran – Tiung Biru gas field. At present the Unitization Agreement has been signed by and between MCL, Ampolex, PEPC and PT Pertamina EP (PEP), which designated PEPC as the Operator of the Unitization of Jambaran – Tiung Biru Field and as the Sales Representative of Gas in Cepu Block and Tiung Biru Field.

PEPC is currently conducting the development process of such field within the stages of study analysis, technical planning, licensing, and budget and operational activities (execution) on field.

INVESTMENT ACTIVITIES

Exploration The main activities in the exploration area are among others the seismic survey, G&G (Geology and Geophysics) study, and drilling of exploration wells either for wild cat or delineation.

1. Seismic SurveyDuring 2012, no seismic survey activities were conducted.

2. Geology and Geophysics (G&G) Study The G&G studies already conducted and/or are still being conducted in 2012 are as follows: • Banyu Urip Microgravity Baseline 1 As of the end of July 2012, the microgravity baseline 1

activities already finalized the processes internally within MCL, followed by the preparation of the Close Out Report to BP Migas.

• Banyu Urip Microgravity Baseline 2 The preparation process of Microgravity Baseline 2

constitutes an integral part of Microgravity Baseline 1. The work is designed to test the repeatability factor of the microgravity testing method. The volume and length of this work were similar to Microgravity Baseline 1 and this project was performed within the 2012 fiscal year.

• Banyu Urip Advanced Geochemical study TSA. Such study already reached the stage of preparing the

Close Out report to send to BP Migas in mid July 2012. The present status is still awaiting for a follow-up from BP Migas/SK Migas.




• Cepu Gas Certification Kegiatan studi ini merupakan sertifikasi sumber daya

struktur Jambaran-Tiung Biru dan Cendana untuk keperluan POD Gas Cepu. Pekerjaan dilakukan oleh Lembaga Afiliasi Penelitian dan Industri Institut Teknologi Bandung (LAPI ITB). Presentasi kemajuan pekerjaan telah dipresentasikan oleh LAPI ITB pada tanggal 17 Desember 2012 di hadapan SK MIGAS, MCL, PEPC, BKS dan PEP.

3. Pemboran Sumur EksplorasiPemboran sumur eksplorasi di tahun 2012 direncanakan sebanyak dua sumur yaitu terdiri dari satu sumur wildcat Alas Tua East (ATE-1) dan 1 sumur Re-Entry DST Kedung Keris (KK-1) serta persiapan pemboran deliniasi Kedung Keris (KK-2). Program pemboran menggunakan satu rig. Dari rencana tersebut, sampai dengan bulan Desember 2012 telah terealiasi satu sumur wildcat (ATE-1). Pemboran berikutnya yaitu re-entry KK-1 ditunda pelaksanaannya karena masalah perizinan railway crossing dan kontrak rig pemboran.

Pengembangan Lapangan1. Pengembangan Lapangan Banyu UripPengembangan Lapangan Banyu Urip secara garis besar terbagi menjadi dua aktivitas, yaitu Kegiatan EPC (Engineering, Procurement and Construction) dan kegiatan pemboran pengembangan.

Kegiatan EPC Banyu UripPOD Lapangan Banyu Urip adalah POD Blok Cepu yang pertama. Pengembangan Lapangan Banyu Urip terdiri dari lima kegiatan EPC. Proses tender EPC 1-5 telah selesai pada tahun 2011 dan dilanjutkan dengan aktivitas proyek pada tahun 2012 sebagai berikut:

• Cepu Gas Certification The study represents the structure resources certification

of Jambaran – Tiung Biru and Cendana for the purpose of the Cepu Gas POD. The work was conducted by Affiliated Research Institution of Bandung Technology Institute (LAPI ITB). The progress work was presented by LAPI ITB on 17 December 2012 before SK MIGAS, MCL, PEPC, BKS and PEP.

3. Drilling of Exploration Wells The plan of drilling of exploration wells in 2012 included two wells which were one wildcat well of Alas Tua East (ATE-1) and 1 DST re-entry well of KedungKeris (KK-1) and also the preparation of delineation drilling of Kedung Keris (KK-2). The drilling program utilized one rig. Based on such plan, in December 2012, one wildcat well (ATE-1) was realized. The next drilling, namely the re-entry of KK-1 was postponed due to the license for railway crossing and drilling rig contract.

Field Development 1. Development of the Banyu Urip FieldThe development of the Banyu Urip Field is basically categorized into two activities, which are the EPC (Engineering, Procurement and Construction) Activities and the development drilling activities.

Banyu Urip EPC ActivitiesThe POD for the Banyu Urip Field is the first POD of the Cepu Block. The development of Banyu Urip Field consists of five EPC activities. The tender process of EPC 1-5 was finalized in 2012 and proceeded with the project activities in 2012 as follows:


• EPC1 : Central Processing Facilities (CPF) Contract Award EPC1 telah diberikan tanggal 5 Agustus

2012 kepada pemenang tender yaitu konsorsium Tripatra-Samsung, dengan durasi kontrak selama 36 bulan, nilai kontrak sebesar US$ 746,3 Juta dan lingkup pekerjaan meliputi:- Pembangunan Wellpad untuk 49 sumur- Flowline dari wellpad menuju CPF- Sour Crude Processing & stabilization (185 kBD)- Crude Storage (125 kBD) & export pump- Gas Handling & Injection- Produced Water Treatment- Fuel Gas Treatment- Power Generation

Sampai akhir Desember 2012 kemajuan pelaksanaan

EPC1 telah mencapai 40,9% dari target 40,6% yang direncanakan.

• EPC2 : Onshore Export Pipeline Contract Award EPC2 telah ditandatangani pada tanggal

31 Oktober 2011 dengan durasi kontrak selama 22 bulan dan nilai kontrak sebesar USD57 Juta. Pemenang tender adalah IKPT-KELSRI, dengan lingkup pekerjaan meliputi:- Onshore Pipeline 72 km x 20” dia. X60 API 5L, 0,375

inch WT, Produksi pipa: KHI dan Indal- Pipa untuk Horizontal Directionally Drilled (HDD),

20” dia. X60 API 5L, 0,500 inch WT, Produksi pipa: Jepang

- Pipa insulation

Sampai akhir Desember 2012 pelaksanan EPC2 telah mencapai 42,23% dari target 51,27% yang direncanakan. Kemunduran EPC2 berkaitan dengan penundaan yang terjadi pada proses procurement dan transportasi.

• EPC3 : Offshore Export Pipeline & Mooring Tower Contract Award EPC3 telah ditandatangani tanggal 1

November 2011. Tender dimenangkan oleh konsorsium PT Rekayasa Industri dengan LIPKIN LLC dari Australia. Lingkup pekerjaan dengan durasi selama 28 bulan dan nilai kontrak sebesar USD131,6 Juta meliputi:- Offshore Pipeline 23 km x 20” dia- Polyurethane Foam Insulation for Flow Assurance- Rigid Steel Riser- Mooring Tower 33 meter water depth- Piled Tower Structure- 360 degree Rotating Assembly- Lifting and Pigging Facilities

• EPC1 : Central Processing Facilities (CPF) The EPC1 Contract was awarded on 5 August 2012 to

the successful bidder which was the Tripatra-Samsung consortium, with a contract term of 36 months, and the value of contract amounted to USD746,3 million and the scope of work included the following:- The construction of wellpads for 49 wells - Flowline from the wellpads to the CPF- Sour Crude Processing & stabilization (185 kBD)- Crude Storage (125 kBD) & export pump- Gas Handling & Injection- Produced Water Treatment- Fuel Gas Treatment- Power Generation

At the end of December 2012, the work progress of EPC1 already reached 40.9% of the 40.6% planned.

• EPC2 : Onshore Export Pipeline Contract Award EPC2 was signed on 31 October 2011

with the contract term of 22 months and contract value amounting to USD57 million. The successful bidder was IKPT-KELSRI with the following scope of work:- Onshore Pipeline 72 km x 20” dia. X60 API 5L, 0,375-

inch WT, Pipe production: KHI and Indal- Pipe for Horizontal Directional Drilling (HDD), 20” dia.

X60 API 5L, 0,500-inch WT, Pipe production: Japan- Insulation pipe

At the end of December 2012, the EPC2 implementation reached 42.23% of the 51.27% planned. The delay of EPC2 was due to the postponement in the procurement and transportation process.

• EPC3 : Offshore Export Pipeline & Mooring Tower The EPC3 Contract Award was signed on 1 November

2011. The successful bidder was the consortium of PT Rekayasa Industri and LIPKIN LLC from Australia. The scope of work with a term of 28 months and contract value amounting to USD131.6 million covered the following:- Offshore Pipeline of 23 km x 20” dia- Polyurethane Foam Insulation for Flow Assurance- Rigid Steel Riser- Mooring Tower 33 meter water depth- Piled Tower Structure- 360 degree Rotating Assembly- Lifting and Pigging Facilities




Sampai akhir Desember 2012 pelaksanaan EPC3 mencapai 25,4% dari target 32,7%. Tidak tercapainya target disebabkan keterlambatan penyelesaian proses engineering.

• EPC4 : Floating Storage & Offloading (FSO) Pemenang tender EPC4 adalah Scorpa-Sembawang (SSC)

yang telah menandatangani kontrak pada tanggal 28 Oktober 2011 dengan durasi proyek selama 27 bulan dan nilai kontrak sebesar USD298 Juta. Lingkup pekerjaan EPC4 adalah:- Konversi kapal tanker berjenis 90’s Vintage VLCC (Very

Large Crude Carrier) menjadi FSO (Floating Storage and Offloading unit) dengan kapasitas minimum 1,7 juta barrel

- Offloading rate 30.000-50.000 bbl/jam- Kapasitas untuk mengakomodir kapal tanker dengan

bobot mati 50.000-300.000 dwt- Kapasitas awak 60-70 orang

Sampai Akhir Desember 2012 pelaksanaan EPC4 telah mencapai 38,1% dibandingkan 40,6% dari yang direncanakan. Pencapaian di bawah target disebabkan keterlambatan proses engineering.

• EPC5 : Infrastructure Facilities Tender EPC5 dimenangkan oleh konsorsium Rekayasa

Industri dengan Hutama Karya (HK) dengan durasi proyek selama 28 bulan dan nilai kontrak sebesar USD95.6 Juta. Lingkup pekerjaan meliputi:- Solo Riverwater Intake Facility- Solo Riverwater Retention Basin (5.5 Mm3)- Administration, Operation & Maintenance buildings- Personnel Housing & Support facilities- Road & utility infrastructure

Sampai akhir Desember 2012 pelaksanaan EPC5 telah mencapai 23,17% dari 31,91% yang direncanakan. Keterlambatan tahapan penyelesaian EPC5 terkait dengan Perda Kabupaten Bojonegoro No. 23/2011 dan belum terbitnya 7 IMB dari 29 IMB yang diajukan.

At the end of December 2012, EPC3 work progress reached 25.4% of the 32.7% planned. The failure to meet the target was due to the delay in the completion of engineering process.

• EPC4 : Floating Storage & Offloading (FSO) The successful bidder for EPC4 was Scorpa-Sembawang

(SSC) which signed the contract on 28 October 2011 for a project term of 27 months and a contract value amounting to USD298 million. The EPC4 scope of work was as follows:- Conversion of a tank ship from type 90’s Vintage

VLCC (Very Large Crude Carrier) into an FSO (Floating Storage and Offloading unit) with a minimum capacity of 1.7 million barrel

- Offloading rate of 30,000-50,000 bbl/hour- Tanker of a capacity to accommodate with a dead

weight tonnage of 50,000-300,000 dwt- Crew capacity: 60-70 persons

At the end of December 2012, the work progress of EPC4 reached 38.1% compared to the 40.6% planned. The under-achievement of target was due to the delay in the engineering process.

• EPC5 : Infrastructure Facilities The successful bidder for EPC5 was the consortium of

Rekayasa Industri and Hutama Karya (HK) with a project term of 28 months and a contract value amounting to USD95.6 million. The scope of work covered the following:- Solo Riverwater Intake Facility- Solo Riverwater Retention Basin (5.5 Mm3)- Administration, Operation & Maintenance buildings- Personnel Housing & Support facilities- Road & utility infrastructure

At the end of December 2012, EPC5 work progress reached 23.17% of the 31.91% planned. The delay in the completion of EPC5 work was due to the Regional Regulation of Bojonegoro Regency no. 23/2011 and due to the 7 Building Permits not issued yet out of the 29 Building Permits being submitted.


Gambar: Skematik Proyek EPC1-5

EPC1

EPC5

Indonesia

EPC4

Solo River

CPF Cepu

Kegiatan Pemboran Pengembangan Banyu UripPemboran sumur pengembangan pada tahun 2012 direncanakan tajak 5 sumur dengan menggunakan 2 rig baru. Pemboran Pengembangan dilaksanakan oleh PT Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) untuk pemboran 42 sumur dan pengadaan 2 rig tersebut dengan nilai Kontrak sebesar USD99 juta. Hingga akhir Desember 2012, kemajuan pembangunan rig baru telah mencapai 95% untuk rig DS-8 dan 93% untuk rig DS-9. Hal ini menyebabkan target pemboran pengembangan bergeser dari tata waktu yang direncanakan sehingga target pemboran pengembangan di akhir tahun 2012 tidak terealisasi.

1. Pengembangan Lapangan Jambaran-Tiung Biru dan Cendana

Pada awal tahun 2010 PT Pertamina EP (PEP) melakukan pemboran Sumur Tiung Biru-1 di Jawa Bagian Timur Area III (Blok Gundih) yang bersebelahan dengan bagian Barat Blok Cepu. Dari pertukaran data antara Jambaran dan Tiung Biru dan berdasarkan hasil asesmen subsurface, kedua sumber


Schematic picture of EPC1-5 Projects

Drilling Activities of Banyu Urip DevelopmentThe planned drilling of development wells in 2012 was projected for spudding 5 wells by using 2 new rigs. The development drilling was conducted by PT Pertamina Drilling Services (PDSI) for the drilling of 42 wells and the procurement of the 2 rigs with a contract value amounting to USD99 million. As of the end of December 2012, the progress of the construction of new rigs reached 95% for the DS-8 rig and 93% for the DS-9 rig. As a result, the drilling development target shifted from the targeted plan so that the development drilling target at the end of 2012 was not realized.

1. Development of the Jambaran-Tiung Biru dan Cendana Fields

In early 2010 PT Pertamina EP (PEP) performed the drilling of Tiung Biru-1 well in Eastern Java Area III (Gundih Block) which is next to the western part of the Cepu Block. Based on the exchange of data between Jambaran and Tiung Biru and based on the results of subsurface assessment,



daya berada pada struktur karbonat, continous reservoir dan fluid contacts yang sama. Penemuan Tiung Biru merupakan perpanjangan/pelamparan Lapangan Jambaran ke Blok PEP. Berdasarkan ketentuan PP No.35/2004, untuk kondisi tersebut harus dilaksanakan Unitisasi Lapangan Jambaran dan Tiung Biru untuk mencapai kemajuan pengembangan gas yang optimal.

Sebagai tindak lanjut proses Unitisasi Jambaran-Tiung Biru, Pertamina EP Cepu sebagai salah satu partner di dalam Blok Cepu mengajukan diri untuk menjadi Operator Unitisasi Jambaran-Tiung Biru. Melalui upaya yang cukup panjang dimulai sejak tahun 2010, akhirnya pada tanggal 17 Agustus 2011 ditandatangani Head of Agreement (HoA) antara PEPC, MCL dan Ampolex yang merupakan Kontraktor Wilayah Kerja Blok Cepu dengan PEP sebagai Kontraktor Wilayah Kerja PEP.

Pokok-pokok perjanjian di dalam HoA diantaranya adalah:1. Lapangan Jambaran-Tiung Biru diunitisasi.2. Pertamina EP Cepu ditunjuk sebagai Operator Unitisasi.3. Konsep pengembangan Gas terintegrasi Jambaran-Tiung

Biru dengan Cendana.

Untuk menindaklanjuti HoA, beberapa ikatan perjanjian telah dibuat agar unitisasi Jambaran - Tiung Biru terintegrasi dengan Cendana dapat dilaksanakan. Perjanjian-perjanjian tersebut adalah:1. Unitization Agreement (UA) yang berisi Unitisasi

Jambaran - Tiung Biru, penunjukkan Pertamina EP Cepu sebagai Operator Unitisasi dan konsep pengembangan Gas terintegrasi dengan Cendana.

2. Unit Operating Agreement (UOA), berisi hak dan kewajiban para pihak dalam mengelola Unitisasi Jambaran - Tiung Biru.

3. Operatorship Transfer and Transition Plan (OTTP), berisi rencana serah terima pekerjaan operator sebelumnya (MCL) kepada operatur selanjutnya (PEPC)

4. Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA) antar Para Produsen Cepu. PT Pertamina EP Cepu (PEPC), Mobil Cepu Ltd. (MCL), Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (Ampolex), PT Sarana Patra Hulu Cepu (SPHC), PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC), PT Blora Patragas Hulu (BPH), dan PT Asri Dharma Sejahtera (ADS) menandatangani Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA). Pihak tersebut secara bersama-sama disebut sebagai Para Produsen Cepu dan sepakat menunjuk PEPC sebagai Wakil Para Produsen Cepu untuk melakukan kegiatan pemasaran gas alam dari Blok Cepu dan produk ikutan lainnya yang berasal dari produksi gas tersebut.

both resources were within the same carbonate structure, continuous reservoir and fluid contacts. The discovery of Tiung Biru is the extension of Jambaran Field to the PEP Block. Based on Government Regulation No. 35/2004, such condition requires Unitization of the Jambaran and Tiung Biru fields for the purpose of achieving optimal gas development.

As a follow up of Unitization process of Jambaran – Tiung Biru, Pertamina EP Cepu as one of the partners in the Cepu Block proposed to be the Operator of Unitization of Jambaran – Tiung Biru. Through lengthy efforts starting in 2010, finally on 17 August 2011 the Head of Agreement (HoA) was entered into between PEPC, MCL and Ampolex as the Contractors of Cepu Block Working Area and PEP as theContractors of PEP Working Area.

The points in HoA Agreement are among others:1. Jambaran-Tiung Biru Field is to be unitized.2. Pertamina EP Cepu is designated the Unitization

Operator.3. The concept of gas development is integrated between

Jambaran-Tiung Biru and Cendana.

To follow up such HoA, several agreements have been prepared so that the unitization of Jambaran – Tiung Biru which is integrated with Cendana could proceed. The agreements were among others:1. Unitization Agreement (UA) which sets forth the

Unitization of Jambaran – Tiung Biru, the designation of Pertamina EP Cepu as Operator of the Unitization and the integrated concept of gas development with Cendana.

2. Unit Operating Agreement (UOA) which sets forth the rights and obligations of the parties in managing the Jambaran – Tiung Biru Unitization.

3. Operatorship Transfer and Transition Plan (OTTP), which sets forth the draft of handover from the previous operator (MCL) to the next operator (PEPC).

4. Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA) among the Producers of Cepu. PT Pertamina EP Cepu (PEPC), Mobil Cepu Ltd. (MCL), Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (Ampolex), PT Sarana Patra Hulu Cepu (SPHC), PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC), PT Blora Patragas Hulu (BPH), and PT Asri Dharma Sejahtera (ADS) signed the Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA). Those parties are collectively referred to as the Cepu Producers and agreed to designate PEPC as the Representative of all Cepu Producers to perform the natural gas marketing activities from Cepu Block and other derivative products arising from such gas production.


Keempat Perjanjian di atas telah disepakati dan ditandatangani oleh Para Pihak pada tanggal 14 September 2012. Selanjutnya Para Pihak melalui Joint Letter menyampaikan Perjanjian Unitisasi/Unitization Agreement (UA) kepada SKKMIGAS untuk mendapatkan persetujuan dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Plan Of Development (POD) pengembangan Jambaran-Tiung Biru telah disampaikan kepada BPMIGAS (sekarang SKKMIGAS) pada Agustus 2012 untuk selanjutnya mendapat persetujuan dari SKKMIGAS.

Dalam mendukung pengembangan Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru dan Cendana telah disusun Marketing Plan (Strategi Pemasaran) berdasarkan situasi pasar, potensi pasokan dan harga gas di Indonesia serta sistem transportasi yang telah tersedia atau masih dalam pengembangan.

Terkait kegiatan pemasaran, PEPC dan Para Produsen Cepu telah menyusun Term of Reference (ToR) sebagai acuan penyusunan perjanjian jual beli gas dengan calon pembeli. Disamping itu, PEPC dan Para Produsen Cepu telah memperpanjang masa berlaku Memorandum of Agreement dengan PT PLN (Persero) dan PT Petrokimia Gresik serta Confidentiality Agreement dengan PT Pertamina Gas sampai dengan 31 Desember 2013.

KEGIATAN OPERASI PRODUKSI

Produksi tahun 2012 dari pengembangan Lapangan Minyak Banyu Urip diperoleh dari Early Production Facilities (EPF) dengan target total produksi 21.500 BOPD (PEPC share 45%: 9.675 BOPD). Sampai dengan akhir tahun 2012 (Year to Date), produksi kumulatif telah mencapai 3.678.769 Barrel (porsi 45% PEPC) atau rata-rata 10.051 BOPD. Pencapaian tersebut 104% di atas target RKAP 2012 sebesar 9.675 BOPD.

Gambar: Produksi Minyak Pertamina EP CepuDiagram: Oli Production of Pertamina EP Cepu

3,000,000

2,500,000

2,000,000

1,500,000

1,000,000

500,000

Jan Real Feb Real Mar Real Apr Real Mei Real Jun Real Jul Real Ags Real Sep Real Okt Real Nov Real Des Real

Sasaran Produksi 299,925 580,500 880,425 1,170,675 1,470,600 1,760,850 2,060,775 2,360,700 2,650,950 2,950,875 3,241,125 3,541,050

Realisasi/Prognosa Prod 291,735 579,592 887,879 1,172,168 1,478,586 1,739,998 2,039,533 2,374,462 2,688,532 3,021,291 3,345,482 3,678,769

Realisasi/ Prognosa Sales 291,735 579,592 887,879 1,172,168 1,478,586 1,739,998 2,039,533 2,374,462 2,688,532 3,021,291 3,345,482 3,678,769Pencapaian Prod kum 97% 100% 101% 100% 101% 99% 99% 101% 101% 102% 103% 104%


Those four agreements were agreed upon and signed by the parties on 14 September 2012. Further the parties through a Joint Letter submitted the Unitization Agreement (UA) to SKKMIGAS to obtain an approval from ESDM Ministry. The Plan of Development (POD) for Jambaran – Tiung Biru development has been submitted to BPMIGAS (now SKKMIGAS) in August 2012 to be further approved by SKKMIGAS.

In supporting the development of Jambaran – TiungBiru and Cendana Gas Field, the Company has prepared a Marketing Plan based on market conditions, supply potentials and gas price in Indonesia as well as the transportation system which is readily available or still in construction stage.

Related to the marketing activities, PEPC and Cepu Producers have prepared Terms of Reference (ToR) as a reference for the preparation of gas sale and purchase agreement with the potential buyers. In addition, PEPC and the Cepu Producers also extended the period of Memorandum of Agreement with PT PLN (Persero) and PT Petrokimia Gresik and a Confidentiality Agreement with PT Pertamina Gas until 31 December 2013.

OPERATION PRODUCTION ACTIVITIES

Production in 2012 arising from the development of Banyu Urip Oil Field was obtained from the Early Production Facilities (EPF) with a targeted total production at 21,500 BOPD (PEPC share of 45%: 9,675 BOPD). As of the end of 2012 (Year to Date), the cumulative production reached 3,678,769 Barrels(45% PEPC portion) or on average 10,051 BOPD. Such achievement was 104% above the targeted RKAP for 2012 at 9,675 BOPD.



Pencapaian produksi komersial sejak Lapangan Banyu Urip diproduksikan pada tanggal 31 Agustus 2009 sampai dengan 31 Desember 2012 selalu melebihi target yang telah ditetapkan dalam RKAP dengan volume dan persentase sebagaimana disajikan pada gambar berikut:

Gambar: Produksi PEPC 2010 – 2012

RealisasiRealization

RKAPRKAP

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

Produksi PEPC 2010 – 2012PEPC Production 2010 – 2012

2010

+14%

8,349

7,200

2011

+21%

9,625

7,650

2012

+4%

10,0519,675

Penjualan Minyak Mentah

Total penjualan minyak mentah Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Blok Cepu tahun 2012 adalah 8.175.041 Barrel dengan bagian (share) PEPC 45% adalah 3.678.769 Barrel. Penjualan minyak mentah dialokasikan sesuai kontrak yang ada yaitu ke PT Pertamina (Persero) dan PT Tri Wahana Universal (TWU). Realisasi volume penjualan ke PT Pertamina (Persero) sebesar 6.176.143 Barrel (PEPC Share 45% = 2.779.265 Barrel) dan ke PT Tri Wahana Universal (TWU) sebesar 1.998.898 Barrels (PEPC Share 45% = 899,504 Barrel).

The commercial production since Banyu Urip field began producing from 31 August 2009 to 31 December 2012 had always exceeded the target made in the RKAP with the volume and percentage as presented in the table below:

Diagram: PEPC Production within 2010 - 2012

Sales of Crude Oil

The total sales of crude oil from the contractors of the Production Sharing Contract (KKKS) of Cepu Block in 2012 reached 8,175,041 Barrels with 45% PEPC share at 3,678,769 Barrels. The sales of crude oil was allocated based on the prevailing contract which is allocated to PT Pertamina (Persero) and PT Tri Wahana Universal (TWU). The realization of volume of sales to PT Pertamina (Persero) reached 6,176,143 Barrels (PEPC Share 45% = 2,779,265 Barrels) and to PT Tri Wahana Universal (TWU) reached 1,998,898 Barrels (PEPC Share 45% = 899,504 Barrels).


Tabel Produksi dan Sales Tahun 2012 (PSC Share 100%)

Bulan | Month Production/Sales Sales To Ptm (Bbls) Sales To Twu (Bbls)

January 648,301 503,294 145,007

February 639,681 466,379 173,302

March 685,084 497,404 187,680

April 631,752 490,702 141,050

May 680,929 506,279 174,650

June 580,915 435,772 145,143

July 665,634 492,071 173,563

August 744,287 570,536 173,751

September 697,933 525,777 172,156

October 739,464 559,503 179,960

November 720,425 551,553 168,871

December 740,638 576,872 163,765

Total 8,175,041 6,176,143 1,998,898

Average 681,253 514,679 166,575

KEGIATAN PENYALURAN MINYAK MENTAH BANYU URIP-FSO

Penyaluran minyak mentah produksi Lapangan Banyu Urip yang dibeli oleh PT Pertamina (Persero) melalui jalur pipa 6 inch dari Banyu Urip - Mudi sepanjang 40 Km (fasilitas jaringan pipa PT Geo Link Nusantara) dan fasilitas JOB P-PEJ dari Mudi hingga FSO Cinta Natomas pada tahun 2012 adalah:

Pengiriman dari pagar GOSP | Delivery from GOSP : 6.176.143 Barrel

Penerimaan di Fasilitas Mudi | Acceptance in Mudi Facility : 6.172.738 Barrel

Total lifting di FSO Cinta Natomas | Total lifting in Cinta Natomas FSO

: 6.057.717 Barrel

Dalam proses penyaluran minyak mentah melalui jaringan pipa lazim terjadi penyusutan volume (losses) yang terjadi karena berbagai faktor penyebab seperti kebocoran, ketidakseragaman pengukuran, emulsi oil-water, penguapan ringan dan sebagainya. Perusahaan berhasil menekan angka losses minyak mentah yang disalurkan melalui fasilitas pipeline PT Geo Link Nusantara dari Banyu Urip – Mudi pada tahun 2012 menjadi 0,06% dibandingkan dengan losses pada tahun 2011 sebesar 0,09%.


Table: Production and Sales in 2012 (PSC Share 100%)

During the process of distributing the crude oil through the pipeline, decreasing volume (losses) was oftentimes noted due to various factors such as leakage, inconsistent measurement, oil-water emulsion, mild vaporization and others. The Company successfully minimized the losses of crude oil distributed through the pipeline of PT Geo Link Nusantara from Banyu Urip to Mudi in 2012 to 0.06% compared to losses in 2011 at 0.09%.

DISTRIBUTION OF BANYU URIP-FSO CRUDE OIL

The distribution of crude oil produced by Banyu Urip Field purchased by PT Pertamina (Persero) through 6-inch pipelines from Banyu Urip to Mudi extending 40 km in length (facilities of pipeline network of PT Geo Link Nusantara) and JOB P-PEJ facility from Mudi to FSO Cinta Natomas in 2012 is as follows:



Tabel: Oil losses pengiriman melalui fasilitas Geo Link Tahun 2012

No Bulan | Month

1 2 3=1-2 4=3/1

Pengiriman @ GOSP Delivery @GOSP

FENCE

Pengiriman @ TangkiDelivery @tank

GLN Mudi

Kehilangan Losses

KehilanganLossess

BBLS BBLS BBLS %

1 January 503,293.33 502,653.07 640.59 0.13%

2 February 466,378.86 466,100.42 278.44 0.06%

3 March 497,403.95 496,987.52 416.43 0.08%

4 April 409,702.35 490,329.96 372.39 0.08%

5 May 506,278.77 506,079.50 199.27 0.04%

6 June 435,772.45 435,723.90 48.55 0.01%

7 July 492,071.08 492,007.71 69.37 0.01%

8 August 570,536.47 569,912.47 624.01 0.11%

9 September 525,776.75 525,584.71 192.04 0.04%

10 October 559,503.44 559,254.38 249.06 0.04%

11 November 551,553.27 551,475.52 77.75 0.01%

12 December 576,872.36 576,634.40 237.96 0.04%

Total 6,176,143.41 6,172,737.55 3,405.86 0.06%

Table: Oil losses on distribution through Geo Link Facilities in 2012


The Company has already prepared strong fundamentals to seize the opportunities and to face future challenges by aligning business process and organization, by strengthening human resources competence and by performing other various efforts to achieve the operational excellence performance standards.

TinjauanPendukung BisnisBusiness Supports

Perusahaan telah mempersiapkan fundamental yang kuat untuk menangkap peluang dan menghadapi tantangan ke depan dengan penyelarasan proses bisnis dengan organisasi, memperkuat kompetensi sumber daya manusia serta berbagai upaya lainnya untuk mencapai standar kinerja operational excellence.

The Company has already prepared strong fundamentals to seize the opportunities and to face future challenges by aligning business process and organization, by strengthening human resources competence and by performing other various efforts to achieve the operational excellence performance standards.



Komitmen untuk mengembangkan kualitas SDM dijabarkan dalam strategi di bidang SDM untuk meningkatkan kemampuan SDM menjadi lebih kompeten dan profesional.

Kami juga mengelola aspek Keselamatan, Kesehatan Kerja dan Lingkungan (K3L) semaksimal mungkin untuk menjamin keselamatan, keamanan dan kesehatan pekerja dalam beraktivitas serta agar tercipta lingkungan Kerja yang ramah lingkungan, operasi tanpa limbah berbahaya dan ramah lingkungan serta berusaha menekan emisi terhadap lingkungan dan meningkatkan efisiensi energi.

The commitment to develop HR qualities is being set forth in HR strategies which is to improve its HR qualities so that they would be more competent and professional.

We also manage Health, Safety and Environment aspects at its maximum level to ensure the safety, security and health of our workers in their activities so as to create an environment-friendly work environment, operations that are free from hazardous waste and are environment-friendly, to reduce emissions into the environment and to improve energy efficiency.


Sumber Daya Manusia (SDM)Human Resources

Bagi PT Pertamina EP Cepu (PEPC), sumber daya manusia (SDM) adalah faktor terpenting dan sangat menentukan keberhasilan dan kesinambungan usaha. PEPC menjalankan bisnis di bidang energi yang melibatkan aplikasi teknologi modern dan mitra kerja perusahaan minyak dan gas (migas) kelas dunia sehingga membutuhkan SDM yang memiliki perilaku profesional dan memenuhi kompetensi kelas dunia.

Komitmen untuk mengembangkan kualitas SDM tercermin dari visi Perusahaan yang dijabarkan dalam strategi di bidang SDM untuk meningkatkan kemampuan SDM menjadi lebih kompeten dan profesional sehingga memberikan nilai tambah yang mendukung pencapaian standar operational excellence. Perusahaan secara sistematis melakukan berbagai inisiatif untuk mencapai tujuan tersebut. Di sisi lain, sebagai aset Perusahaan, pekerja harus mampu menjunjung tinggi tata nilai Pertamina EP Cepu yaitu: Berkembang (Growth), Terpercaya (Reability), Unggul (Excellence), Gesit (Agility) dan Totalitas (Totality).

To PT Pertamina EP Cepu (PEPC), human resources (HR) represent the most important factor and PEPC largely depends on its HR for its success and business sustainability. PEPC is engaged in the energy business and such business involves the application of modern technologies and world-class oil and gas companies as its working partners resulting to the needs in human resources that embody professional behavior and meet the world-class competence criteria.

The commitment to develop its HR qualities is reflected in the Company’s vision being set forth in HR strategies which is to improve its HR qualities so that they would be more competent and professional for the purpose of creating added value which support the achievement of operational excellence standards. The Company is systematically taking initiatives to achieve such goal. Conversely, as Company assets, the workers should be able to highly uphold the values of PT Pertamina EP Cepu which are: Growth, Reliability, Excellence, Agility and Totality.

60,5%peningkatan jumlah pekerja pada tahun 2012

increase in the number of workers in 2012



Perencanaan SDMPerencanaan SDM bertujuan untuk mempertahankan dan meningkatkan kemampuan organisasi dalam mencapai tujuan melalui strategi pengembangan kontribusi pekerja di masa depan. Fungsi SDM Pertamina EP Cepu telah melakukan serangkaian kegiatan, diantaranya:a. Finalisasi Organisasi Pertamina EP Cepu, sebagai tindak

lanjut dari diskusi dengan BP Migas mengenai draft organisasi Pertamina EP Cepu untuk disesuaikan kembali agar lebih efektif selaras dengan arahan BP Migas.

b. Menyusun kebutuhan man power Pertamina EP Cepu dalam rangka mempersiapkan perkembangan organisasi.

Rekrutmen SDMPerusahaan melakukan rekrutmen berdasarkan kebutuhan seiring dengan perkembangan usaha dan pertumbuhan organisasi. Perusahaan membuka kesempatan yang sama kepada para kandidat untuk menjadi calon pekerja yang profesional tanpa membedakan suku, agama, ras, golongan, gender atau kondisi fisik. Proses seleksi dilakukan dengan menjunjung tinggi prinsip-prinsip keterbukaan, kesetaraan dan kompetitif. Informasi mengenai kesempatan kerja disebar luas melalui media cetak nasional (Kompas) dan web broadcast Pertamina.

Dalam rangka memenuhi kebutuhan SDM untuk Gas Project Jambaran-Tiung Biru, Perusahaan melakukan proses rekrutmen pekerja status Perbantuan dan PWT (Pekerja Waktu Tertentu). Pengisian jabatan dan proses rekrutmen melalui sumber internal maupun eksternal (Secondee & Assignment) dan sesuai dengan SOP Pengadaan Tenaga Kerja Nomor 001/SOP/PEPC/2010. Pengadaan pekerja berasal dari perekrutan tenaga kerja berpengalaman dan/atau dari rekomendasi User. Kandidat merupakan tenaga-tenaga profesional yang berpengalaman termasuk para pensiunan Pertamina. Pekerja hasil seleksi tahapan rekrutmen tahun 2012 telah menempati posisi jabatan masing masing. Dengan demikian, pada tahun 2012 terdapat 42 pekerja baru yang terdiri dari 17 pekerja dari hasil Rekrutmen massal dan 25 pekerja berasal dari rekrutmen kebutuhan per fungsi tahun 2012.

HR Planning Human Resources planning is designed to maintain and improve organizational ability in achieving the goals through the strategies of developing the workers’ contribution in the future. PEPC’s human resources already conducted a number of activities, which were among others:a. Finalization of PEPC organization, as a follow up of

discussion with BPMIGAS concerning the draft of PEPC organization to be re-adjusted to more effectively align with BPMIGAS directions.

b. Preparing the needs of PEPC’s manpower for the purpose of preparing the organizational development.

HR Recruitment The Company performs its recruitment based on the arising needs in line with the business development and organizational development. The Company opens up equal opportunity for candidates to be future professional workers without discriminating by ethnicity, religion, race, group, gender or physical condition. The selection process is conducted by highly upholding the principles of transparency, equality and competitiveness. The information concerning job vacancies is widely disseminated through a national print media (Kompas) and the Pertamina web broadcast.

For the purpose of meeting HR needs for Jambaran – Tiung Biru (JTB) Gas Project, the Company performed the recruitment process of workers by secondment and in fixed employment period (PWT) arrangements. The posts for vacant positions and recruitment process are conducted through internal and external resources (Secondee & Assignment) and in line with the SOP of Recruitment No. 001/SOP/PEPC/2010. The recruited workers are provided by experienced HR recruitment service providers and/or through user recommendations. The candidates are experienced professionals including Pertamina’s retired personnel. .

The workers selected from recruitment in 2012 have already assumed their respective positions. Therefore, as of 2012, there are 42 new employees comprising 17 workers from mass recruitment and 25 workers from function-based recruitments in 2012.


Evaluasi Produktivitas dan EfektivitasPerusahaan melakukan pemetaan potensi pekerja dengan menggunakan teknik “People Review” yang dilakukan secara periodik. Pelaksanaan People Review dilakukan secara online dan distrsi penilaian SMK, juga diawasi dengan seksama baik melalui sosialisasi, broadcast maupun surat menyurat agar tujuan tersebut di atas dapat dicapai secara ideal.

Penerapan people review bertujuan sebagai berikut:1. Mengevaluasi dan menilai potensi kekuatan dan

kelemahan yang dimiliki masing-masing pekerja.2. Merencanakan pengembangan karir pekerja dan

organisasi.3. Membandingkan kualitas pekerja dengan tuntutan fungsi

yang ditugaskan saat ini maupun yang diproyeksikan untuk pekerja tersebut di kemudian hari.

4. Menganalisa efektivitas organisasi, menyusun peta pembinaan karir (rotasi, promosi, mutasi).

5. Mengkomunikasikan permasalahan pekerja.

Dalam melakukan people review, fungsi HRD hanya sebatas melakukan fasilitasi terhadap jalannya program. Yang bertindak sebagai penilai (evaluator) adalah para atasan dimana pekerja bersangkutan bertanggungjawab langsung.

Penilaian KinerjaPrestasi kinerja individu sangat penting dalam mencapai tujuan Perusahaan. Oleh karena itu diperlukan sistem yang dapat dijadikan dasar untuk penilaian kinerja dan pengembangan prestasi. Dengan demikian, setiap pekerja dapat menilai seberapa jauh kinerjanya telah menghasilkan pencapaian yang diharapkan Perusahaan.

Kinerja produkivitas dan kualitas SDM dinilai dari aspek pembelajaran dan pertumbuhan anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang dihitung berdasarkan penerapan Knowledge Management dan Mapping Kompetensi serta efektivitas organisasi dan SDM yang dihitung berdasarkan Employee Engagement dan Score Malcolm Baldrige.

Penilaian kinerja dilakukan secara berkala dengan periode penilaian setiap 6 (enam) bulan sekali. Penilaian dilakukan oleh atasan langsung, rekan satu level/unit kerja dan bawahan terkait. Hasil penilaian menjadi dasar pertimbangan untuk pemberian reward dan pengembangan karir pekerja seperti promosi, rotasi, peningkatan remunerasi dan sebagainya,

Evaluation of Productivity and Effectiveness The Company performs the mapping of workers potentials by using the techniques of “People Review” which are periodically executed. People Review is conducted online and the distribution of SMK evaluation is also carefully monitored through dissemination, broadcast or correspondence so that such goals would be ideally achieved.

The goals of the implementation of People Review are as follows: 1. Evaluating and assessing the potential strengths and

weaknesses of each worker.2. Planning the workers’ career development and the

organization as well.3. Comparing the quality of the workers to the work demand

currently being assigned or required in the future for the respective workers.

4. Analyzing the effectiveness of organization, preparing the career development mapping (rotation, promotion, transfer).

5. Communicating the worker’s issues.

In performing the People Review, HR function is only limited to the facilitating process for the conduct of the program. Those being the evaluators are the immediate superiors to whom the workers report to.

Performance Assessment Individual performance achievements are crucial in achieving the Company’s goals. Consequently, a system which could serve as a basis for performance assessment and achievement development is required. Therefore, each employee could assess how far his/her performance results have met the achievements expected by the Company.

HR performance and quality are assessed by the learning and the growth of the subsidiaries of PT Pertamina (Persero) which are computed based on the implementation of Knowledge Management and Mapping of Competence and effectiveness of the organization and HR which are measured based on Employee Engagement and on the Malcolm Baldrige Score.

The performance assessment is conducted periodically based on the assessment period extending 6 (six) months. The assessment is made by the immediate supervisors, colleagues of equal level/working unit and related subordinates. The results of assessment will serve as the basis for the consideration of rewards and the development of the




juga menjadi dasar pemberian punishment seperti surat peringatan, penundaan kenaikan pangkat, demosi, mutasi sampai pemutusan hubungan kerja. Perusahaan memberikan apresiasi atas prestasi kinerja pekerja dan penghargaan atas pemenuhan kompetensi jabatan yang telah diisi oleh pekerja tersebut.

Budaya PerusahaanBudaya Perusahaan mempunyai arti sangat penting dalam pencapaian visi, misi, tujuan dan sasaran perusahaan. Untuk itu, seluruh pekerja dituntut untuk memahami dan mengimplementasikan dalam setiap perilaku dan aktivitas sehari-hari terutama di tempat kerja. Budaya Perusahaan merupakan gabungan dari nilai-nilai Perusahaan yang telah dirumuskan sebagai GREAT (Growth, Reability, Excellent, Agility, Totality) dengan Pedoman Perilaku (Code of Conduct) yang berisi standar etika untuk berperilaku secara profesional, bertanggungjawab, wajar, patut dan dipercaya dalam melakukan hubungan bisnis dengan pelanggan, mitra bisnis, rekanan maupun dengan rekan sekerja.

Dalam rangka mengimplementasikan hal tersebut, pada tahun 2012 telah disusun beberapa program yang terkait budaya Perusahaan sebagai berikut:• Employee forum yang diadakan pada tanggal 4 Juni 2012

dipresentasikan oleh VP Engineering Ricardo Perdana Yudantoro. Rencana ke depan Forum seperti ini akan dilaksanakan secara berkelanjutan yang bertujuan untuk memperkenalkan seluk beluk Perusahaan, posisi Perusahaan sebagai salah satu anak perusahaan dari PT Pertamina (Persero), bagaimana budaya kerja serta peraturan-peraturan yang ada.

• Induction Training Program untuk para pekerja yang baru masuk pada tanggal 1 sampai 5 Oktober 2012. Pelatihan dibuka oleh Direktur Operasi PEPC. Program diikuti semua pekerja baru dan dipresentasikan oleh seluruh tim manajemen PEPC yang membawakan materi sesuai dengan fungsi yang dipimpinnya. Program ini akan diadakan kembali untuk para pekerja baru dan seluruh pekerja yang bertujuan untuk mengetahui perkembangan dari semua fungsi yang ada di PEPC.

• Sharing knowledge yang diadakan setiap bulan dengan

intensitas 1 hingga 2 kali setiap bulannya dengan tujuan untuk berbagi informasi dan pengetahuan di lingkungan perusahaan berupa lesson learn best practice

workers’ career such as promotion, rotation, incremental remuneration and others, and will also serve as the basis for punishment, suspended promotion, demotion, transfer and employment termination. The Company provides rewards for the performance of the employees and also appreciation for meeting the job competence required in the positions in which the employees are being posted.

Corporate CultureCorporate culture represents great significance in achieving the Company’s vision, mission, goals and targets. Therefore, all employees are required to understand and implement them in their day-to-day behavior and activities particularly at the work place. The corporate culture reflects the combination of the Company’s values which have already been formulated as GREAT (Growth, Reliability, Excellence, Agility, Totality) in a Code of Conduct containing the ethical standards for their conduct in a professional, responsible, fair, proper and trustworthy manner in building a business relationship with customers, business partners, partners or fellow workers.

For the purpose of implementing such endeavor, in 2012 the Company already prepared several programs related to the Company’s culture which were as follows:• Employee forum held on 4 June 2012 being presented by

VP Engineering Ricardo Perdana Yudantoro. It is planned that such program would be continuously held in the future which is designed to introduce the Company’s internal matters, the Company’s position as a subsidiary of PT Pertamina (Persero), the corporate culture and the prevailing regulations.

• Induction Training Program from 1 to 5 October 2012 for new hires who recently joined the Company. The training was opened by the PEPC Operations Director. The program was attended by all new employees and presented to all members of the PEPC management team who presented the materials in accordance with the functions they lead. The program would be held again for new hires and new employees for the purpose of identifying the development of all functions in PEPC.

• Sharing knowledge sessions held on a monthly basis with the frequency of once or twice a month for the purpose of sharing information and knowledge in the Company in the form of lessons learned, best practices, or


maupun sosialisasi. Berbagai materi yang diberikan mencakup semua fungsi yang ada di PEPC. Sharing Knowledge diadakan untuk seluruh pekerja PEPC dan penyelenggaraannya di bawah koordinasi Fungsi Quality Management - Planning & Evaluation.

Untuk memonitor tingkat keberhasilan program perubahan budaya kinerja, PT Pertamina (Persero) dan anak perusahaannya secara rutin melaksanakan Pulse Check yang terdapat dalam Theme-O-Meter Survey. Survei ini terdiri dari dua bagian yaitu Employee Mindset Index (EMI) dan Practice Pulse Check (PPC). EMI untuk memantau persepsi pekerja atas hasil-hasil perubahan budaya, sedangkan PPC digunakan untuk mengukur persepsi pekerja atas praktik-praktik manajemen.

PEPC, dalam hal ini Divisi Human Capital, HR & GA, ikut membantu sosialisasi program perubahan tersebut di lingkungan Perusahaan. Salah satunya adalah dengan terus menghimbau dan memfasilitasi pekerja untuk melakukan pengisian Knowledge Management (Komet) dan Theme-O-Meter Survey yang sudah dilakukan 100 persen.

Strategi RemunerasiPerusahaan memberlakukan sistem remunerasi yang kompetitif dengan mempertimbangkan level pengupahan pada industri sejenis, peraturan perundang-undangan mengenai ketenagakerjaan, peraturan upah minimum provinsi (UMP) serta kemampuan Perusahaan. Perusahaan memastikan bahwa besaran upah minimum yang diberikan kepada semua pekerja berada di atas upah minimum provinsi di setiap wilayah operasi perusahaan.

Remunerasi yang kompetitif akan mampu menarik SDM berkualitas dari luar sekaligus mempertahankan pekerja yang mempunyai kompetensi tinggi. Remunerasi diberikan kepada pekerja berdasarkan penilaian kinerja yang adil. Perusahaan memberikan remunerasi yang pantas untuk pekerja yang berprestasi dan berkontrsi tinggi.

Setiap tahun besaran remunerasi ditinjau ulang untuk memotivasi pekerja agar senantiasa meningkatkan produktivitas. General Increase (GI) tahunan sebesar 7% diberikan mengacu pada tingkat inflasi dan Merit Increase (MI) diberikan atas prestasi kinerja individu. Kebijakan mengenai remunerasi ditetapkan dalam Surat Keputusan Direksi tentang Normalisasi Remunerasi No. 10/CP0000/2011-S0 yang berlaku terhitung tanggal 1 April 2011.

information dissemination. Various materials are being provided involving all functions within PEPC. Sharing knowledge sessions are held for the benefit of all PEPC workers and conducted under the coordination of the Quality Management – Planning & Evaluation function.

To monitor the success level of the transformation program pertaining to performance culture, PT Pertamina (Persero) and its subsidiaries are routinely conducting Pulse Check which is presented in the Theme-O-Meter Survey. The survey comprises two parts which are the Employee Mindset Index (EMI) and the Practice Pulse Check (PPC). The EMI is designed to monitor the perceived image of the employees on the outcome of changes in corporate culture, while the PPC is designed to measure the perceived image of the employees towards management practices.

PEPC, in this matter the Human Capital Division, HR & GA, also participates in assisting the socialization of such change program in the Company. One of which is by continuously encouraging and facilitating the employees to complete the Knowledge Management (Komet) and Theme-O-Meter Survey which have already been 100% completed.

Remuneration Strategies The Company implements a competitive remuneration system by considering the remuneration level in similar industry, rules and regulations pertaining to manpower, regulations of provincial minimum wages (UMP) and the Company’s financial capacity. The Company ensures that the amount of minimum wages provided to all employees is above the UMP for each location in which the Company operates.

Competitive remuneration would attract the qualified HR from external resources and at the same time would also retain the highly competent employees. Remuneration is given to workers based on fair performance assessment. The Company provides proper remuneration for high-achievers and very productive workers.

Each year the amount of remuneration is re-evaluated so as to motivate the workers to constantly improve their productivity. The annual General Increase (GI) at 7% is provided by referring to the inflation rate and Merit Increase (MI) is provided for the individual performance assessment. The policy of the remuneration is established in Director’s Decision Letter of Normalization of Remuneration No. 10/CP0000/2011-S0 effective 1 April 2011.




Remunerasi yang diterima pekerja terdiri dari komponen-komponen diantaranya sebagai berikut:a. Upah tetap (basic salary) yang berlaku sama untuk semua

Direktorat/unit bisnis.b. Tunjangan daerah (location allowance).c. Tunjangan-tunjangan lainnya. d. Tunjangan posisi (position allowance) untuk jabatan

struktural yang tidak dikategorikan sebagai sales team.e. Tunjangan profesi (profession allowance) untuk jabatan

spesialis.f. Insentif hasil produksi.

Perusahaan memberikan jaminan kesehatan kepada pekerja dan memastikan bahwa terdapat kesetaraan jaminan kesehatan bagi pekerja wanita dan pria. Tunjangan hari raya keagamaan diberikan dengan besaran sekurang-kurangnya sama dengan ketentuan perundang-undangan.

Pada tahun 2012, Perusahaan memberikan insentif/bonus/tunjangan sebagai salah satu bentuk apresiasi kepada pekerja sebagai berikut:• Insentif Final Tahun 2011 (Maret 2012).• Panjar Insentif Tahun 2012 (May 2012).• Pembayaran Bonus Pekerja dari Laba Perusahaan tahun

2011 (September 2012).• Tunjangan Hari Raya Keagamaan (Agustus 2012).

Menindaklanjuti arahan dari Pertamina (Korporat) mengenai pelaksanaan Program DPLK (Dana Pensiun Lembaga Keuangan) untuk Pekerja Pertamina (korporat), saat ini DPLK Pekerja Pertamina (korporat) yang diperbantukan di Perusahaan telah didaftarkan dan dibayarkan kepada pihak penyelenggara program DPLK (Bank BNI). Diharapkan program ini dapat membantu Pekerja dalam mempersiapkan hari pensiunnya nanti.

The remuneration received by the employees comprises among others the following:a. Basic salary which is equally applicable for all Directorates/

business units.b. Location allowance.c. Other allowances. d. Position allowance for structural positions which are not

categorized under sales team. e. Professional allowance for specialist positions. f. Incentives from production proceeds.

The Company provides health insurance for workers and ensures that there are equal health insurance facilities for male and female workers. Religious bonus is provided at amounts which are at least equal to the statutory requirement.

In 2012, the Company provides the following incentives/bonus/allowances as one of the methods to show its appreciation to its employees:• Final incentives for year 2011 (in March 2012)• Advance payment for incentives for year 2012 (in May

2012)• Payment of Employees Bonus generated from the

Company’s Income for year 2011 (in September 2012).• Religious bonus (in August 2012).

As a follow up to the directions given by Pertamina (Corporate) concerning the implementation of the Program of Financial Institution’s Pension Fund (DPLK) for the workers in Pertamina (Corporate), at present such DPLK for those being seconded in the Company has been registered and paid to the provider of such DPLK program, which is Bank BNI. It is expected that such program could assist the workers in preparing for their retirement years in the future.


Pengembangan Karir - Mutasi dan PromosiSetiap karyawan mempunyai kesempatan yang sama untuk mencapai tingkat jabatan tertinggi berdasarkan kompetensi dan soft skill yang dimilikinya. Rotasi penugasan pekerja di lingkup internal merupakan salah satu pendekatan pengelolaan SDM dimana kebutuhan personil dipenuhi dengan mencari potensi dari lingkup internal perusahaan terlebih dahulu. Mekanisme pengelolaan kompetensi melalui People Review memungkinkan pertukaran dan pengayaan kompetensi dan pengalaman antar unit-unit kerja, bahkan untuk promosi ke perusahaan afiliasi lainnya.

Tabel berikut adalah daftar mutasi/promosi pekerja dalam periode 1 Januari -31 Desember 2012.

Tabel: Mutasi Pekerja PWT

No Nama | NameJabatan Lama Old Position

Jabatan BaruNew Position

Mulai tanggalStarting from

1 Asep Kusnandi Sekretaris DireksiBOD Secretary

Staf KeuanganFinance Staff

01 Maret 2012

2 Tania Pramadewi Busran Staf HSEHSE Staff

Staf HSEHSE Staff

01 Nopember 2012

Tabel: Mutasi Pekerja PWTT

No Nama | NameNo Pegawai

Worker’s Reg number

Jabatan Lama Old Position



1 RP. Yudantoro 706258 VP Operation KKS Blok Cepu VP Engineering 01 Juni 2012

2 Akhmad Miftah 735183 Prospect Development Manager Geochinces Manager 01 Juni 2012

3 Edi Zanuar 707157 Engineering Manager Process & Facilities Manager 01 Juni 2012

4 Tonni Ramelan 735564 Planning & Evaluation Manager Planning Evaluation Manager 01 Juni 2012

5 Achmad Zaidy 721501 Production Manager Production Manager 01 Juni 2012

6 Abdul Malik 649226 HR&GA Manager Human Capital Manager 01 Juni 2012

7 Eko Sigit 728614 Finance Manager Finace Controller Manager 01 Juni 2012

8 Arti Nastiti 709611 Head of Legal Function Head of Legal Function 01 Juni 2012


Career Development – Transfer and Promotion Each employee has equal opportunity to climb to the highest level of positions based on their competence and soft skills. The rotation of workers assignments in internal scope serves as one of the methods adopted in HR management in which the demands for personnel are met by firstly seeking for potentials within the Company’s internal scope. The mechanism of managing the competence through People Review enables the transfer and enrichment of competence and experience among working units, even for promotion to other affiliated companies.

The table below shows the list of transfers/promotions of workers in the period of 1 January – 31 December 2012.

Table: Transfer of temporary workers

Table: Transfer of permanent workers



Tabel: Promosi Pekerja

No Nama | NameNo Pegawai

Worker’s Reg number

Jabatan Lama Old Position



1 Teddyanus Rozarius

718846 Procurement Specialist MCL PMT Jambaran Tiung Biru Gas Project

25 Januari 2012

2 Edi Zanuar Muhtadi

707157 Process & Facilities Manager Engineering Manager PMT – JTB 5 Oktober 2012

3 Parluhutan Rinaldo Pasar

19030009 Project Engineer Pipeline Engineer PMT – JTB 27 September 2012

4 Othman M. Djoenaid

12130092 Senior Mechanical Enginering - PMT Deputy FSO Project Manager - MCL

19 November 2012

5 Totot Eko Harianto 722093 Deputy Drilling Manager PMT – JTB Drilling Manager 01 Oktober 2012

Pelatihan dan Program PengembanganMemberikan pelatihan dan program-program pengembangan bagi pekerja secara berkesinambungan merupakan salah satu kunci menjaga kualitas kinerja dan meningkatkan kompetensi. Setiap pekerja mempunyai kesempatan yang setara dalam meningkatkan kompetensi sesuai dengan potensi, kemampuan dan ketrampilan yang dipersyaratkan. Perusahaan menyelenggarakan berbagai bentuk pelatihan dan program pengembangan yang dilaksanakan secara in-house maupun di lembaga pendidikan/pelatihan luar. Jenis pelatihan diantaranya adalah pelatihan keterampilan, kompetensi teknis/fungsional, pendidikan sertifikasi keahlian yang dibutuhkan sesuai tuntutan tugasnya (mandatory training), pendidikan manajerial serta berbagai knowledge sharing session untuk mempertajam kualitas SDM.

Selain program pelatihan berdasarkan kebutuhan jabatan/profesi yang telah disusun oleh Divisi Human Capital, HR & GA dalam training guidance, Perusahaan juga memberikan beasiswa untuk melanjutkan pendidikan formal yang diatur dalam SOP No. 005/PEPC/2009 tentang Bantuan Pendidikan. Saat ini satu orang pekerja sedang menempuh pendidikan S2 atas tanggungan Perusahaan.

Perusahaan juga memiliki program magang bagi masyarakat, baik dari kalangan perguruan tinggi, sekolah kejuruan maupun perorangan yang ingin meningkatkan pengetahuan dan keterampilan di bidang engineering, geofisik, geologi, manajemen (Keuangan, SDM, Logistik) dan lainnya, khususnya yang berkaitan dengan bisnis migas.

Training and Development Programs Continuously providing trainings and development programs for employees serves as one of the key factors in maintaining performance quality and upgrading competence. Each worker has equal opportunity to improve his/her competence based on his/her potentials, abilities and required skills. The Company holds various trainings and development programs which are conducted either internally/in-house or externally at the locations of other educational institutions/training providers. The types are among others the trainings for skills, technical/functional competence, skills certification which is required based on their job requirements (mandatory training), managerial education program and various knowledge-sharing sessions to sharpen HR qualities.

In addition to training programs based on positional/professional requirements already organized by the Human Capital, HR & GA division in the form of a training guidance, the Company also provides scholarships for pursuing formal education as set forth in SOP No. 005/PEPC/2009 of Educational Assistance. At present one employee is pursuing a master’s degree at the Company’s expenses.

The Company also has an internship program open to the public, either for those from universities, vocational schools or individuals intending to improve their knowledge and skills in engineering, geophysics, geology, management (Finance, HR, Logistics) and others, particularly for those related to the oil and gas businesses.

Tabel: Promotion


Selama tahun 2012 telah diselenggarakan 88 program pelatihan yang diikuti 77 peserta dan 950 hari pelatihan. Jumlah hari pelatihan naik 50,63% dibandingkan tahun 2011. Biaya yang dikeluarkan untuk pelatihan pekerja sebesar Rp700.366.108 dan USD98,031.86. Biaya pelatihan pada tahun 2011 adalah Rp750.379.583 dan USD32,919.73.

Berikut adalah program-program pendidikan/pelatihan/workshop yang dilaksanakan pada tahun 2012:

Jabatan | Position Jenis Pelatihan | Training Subject

Manajer HR & GA Workshop Penyusunan Annual Report Anak Perusahaan PT Pertamina

Manajer HR & GA PPEP Training II 2012

Manajer HR & GA Advanced Health & Safety Management

VP Finance Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi Jambaran-Tiung Biru (JTB)

VP Finance Workshop POD & POP Lapangan Unitisasi JTB

VP Finance Workshop POD JTB

VP Finance Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

VP Finance Seminar IFRS di UGM

VP Finance Petroleum Economics and Investment Decision Techniques

BU Dep Project Executive / GM Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Staf Ahli Direksi Workshop Feasibility Studies dan POD & POP Lapangan Unitisasi JTB

Contract Specialist Kursus Project Management For Engineering and construction-OM 22 Houston, 3-7 Des 2012

Manajer Support Ops Workshop WP&B dan RKAP 2013

Manajer Support Ops Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Manajer Support Ops Workshop dan sosialisasi unitisasi JTB

Manajer Support Ops Workshop Supply Chain Management 2012 di Lingkungan Direktorat Hulu

Manajer Support Ops Bench Marking Feasibility Gas JTB dengan Tim Universitas Indonesia ke Teknologi Sulfinal Shell

Manajer Support Ops Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

VP Operasi KKS Cepu Workshop POD JTB

VP Operasi KKS Cepu Workshop WP&B dan RKAP 2013

VP Operasi KKS Cepu Kursus PPEP Singkat Residential di Simprug

General Manager PMT - JTB Workshop Penyusunan RPTK PMT JJTB

Geoscience Advisor Training and Field Trip Carbonate Geology And Reservoar dari Petroleum Geoscience Studt (PGS)

During 2012 there were 88 training programs attended by 77 participants and 950 training days. The training days increased by 50.63% compared to 2011. The expenses incurred for workers training amounted to Rp700.366.108 and USD98,031.86. The training expenses in 2011 amounted to Rp750.379.583 and USD32,919.73.

The following are the educational programs/trainings/workshops held in 2012:





Geoscience Advisor Training Gas Management di Calgary-Canada

Manajer Engineering Workshop POD JTB

Manajer Engineering Workshop WP&B dan RKAP 2013

Manajer Engineering Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Manajer Engineering Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

VP People Development & Services Rapat Kerja SDM BPMIGAS KKKS Indonesia HR Summit 2012

VP People Development & Services Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Head Legal Workshop POD JTB

Head Legal Sulfinol User's Workshop

Head Legal HSE Leadership Mandatory Training

Reservoir Engineer Specialist Training Gas Management di Calgary-Canada

Project Execution Deputy Manager Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Project Execution Deputy Manager Basic HSE Mandatory Training For Office

Land & Regulatory Manager – PMT Pelatihan PPEP II 2012

Land & Regulatory Manager – PMT Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Manager Procurement - PMT Workshop POD JTB

Manager Procurement - PMT Workshop WP&B dan RKAP 2013

Manager Procurement - PMT Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Manager Procurement – PMT Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Manager Procurement - PMT Workshop Supply Chain Management Direktorat Hulu 2012

Manager Procurement - PMT Bench Marking Feasibility Gas JTB dengan Tim Universitas Indonesia ke Teknologi Sulfinal Shell

Manager Procurement - PMT Training Management-Master Class

Manager Procurement - PMT Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Ops. Training Manager 2nd Qurtly Full Field Trainee Asessment

GAS Marketing Manager Workshop POD JTB

GAS Marketing Manager Workshop WP&B dan RKAP 2013

GAS Marketing Manager Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

GAS Marketing Manager HSE Leadership Mandatory Training

Manajer Produksi Workshop WP&B dan RKAP 2013

Manajer Produksi Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Manajer Produksi Training Strategic Thinking & Business Planning

Deputy Drilling Manager Update Information of PDSI's Rig Manufacture and First Partial Shipment

Deputy Drilling Manager Drilling Rig Fabrication Site Visit at Batam

Deputy Drilling Manager Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Project Controller - PMT JTB Workshop WP&B dan RKAP 2013

Project Controller - PMT JTB Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB



Assistant Manajer Penunjang Ops Forum Sharing Knowledge Hulu

Assistant Manajer Penunjang Ops Training Human Error Analysis and Prevention

Assistant Manajer Penunjang Ops Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Assistant Manajer Penunjang Ops Workshop Hybrid Procurement Planning dan undangan kajian SRM

Assistant Manajer Penunjang Ops Workshop & Rapat Koordinasi CSR serta sesi feedback APSA 2012 Kategori The Best Implementation of CID 2011

Manajer Keuangan Workshop Laporan Tahunan

Manajer Keuangan IFRS For Oil & Gas Industry Training

Manajer Keuangan IFRS For Oil & Gas Industry Training

Manajer Keuangan Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Manajer Bang Prospek Workshop POD JTB

Manajer Bang Prospek Workshop WP&B dan RKAP 2013

Manajer Bang Prospek Pemanggilan Peserta Untuk Pelaksanaan Presentasi BP dan Penutupan PPEP Angkatan IX/2011

Manajer Bang Prospek Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Manajer Rencana & Evaluation Workshop WP&B dan RKAP 2013

Manajer Rencana & Evaluation Workshop Portfolio Project Management dan Evaluasi Operasi

Manajer Rencana & Evaluation Upskilling Coach Breakthrough Project (BTP) dan Strategic Initiative (SI0) Tahun 2012

Manajer Rencana & Evaluation Workshop Portfolio Bisnis Hulu di Yogyakarta

Geophysical Specialist Training Gas Management di Calgary-Canada

Cepu Field Facilities Deputy Manager Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Senior Project Control Workshop Portfolio Project Management dan Evaluasi Operasi

Senior Project Control Training HSE Loss Control Management Angkatan I - 2012

Senior Project Control Advance HSE Mandatory Training (FSC) Angkatan I - 2012

Senior Project Control Workshop Project Risk Management (PRM) & Enterprise Risk Management (ERM)

Senior Project Control Workshop WP&B JTB 2012 (Revisi) dan 2013

Senior Project Control Training EPF Shutdown

Senior Project Control SIMOPS

Senior Project Control Workshop Portfolio Bisnis Hulu di Yogyakarta

Senior Project Control Menghadiri Undangan Workshop Project Delivery System (PDS)

Production Engineer Forum Sharing Knowledge Hulu

Production Engineer Training EPF Shutdown

Production Engineer Training POD, WP & B and AFE Concepts Based on PSC Apects

Sekretaris Workshop WP&B dan RKAP 2013





Sekretaris Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Sub Project Export System Deputy Manager Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Junior Legal Training HSSE Sungai Gerong

Junior Legal Workshop Dispute Resolution dan Legal Gathering Tahun 2012

HR & GR Administration Up Skilling KPI System 2012 & Finalisasi Input PMS Online System 2012

HR & GR Administration Workshop & Rapat Koordinasi GCG Champion Tahun 2012

HSE Workshop Safety Inspector

HSE Workshop POD, WP&B dan AFE

HSE Climate Change & Emission Trading Services Seminar, 25-29 Nov 2012 di Dubai, UAE

HR & GR Administration Training Human Capital Management

Sr. Regulatory Officer JTB - PMT Bench Marking Feasibility Gas JTB dengan Tim Universitas Indonesia ke Teknologi Sulfinal Shell

Sekretaris Workshop WP&B dan RKAP 2013

Sekretaris Training HSE OSA

Gas Marketing - PMT Training Petroleum Engineer for Non Petroleum Engineer

Public Relation Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Public Relation Workshop & Rakor CSR serta sesi feedback APSA 2012 Kategori The Best Implementation of CID 2012

Instrument Engineer - PMT Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Translator - PMT Workshop "Walking the Tightrope: Accuracy and Naturalness in Translation"

Translator - PMT Pelatihan Penggunaan dan Perhitungan TKDN dalam Pengadaan Barang & Jasa di Industri Hulu Migas

Process Engineer - PMT Workshop POD JTB

Process Engineer - PMT Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Process Engineer - PMT Training EPF Shutdown

Process Engineer - PMT Sulfinol User's Workshop

Sub Project EPCS Manager Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Staff Pengadaan Barang & Jasa Workshop Hybrid Procurement Planning dan Kajian SRM

Staff Pengadaan Barang & Jasa Inhouse Training For Trainer CSMS Direktorat Hulu

Senior Production Engineer Training for Trainer CSMS Direktorat Hulu

Document Control - PMT Basic HSE Mandatory Training For Office Batch V-2012

Integration: default position Basic HSE Mandatory Training For Office Batch V-2012

Integration: default position Training Material Master (KIMAP) dan Service Master di anak perusahaan hulu, kantor pemasaran Pertamina UPMS V



Integration: default position Pelatihan Penggunaan dan Perhitungan TKDN dalam Pengadaan Barang & Jasa di Industri Hulu Migas

Account Payable / Receivable Supervisor Workshop POD, WP&B & AFE

Staff Rencana & Evaluasi Workshop POD & WP &B

Staff Rencana & Evaluasi Workshop Enterprise Risk Management

Staff Rencana & Evaluasi Workshop Evaluasi Risk Management RKAP 2014

Staff Rencana & Evaluasi Workshop Implementasi Aplikasi UPPRMS & Evaluasi Risk Register ERM 2013

Staff Rencana & Evaluasi Pelatihan Progam Certified Risk Management Professional CRMP

Admin HR Service Training HR Human Resource Management Professional (HRMP)

Admin PMT Training Petroleum Engineer for Non Petroleum Engineer

Admin PMT Basic HSE Mandatory Training For Office

Admin PMT Training HR Human Resource Management Professional (HRMP)

Electrical Engineer JTB - PMT Training HSSE Sungai Gerong

IT Services Training Material Master (KIMAP) dan Service Master di anak perusahaan hulu, kantor pemasaran Pertamina UPMS V

IT Services Workshop Risk Management & UPPRMS

General Procurement Acquisition Staff Training HSSE Sungai Gerong

General Procurement Acquisition Staff In-house Training For Trainer CSMS Direktorat Hulu

Risk Management Basic Petroleum Engineering for Non Petroleum Engineers (Field Trip)

Contract Specialist Basic HSE Mandatory Training For Office

Project Controller - PMT JTB Training POD & WP&B

Safety Specialist Workshop Penyelidikan Insiden Korporat

Safety Specialist SIMOPS

Safety Specialist In-house Training For Trainer CSMS Direktorat Hulu

PGA Staff HSE Mandatory Training Angkatan XXVII

PGA Staff Basic HSE Mandatory Training Angkatan XXVII

Commercial Analyst Basic HSE Mandatory Training For Office

Commercial Analyst Basic Petroleum Engineering for Non Petroleum Engineers (Field Trip)

Cost Control Training POD & WP&B

Cost Control Intermediate HSE Mandatory Training For Office

Process Lead Review Concept/PDF/ Lay Out The Cepu Integrated Gas project-Houston, CO2 Injection Plan Visit-Wyoming, URS Review Meeting-Denver

Geologist Workshop Potensi Hidrokarbon di Jawa Bagian Timur

Geologist Advance Process Hazop Training





Environmental Specialist Workshop Joint Operating Agreement (JOA)

Planning & Budget Workshop WP&B dan RKAP 2013

Planning & Budget Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Planning & Budget Climate Change & Emission Trading Services Seminar, 25-29 Nov 2012 di Dubai, UAE

Treasury Workshop WP&B dan RKAP 2013

Treasury Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Treasury Advance Process Hazop Training

Budget Workshop Building Integrated Financial Modelling

Planning & Budget Workshop POD JTB

Planning & Budget Workshop WP&B dan RKAP 2013

Planning & Budget Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Planning & Budget Bench Marking ERM berbasis ISO 31000

Planning & Budget Workshop Building Integrated Financial Modelling

Planning & Budget Workshop Portfolio Bisnis Hulu ke-2

Planning & Budget Workshop Evaluasi Risk Management RKAP 2013

Assistant Manajer HR Workshop Penyusunan Annual Report Anak Perusahaan PT Pertamina

Assistant Manajer HR Workshop WP&B dan RKAP 2013

Assistant Manajer HR Training Human Error Analysis and Prevention

Assistant Manajer HR Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Security SIMOPS

Project Engineer Workshop Feasibility Studies Lapangan Unitisasi JTB

Project Engineer Workshop PQ Proyek JTB, 2-3 Maret 2012

Project Engineer Climate Change & Emission Trading Services Seminar, 25-29 Nov 2012 di Dubai, UAE

Project Engineer Workshop Penyusunan RPTK PMT JTB

Mutu (QA / QC) Workshop WP&B dan RKAP 2013

Mutu (QA / QC) Pangilan Peserta Workshop PQA 2012 Batch II

Mutu (QA / QC) Forum Sharing Knowledge Hulu

Mutu (QA / QC) PQA-Penugasan Tim Examiner Batch II (Kedua) PQA Tahun 2012

Mutu (QA / QC) Training/Pelatihan Penjurian Continuous Improvement Progam (CIP)

Mutu (QA / QC) Workshop Project Delivery System (PDS)

Emergency Response Lead Workshop Joint Operating Agreement (JOA)

Emergency Response Lead Workshop Safety Inspector

General Support Building excellent Team Work And Leadership Performance Abillity

General Support Training Problem Solving The Best Solution & Decision Making

Data IT Basic HSE Mandatory Training For Office



Data IT Workshop POD, WP&B dan AFE

Data IT Workshop POD, WP&B dan AFE

Human Resources Integrated System (HRIS)Perusahaan mengaplikasikan modul sistem informasi SDM terintegrasi (HRIS) untuk mengorganisir tata kelola dan tata laksana manajemen SDM yang dapat memenuhi kebutuhan Perusahaan dalam mengakses data secara cepat, akurat, relevan, lengkap serta terintegrasi satu dengan yang lain sebagai dasar pertimbangan dalam pengambilan keputusan terutama dalam hal pembinaan dan pengembangan karir pekerja.

Persiapan mengembangkan HRIS dimulai pada pertengahan tahun anggaran 2011, dimulai dari menyelaraskan kebijakan korporat, Perusahaan, aturan ketenagakerjaan serta JOA/COA dengan Visi dan Misi Perusahaan. Sistem dan regulasi yang diintegrasikan termasuk dalam rencana pengembangan SDM sebagai berikut :1. Review SOP dan melengkapi sesuai JOA/COA. Beberapa SOP Fungsi SDM sudah tidak relevan dan tidak

bisa mengakomodir kebutuhan organisasi saat ini dan perlu diselaraskan dengan kebutuhan dan persyaratan yang tertuang dalam JOA

2. Mengoptimalkan fungsi HR Koordinator. Bagian dari optimalisasi Fungsi HR coordinator sesuai JOA

untuk menjadikan fungsi ini lebih strategis lagi (karena terkait Manpower Planning & HR Development).

3. Career Path (Competency based). Sistem Pembinaan dan Pengembangan SDM akan

diarahkan menuju model kompetensi yang diselaraskan dengan kebijakan korporat.

4. TrainingPlan/Directory/Mandatory. Sebagai salah satu cara pembinaan pekerja, training area

akan difokuskan kepada pengembangan kompetensi guna mendapatkan pekerja yang profesional dan aplikatif.

5. Compensation System. Perusahaan akan membuat strategi pengupahan yang

lebih kompetitif dan atraktif dengan tetap memperhatikan kemampuan perusahaan. Untuk medukung program pengembangan SDM yaitu Competency Based HumanResources, strategi pengupahan yang disiapkan adalah strategi pengupahan 3 P’s yaitu :- Pay For Person (Upah Tetap dan Tunjangan Daerah

berdasarkan Golongan Upah)


Human Resources Integrated System (HRIS)The Company is adopting the module of Human Resources Integrated System (HRIS) to organize its HR governance and procedures which could meet the Company’s demand in accessing the data in a quick, accurate, relevant, complete and integrated manner as a basis for decision making particularly for the purpose of career advancement and development.

The preparation for developing HRIS was initiated in the middle of the 2011 fiscal year, starting from aligning the corporate policies, the Company’s policies, manpower regulations and JOA/COA to the Company’s vision and mission. The systems and regulations being integrated were included in the HR development plans as follows: 1. Review of SOP and its completion based on JOA/COA A number of SOPs in the HR are no longer relevant and

can no longer accommodate the present organizational needs and need to be aligned with the needs and requirements stated in the JOA.

2. Optimization of the functions of HR Coordinator Optimization of the functions of HR coordinator in

accordance with JOA includes a part which is to make such functions more strategic (since they are related to Manpower Planning & HR Development)

3. Career Path (Competency based) The Development and Advancement of HR system would

be directed towards the competence model which is aligned with corporate policy.

4. Training Plan/Directory/Mandatory One of the Company’s methods in developing its

employees is focusing the training areas on developing their competence to produce employees with professionalism and applicability.

5. Compensation System The Company will prepare more competitive and

attractive remuneration strategies while taking into account the Company’s financial capacity. To support the HR development program which is Competency-Based Human Resources, the Company prepares the 3 P’s remuneration strategies which are:- Pay for Person (Basic Salary and Regional Allowance

based on Category of Wages)



- Pay For Performance (Berdasarkan Kinerja Individu/Merit Increase)

- Pay For Position (Tunjangan Jabatan berdasarkan Golongan Jabatan)

6. Performance Management System (PMS). Optimalisasi proses penilaian PMS guna mencapai tujuan

perusahaan yaitu budaya kinerja tinggi.7. Career Management System. Career Management System dapat mendukung

program Competency Base dan adanya jalur Profesi dan Struktural.

8. Reward&Consequency System. Sebagai salah satu cara peningkatan disiplin pekerja dan

membudayakan penghargaan atas kinerja tinggi, akan diterapkan Reward & Consequence System yang baik.

9. Recruitment Policy/Role. Sebagai ujung tombak dari HRD, maka proses rekrutmen

beserta aturannya akan dat dan dilaksanakan secara profesional dengan suatu standar baku. Begitu juga dalam melakukan pengisian posisi-posisi penting (prioritas) di PEPC dan MCL.

10. Budaya Perusahaan. Nilai-nilai Unggulan Perusahaan yang ada harus

direfleksikan dalam dasar pembuatan strategi Perusahaan khususnya di bidang HR, dalam rangka merefleksikan nilai-nilai keunggulan Perusahaan. Beberapa semangatnya akan dimasukkan ke dalam Pedoman Pelaksanaan Peraturan Perusahaan dan terus dilakukan penyempurnaan-penyempurnaan sehingga menjadi Budaya Perusahaan.

11. Business Conduct. Perusahaan dijalankan dalam sebuah kerangka yang

didasarkan oleh peraturan perundang-undangan, arahan dari pemegang saham dan juga dengan mempertimbangkan kepentingan stakeholders.Inilah mengapa perusahaan memerlukan kerangka Good Corporate Governance (GCG) yang sesuai dengan karakteristik dan kondisi usahanya.

12. Review Peraturan Perusahaan (PP). Pengaturan hubungan kerja dan persyaratan kerja di

Perusahaan yang tertuang dalam PP akan ditinjau dan disempurnakan guna menjaga hubungan industrial di Perusahaan tetap baik.

13. Empowerment. Sesuai dengan Visi PEPC untuk menjadikan Perusahaan

sebagai Role Model, maka Empowerment pekerja baik Pekerja Perbantuan yang ditugaskan ke Perusahaan, Pekerja PWTT ataupun PWT harus mendapatkan nilai tambah melalui program-program pembinaan yang disepakati bersama oleh MCL dan PEPC.

- Pay for Performance (based on the Individual Performance/Merit Increase)

- Pay for Position (Positional Allowance based on Official Rank)

6. Performance Management System (PMS) The optimization of PMS assessment process is for

the purpose of achieving the Company’s goal which is espousing a high performing culture.

7. Career Management System The Career Management System could support the

Competence-based program and professional and structural paths.

8. Reward & Consequence System As one of the methods in enhancing the workers

discipline and adopting appreciation for high perfomance, the Company would implement a good Reward & Consequence system.

9. Recruitment Policy/Role. As the frontliner of HR activities, the recruitment process

along with its regulations would be conducted in a professional manner based on the formalized standards. Such manner would also be adopted for filling in the key (priority) positions in PEPC and MCL.

10. Corporate Culture The Company’s prevailing excellent values should

be reflected in preparing for the foundation of the Company’s strategies particularly in HR, for the purpose of reflecting the Company’s excellent values. The spirits would some be embedded in the Guidelines for the Company’s Manuals and would be continously improved so that they would turn into the Company’s values.

11. Business Conduct The Company is being operated in a framework based on

rules and regulations, directions from the shareholders and also in consideration of the interests of stakeholders. This is the reason why the Company needs a Good Corporate Governance (GCG) framework which is in line with its business characteristics and conditions.

12. Corporate Regulations (PP) Review The regulations concerning the industrial relationship

and job requirements stipulated in the PP would be reviewed and improved to maintain a good industrial relationship in the Company.

13. Empowerment In accordance with PEPC vision to turn the Company into

a role model, the Company should create added value to the empowerment of workers both for seconded workers, non-fixed employment period (PWTT) workers or fixed employment period (PWT) workers through the development programs agreed upon by MCL and PEPC.


Rencana dan Strategi SDM Ke Depan Rencana Human Capital pada tahun 2013 diprioritaskan pada penyelarasan antara proses bisnis dengan organisasi. Sebagai bagian dari usaha untuk menjadi perusahaan migas yang memiliki standar operasional excellence maka PEPC telah melaksanakan re-strukturisasi organisasi.

Perusahaan menyadari bahwa re-strukturisasi organisasi belum memadai untuk dapat mencapai standar operational excellence yang diharapkan. Oleh karena itu PEPC akan merancang model proses bisnis yang ramping, selaras, efektif dan efisien. Proses bisnis ini harus dilengkapi dengan panduan yang jelas mengenai tata cara pelaksanaannya dalam operasional sehari-hari. Setiap posisi yang ada di organisasi PEPC harus memiliki uraian tugas yang jelas agar tidak terjadi tumpang tindih dalam pelaksanaannya.

Pada tahun 2009 telah disahkan suatu Piagam (Charter)Hubungan Korporasi PT Pertamina (Persero) dengan Anak Perusahaan Hulu (APH). Charter ini antara lain mengatur pola interaksi antara entitas bisnis yang melaksanakan aktivitas di sektor hulu. Sebagai anak perusahaan, PEPC memastikan bahwa seluruh proses bisnis dan panduan pelaksanaan proses bisnis yang diterapkan dalam PEPC telah selaras dengan ketentuan yang dimuat di dalam Charter Hubungan Korporasi antara PT Pertamina (Persero) dengan APH tersebut.

Program kerja penyusunan proses bisnis organisasi pada tahun 2013 akan difokuskan pada kegiatan-kegiatan berikut:• Melaksanakan evaluasi terhadap organisasi saat ini

untuk memastikan keselarasan antara Strategi, Visi, Misi dan struktur organisasi dengan proses bisnis yang akan diimplementasikan.

• Melaksanakan evaluasi jabatan kepada setiap jabatan yang ada di struktur organisasi.

• Mengembangkan uraian tugas dan kewenangan untuk setiap jabatan berdasarkan alokasi tugas, kewenangan dan tanggung jawab yang telah ditentukan.

• Melaksanakan pemetaan proses bisnis utama yang perlu untuk dilaksanakan agar dapat mencapai tujuan strategis secara efektif.

• Melaksanakan tinjauan untuk memastikan kepatuhan rekomendasi proses bisnis yang akan dikembangkan terhadap Charter Hubungan Korporasi PT Pertamina (Persero) dengan APH.

• Melaksanakan pemetaan alokasi tugas, kewenangan dan tanggung jawab (Delegation Of Authority) dari masing-masing proses bisnis yang telah dipetakan.

HR Future Plans and Strategies Human Capital plans in 2013 are prioritized on the alignment of business process and organization. As part of its efforts to become an oil and gas company that demonstrates operational excellence standards, PEPC already performed its organizational re-structuring.

The Company realizes that the organizational restructuring is not sufficient to achieve the expected standards of operational excellence. Therefore, PEPC would design a business process model which is streamlined, aligned, effective and efficient. Such business process should be equipped with clear guidelines concerning the implementation procedures in daily operations. Each position in PEPC organization should have a clear job description so as to prevent any overlapping in its implementation.

In 2009 a Charter of Corporate Relationship between PT Pertamina (Persero) and the Upstream Subsidiaries (APH) was signed. The charter among others governs the interaction method among business entities engaged in the upstream activities. As a subsidiary, PEPC ensures that all business processes and guidelines of business processes implementation adopted in PEPC have been aligned with the provisions stipulated in the Charter of Corporate Relationship between PT Pertamina (Persero) and the APH.

The work programs for the preparation of organizational business process in 2013 will be focused on the following activities: • Evaluating the current organization to ensure the

alignment of the strategies, vision, mission and organizational structure and the business process to be implemented.

• Performing the job evaluations for each position in the organizational structure.

• Developing the descriptions of roles and responsibilities for each position based on the assigned duties, given authorities and responsibilities.

• Mapping the main business processes that need to be performed to effectively achieve the strategic goals.

• Performing the review to ensure the compliance of the to-be-developed business process recommendations with the Charter of Corporate Relationship of PT Pertamina (Persero) and APH.

• Mapping the assigned roles, given authorities, and responsibilities (Delegation of Authority) for each business process which is already mapped.




• Melaksanakan pengembangan Prosedur Operasi Standar berupa serangkaian Satuan Tata Kerja (STK) yang akan menjadi panduan dalam melaksanakan proses bisnis yang telah dipetakan.

• Mengembangkan rencana penerapan yang menjelaskan secara rinci setiap langkah dalam menerapkan seluruh rekomendasi.

Profil SDMHingga akhir tahun 2012, jumlah pekerja PT Pertamina EP Cepu (PEPC) tercatat sebanyak 122 orang, meningkat 60,5% dibandingkan tahun 2011 yang berjumlah 76 orang. Profil SDM pada tahun 2012 dan perbandingannya dengan tahun 2011 adalah sebagai berikut:

Komposisi Pekerja Berdasarkan Fungsi KerjaWorkers Based on Work Function

Fungsi Kerja Work Function

Perbantuan Secondment

Pwtt Permanent Pwt Temporary Total

Direksi (Board of Directors) 3 3

Sektretaris Direksi (BOD Secretary) 3 3

Vice President 3 3

Legal 1 2 3

New Venture 1 1

Process & Facilities 0

Internal Audit / Risk 1 1

Planning & Evaluation 2 3 2 7

Banyu Urip Project Control 1 1

Drilling 1 3 4

Gas Marketing 1 2 3

Production 2 4 6

• Developing the Standard Operation Procedures in the form of a series of Work Procedures Units (STK) which will serve as a guideline to perform the business process already mapped.

• Developing the implementation plans which provide detailed explanation for each step in implementing all recommendations.

HR Profile As of the end of 2012, the number of workers in PEPC showed a recordof 122 personnel, increasing by 60.5% compared to 76 personnel in 2011. The profile of HR in 2012 and the comparison to 2011 is as follows:


Fungsi Kerja Work Function

Perbantuan Secondment

Pwtt Permanent Pwt Temporary Total

Geosciences 2 1 3

Human Capital 1 2 4 7

General Services 2 4 2 8

Finance 1 3 4 8

HSSE 1 2 3

Banyu Urip - MCL 17 3 6 26

PMT - JTB 5 1 26 32

TOTAL 122

Catatan: Fungsi kerja pada tahun 2012 berbeda dengan tahun 2011 karena ada perubahan struktur organisasiRemarks: The work functions in 2012 are different from those in 2011 due to change in organizational structure

Komposisi pekerja Berdasarkan Tingkat PendidikanWorkers Based on Education Level

TINGKAT PENDIDIKAN 2012 2011 EDUCATION LEVEL

S3 2 1 Doctorate

S2 22 16 Master Degree

S1 83 47 Bachelor Degree

Diploma III 12 9 Diploma

SLTA 3 3 High School

TOTAL 122 76 TOTAL




Komposisi pekerja Berdasarkan UsiaWorkers Based on Age

KELOMPOK USIA 2012 2011 AGE

< 20 tahun 0 0 < 20 year

21 - 35 tahun 48 23 21 - 35 year

36 - 50 tahun 46 33 36 - 50 year

> 51 tahun 28 20 > 51 year

TOTAL 122 76 TOTAL

Komposisi pekerja Berdasarkan GenderWorkers Based on Gender

GENDER 2012 2011 GENDER

Perempuan 22 10 Female

Laki-laki 100 66 Male

TOTAL 122 76 TOTAL


Teknologi InformasiInformation Technology

Pertamina EP Cepu (PEPC) meyakini bahwa penerapan sistem teknologi informasi (TI) yang optimal mampu mendukung kegiatan operasional Perusahaan dalam menghasilkan kualitas kinerja prima. Untuk itu, Perusahaan berkomitmen melakukan penyempurnaan sistem teknologi informasi dari waktu ke waktu agar dapat menghadapi tantangan di masa depan, serta meningkatkan pelayanan kepada konsumen.

Penerapan teknologi informasi yang handal sangat dibutuhkan dalam melakukan efisiensi di berbagai bidang serta mendukung penerapan manajemen risiko dan tata kelola perusahaan agar Perusahaan mampu mewujudkan visinya yaitu menjadi Role-Model Anak Perusahaan Hulu di Bidang Minyak dan Gas di dalam kegiatan kemitraan dan pembinaan SDM profesional.

Tata kelola Teknologi InformasiDalam mendukung implementasi tata kelola perusahaan di bidang teknologi informasi, Perusahaan melakukan proses penyusunan dokumen-dokumen kebijakan internal yang berhubungan dengan aspek IT Governance. Perangkat kebijakan dan prosedur sistem informasi tersebut akan mendukung efektivitas proses bisnis Perusahaan dan membantu manajemen dalam proses pengambilan keputusan secara transparan, cepat dan akurat.

Pertamina EP Cepu (PEPC) believes that the optimal implementation of information technology (IT) system could support the Company’s operating activities in producing excellent performance quality. Therefore, the Company is committed to improving its information technology from time to time so as to face future challenges as well as to improve the service to its customers.

The implementation of reliable information technology is highly needed in performing efficiency in various sectors and in supporting the implementation of risk management and corporate governance so that the Company could achieve its vision as the Role Model of Upstream Subsidiaries in Oil and Gas in the partnership activities and professional human resources development.

Information Technology Governance In supporting the implementation of IT corporate governance, the Company conducted the process of preparing internal policy documents concerning IT Governance. The information system policies and procedures will support the effectiveness of the Company’s business process and support the management in their decision-making process in a transparent, quick and accurate manner.

25,2%peningkatan investasi TI tahun 2012 dibandingkan tahun 2011

increase in IT investment in 2012 compared with 2011



Saat ini Perusahaan telah memiliki perangkat kebijakan dan prosedur sistem informasi manajemen yang mengacu kepada fungsi Corporate Shared Service (CSS). Semua inisiatif perbaikan akan terus dilakukan agar kualitas layanan teknologi informasi semakin handal serta mampu melindungi Perusahaan dari risiko reputasi dan risiko operasional.

Kegiatan Teknologi Informasi di Tahun 2012 Kegiatan-kegiatan yang berkaitan dengan teknologi informasi sepanjang tahun 2012 adalah sebagai berikut:• Mengelola website Pertamina EP Cepu (www.pertamina-

epcepu.com) dan menyempurnakan tampilan (re-design) agar lebih menarik, membuat CMS (Content Management System) pada backbone website agar memudahkan pengguna dalam melakukan upload/update data di website.

• Mengembangkan infrastruktur TI dengan memindahkan sarana dan prasarana infrastruktur TI di kantor pusat dari lantai 8 ke lantai 6 dalam rangka re-layout ruangan, menambah fasilitas IT seperti telepon, scanner, printer, fax, instalasi WiFi, jaringan data maupun Unit PC.

• Menayangkan program acara Pertamina TV yang diperbaharui setiap dua minggu sekali sehingga seluruh pekerja PEPC selalu mendapat informasi tentang kegiatan-kegiatan PT Pertamina (Persero).

• Mendistribusikan pengumuman, pemberitahuan dan berita-berita internal Perusahaan melalui e-mail broadcast untuk mempercepat dan memperlancar sirkulasi informasi di lingkungan kerja PEPC. Pada tahun 2012 telah dilaksanakan 295 broadcast, sedangkan pada tahun 2011 dilaksanakan 236 broadcast.

• Melakukan backup data storage secara rutin setiap minggu melalui PEPC I-Share. Total data yang di back-up pada tahun 2011 adalah sebesar 146,08 GB dan penambahan tahun 2012 sebesar 3.456,49 GB, sehingga total data yang telah di back-up sampai saat ini adalah sebesar 3.602,57 GB.

• Proses input data dan implementasi aplikasi KPI Online dan data sudah terealisasi ke dalam aplikasi KPI Online pada triwulan ketiga tahun 2012.

• Installasi aplikasi Office Athlete pada laptop/PC pekerja sebagai reminder untuk mencegah cedera dalam penggunaan laptop/PC dalam waktu yang lama.

• Membuat Fasilitas Akses VPN (Virtual Private Network) agar pekerja yang bekerja di luar kantor dapat melakukan akses terhadap jaringan intranet PEPC.

At present the Company maintains policies and procedures of information management which refer to the Corporate Shared Service (CSS). All improvement initiatives will continue to be performed so that the quality of information technology service will become more reliable and be capable of protecting the Company against risks to its reputation and operations.

Information Technology Activities in 2012 The activities conducted related to information technology in 2012 were as follows: • Hosting the website of Pertamina EP Cepu (www.

pertamina-epcepu.com) and improving the display (re-design) so as to make the site more attractive, preparing CMS (Content Management System) in the website backbone so as to facilitate the users in uploading/updating the data in the website.

• Developing IT infrastructure by migrating the IT tools and infrastructure at the head office from the 8th floor to the 6th floor for the purpose of plan rearrangement, adding IT facilities such as telephones, scanners, printers, fax machines, WiFi installation, data network and PC units.

• Airing Pertamina TV programs which are renewed every two weeks so that all PEPC workers can receive information concerning the activities of PT Pertamina (Persero).

• Disseminating the Company’s announcements, notifications and internal news through e-mail broadcasts to accelerate and facilitate the circulation of information within the PEPC working circle. In 2012, there were 295 broadcasts, while in 2011 there were 236 broadcasts made.

• Performing backup data storage in a routine manner on a weekly basis through the PEPC I-Share. The total data being backed up in 2011 reached 146.08 GB and the addition in 2012 reached 3,456.49 GB, so that the total data being backed up to the present is 3,602.57 GB.

• Inputting data and implementing KPI Online application. The data have been embedded in the KPI Online in the third quarter of 2012.

• Installing Office Athlete application in the laptops/PCs of the employees as a reminder to prevent injury after prolonged use of laptop/PC.

• Preparing VPN (Virtual Private Network) Access Facilities so that the employees working outside the office premises can have access to PEPC intranet network.



• Penambahan fasilitas access card pada laptop/PC pekerja guna untuk meningkatkan keamanan terhadap akses data.

• Penambahan fasilitas server FTP (File Transfer Protocol) untuk melakukan transfer data yang berkapasitas lebih dari 20 MB.

Broadcast PEPCBroadcast PEPC

236295

• 2011• 2012

Investasi Teknologi Informasi 2012 Perusahaan mengalokasikan sebagian dari pendapatan Perusahaan untuk investasi teknologi informasi agar kehandalan infrastruktur TI senantiasa terjaga. Investasi di bidang IT mencakup pengembangan aplikasi strategis dan inovatif, pengembangan infrastruktur serta tata kelola teknologi informasi.

• Adding the facilities of access card in the laptops/PCs of employees to improve the security of data access.

• Adding the facilities of FTP (File Transfer Protocol) to perform the transfer of data with a capacity of more than 20 MB.

Investment in Information Technology in 2012The Company allocated a portion of the Company’s revenue for the investment in information technology so as to maintain the reliability of IT infrastructure at all times. The investment made in IT includes the development of strategic and innovative applications, infrastructure development and information technology governance.



Pada tahun 2012, total anggaran untuk mengembangkan teknologi informasi mencapai Rp1.400.398.170 dengan perincian biaya seperti pada tabel berikut:

No Biaya | Cost Jumlah | Total (Rp)

1 Computer Rental 948.998.706,00

2 Internet Expense 173.459.888,73

3 IT System Development 55.646.000,00

4 Telp, Telex, Cable 175.127.223,00

5 IT Maintenance 47.166.352,36

Jumlah | Total 1.400.398.170,09

Penambahan Peralatan ITIT Adding Equipment

• PC• Laptop + Docking• Laptop• Fax

58%

7%

7%

4%

4%

3%

4%

4%

1%

1%

7%

• Projector• Photocopy• Scaner A3• Printer A3

• Ploter• Voice & Video

Conference• Server

Pengembangan SDM Teknologi InformasiAplikasi teknologi informasi yang handal harus didukung oleh kompetensi sumber daya manusia pengelolanya. Oleh karena itu, Perusahaan berkomitmen untuk mengembangkan kompentensi SDM TI dengan memberikan berbagai pelatihan yang relevan. Pelatihan bagi SDM TI terintegrasi dalam program pelatihan dari Divisi Human Capital.

In 2012, the total budget allocated to develop information technology reached an amount of Rp1.400.398.170 with a cost breakdown presented below:

IT Human Resources Development Reliable information technology applications need to be supported by the competence of the human resources managing such applications. The Company is committed to developing the competence of IT human resources by providing relevant trainings. The trainings for IT human resources are integrated with the training programs from Human Capital Division.


Di sisi lain, SDM TI juga mempunyai kewajiban untuk melakukan transfer pengetahuan, dimana SDM TI membagikan pengetahuan dan keahliannya mengenai sistem dan program yang digunakan di internal Perusahaan termasuk sosialisasi teknologi terbaru karena teknologi informasi terus berkembang. Proses transfer keahlian teknologi informasi ini dilakukan dengan berbagai cara, antara lain:

1. Lokakarya Perusahaan menyelenggarakan lokakarya secara berkala yang mengikutsertakan SDM yang mengelola Divisi TI. Lokakarya umumnya membahas tentang proyek teknologi yang sedang berjalan, maupun rencana yang akan dilaksanakan. Lokakarya diadakan minimal satu kali dalam setahun atau dapat dilakukan sesuai dengan kebutuhan masing-masing proyek.

2. Pelatihan untuk Pelatih dan PenggunaPelatihan tentang penerapan aplikasi atau sistem baru selalu dilakukan oleh Divisi TI bagi Divisi lainnya selaku pengguna sistem atau aplikasi program teknologi informasi. Divisi TI juga memberikan pelatihan “Training for Trainer” agar metode penggunaan aplikasi program TI dapat menyebar luas secara cepat dan dapat mendukung kegiatan operasional dengan lebih efektif.

3. Peningkatan Pengetahuan Teknologi InformasiUntuk meningkatkan kemampuan dan keahliannya, SDM TI mendapat program peningkatan kompetensi melalui kursus-kursus, pelatihan, dan seminar seputar teknologi informasi. Perusahaan menugaskan SDM TI untuk mengikuti kursus/pelatihan/seminar di luar Perusahaan disesuaikan dengan kebutuhan Divisi TI dalam mendukung proses bisnis dan operasional Perusahaan.

Pengembangan TI di Masa DepanPerusahaan melakukan penyempurnaan sistem teknologi infomasi dari waktu ke waktu. Divisi TI telah menyusun rencana kerja jangka pendek dan jangka panjang, serta menyusun aplikasi strategis dan inovatif yang siap dikembangkan mulai tahun 2012 sesuai Rencana Kerja Besar TI Tahun 2012-2015.

On the other side, IT human resources are also required to perform the transfer of knowledge, in which the IT human resources share their knowledge and skills concerning the systems and programs being adopted in the Company’s internal affairs including familiarization with the most recent technology due to the ever-advancing information technology. The process of transferring the IT skills is conducted in various manners, such as among others:

1. WorkshopsThe Company periodically provides workshops involving the human resources managing IT Division. The workshops generally discuss the ongoing technology projects or the plans to be implemented. The workshops are held at least once in a year or may be customized in accordance with the needs arising in each project.

2. Trainings for Trainers and Users The trainings for the implementation of new application or systems are always conducted by the IT Division for other divisions as users of the IT system or application. The IT Division also provides “Training for Trainers” program so that the method of using IT applications could be widely disseminated within a short time and could support the Company’s operating activities in a more effective manner.

3. Improvements of IT Knowledge To improve their abilities and skills, the IT human resources are equipped with the competence enhancement programs through IT related courses, trainings and seminars. The Company assigns IT human resources to participate in courses/trainings/seminars outside the Company in accordance with the needs within the IT division to support the Company’s business process and operations.

Future IT Development The Company is improving its information technology system from time to time. The IT division has prepared its short term and long term work programs, and prepared the strategic and innovative applications ready to be developed starting in 2012 in accordance with IT Grand Master Plan Years 2012 – 2015.




Termasuk dalam rencana pengembangan TI tersebut adalah:1) Membangun ruang Mini Data Center sebagai pusat

pengendalian dan pengelolaan sistem teknologi informasi.

2) Studi dan Pembuatan DRC (Disaster Recovery Center).3) Menyediakan sistem voice dan video conference sebagai

media penghubung antara kantor pusat dengan kantor di Bojonegoro dan juga kantor pusat PT Pertamina (Persero).

4) Mengembangkan struktur interkoneksi LAN kantor pusat PEPC.

5) Implementasi Vmware.6) Utilisasi ERP (MySAP). 7) Implementasi Software Hysis.8) Implementasi Software Primavera.9) Mengembangkan aplikasi Electronic Document

Management System (EDMS) dalam bentuk web basis.10) Implementasi Microsoft Lync.11) Mengembangkan Visual Management dalam bentuk TV

Broadcast dan I-share.

The IT development plan includes the following:1) Developing a Mini Data Center room as the center of

control and management of IT system.2) Studying and Preparing of DRC (Disaster Recovery

Center).3) Providing voice and video conference system as the

interconnection media between PEPC head office and Bojonegoro office and also the head office of PT Pertamina (Persero).

4) Developing the LAN interconnection structure at PEPC head office.

5) Implementing Vmware.6) Utilizing ERP (MySAP).7) Implementing of Hysis Software. 8) Implementing Primavera Software.9) Developing the application of web-based Electronic

Document Management System (EDMS). 10) Implementing Microsoft Lync.11) Developing Visual Management in the form of TV

Broadcast and I-share.


Pengendalian MutuQuality Control

Pertamina EP Cepu (PEPC) senantiasa mengutamakan keunggulan mutu di setiap proses operasional agar mencapai hasil yang berkualitas prima dan handal. Untuk mewujudkan hal tersebut, PEPC secara konsisten melaksanakan program-program yang berkaitan dengan pengendalian mutu, baik secara internal maupun mengikuti program yang dirancang dan dilaksanakan oleh PT Pertamina (Persero). Beberapa program yang diadakan pada tahun 2012 adalah:

QUALITY MANAGEMENT FORUM (QMF) 2013 QMF yang diadakan pada tanggal 13 hingga 15 Des 2012 di Bandung membahas Calendar of Event (CoE) Quality Management Pertamina Tahun 2013. PEPC ikut sebagai peserta dalam rangka integrasi terhadap agenda yang disusun oleh tim Quality Management Korporat terhadap program mutu yang akan diterapkan di PEPC pada tahun 2013.

PERTAMINA QUALITY ASSESSMENT (PQA)Kegiatan Pertamina Quality assessment (PQA) merupakan asesmen terhadap 12 unit operasi/unit bisnis dan anak perusahaan Pertamina. Penilaian dalam PQA menggunakan

Pertamina EP Cepu (PEPC) at all times prioritize the quality excellence in all operational processes so as to achieve excellent and reliable quality results. To achieve such goal, PEPC has consistently been conducting the programs pertaining to the quality control, either by conducting internal activities or by following the programs designed and conducted by PT Pertamina (Persero). Several programs conducted in 2012 were as follows:

QUALITY MANAGEMENT FORUM (QMF) 2013 The QMF held from 13 through 15 Dec 2012 in Bandung discussed the Calendar of Events (CoE) of Pertamina Quality Management Year 2013. PEPC attended the event as one of the participants for the purpose of integrating all agenda prepared by the Corporate Quality Management team into the quality program to be implemented in PEPC in 2013.

PERTAMINA QUALITYASSESSMENT (PQA)Pertamina’s Quality Assessment (PCA) activities represent an assessment of 12 operating units/business units and subsidiaries of Pertamina. The assessment in PQA uses Pertamina’s Excellent Work Performance Criteria

0,06%losses penyaluran minyak mentah melalui jaringan pipa dari Banyu Urip – Mudi pada tahun 2012

losses in crude oil distribution through the pipeline from Banyu Urip – Mudi in 2012



Kriteria Kinerja Ekselen Pertamina (KKEP) yang merupakan hasil modifikasi Malcolm Baldrige Criteria for Performance Excellence (MBCfPE) yang disesuaikan dengan bentuk proses bisnis unit operasi/unit bisnis dan anak perusahaan. Dengan menggunakan metode tersebut proses asesmen PQA dapat dilakukan secara optimal dan mampu memberikan rekomendasi yang realistis dalam rangka terciptanya kinerja prima di seluruh proses bisnis.

KKEP telah ditetapkan sebagai acuan pencapaian kinerja prima di seluruh unit operasi/unit bisnis dan anak perusahaan Pertamina melalui Surat Keputusan Direktur Utama PT Pertamina (Persero) No. Kpts-12/C00000/2011-S0 tanggal 18 Pebruari2011. Pelaksanaan PQA menghasilkan skor dan Opportunity for Improvement (OFI) yang merupakan masukan dan harus ditindaklanjuti dalam bentuk Action for Improvement (AFI).

Untuk pertama kalinya PEPC menyusun Dokumen Aplikasi PQA dan telah dinilai oleh tim Examiner Pertamina Korporat pada Bulan Juni 2012. Asesmen PQA PEPC 2012 menunjukkan hasil yang membanggakan dan melebihi target sebagai aplikan baru PQA yaitu memperoleh nilai 403 dari target Nilai 350. Nilai tersebut mendapat kategori “Early Improvement”, yaitu kategori untuk pencapaian nilai dalam rentang 376 - 475 sesuai kriteria penilaian KKEP.

CONTINUOUS IMPROVEMENT PROGRAM (CIP)CIP merupakan kegiatan di lingkungan Pertamina Korporat yang bertujuan meningkatkan keterlibatan pekerja di setiap upaya perbaikan kualitas kerja dan inovasi. Kegiatan CIP dilaksanakan bertahap mulai dari forum presentasi/konvensi tingkat anak perusahaan sampai ke tingkat korporat Pertamina dimana penganugerahannya dilaksanakan pada acara Annual Pertamina Quality (APQ) Awards.

• Forum Presentasi CIP Tingkat Anak Perusahaan (PEPC & PGE)

Pada tahun 2012, konvensi/forum presentasi CIP di tingkat anak perusahaan hulu diselenggarakan bersama antara PEPC dan PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) di Bandung pada tanggal 25 – 17 Semptember 2012.

(KKEP) which derives from a modification of the Malcolm Baldrige Criteria for Performance Excellence (MBCfPE) already adapted to the characteristics of business types of Pertamina’s operating units/business units and subsidiaries. By applying such method, the PQA assessment process could be performed in an optimal manner and could produce realistic recommendations for the purpose of creating excellent performance in all business processes.

KKEP has been established as a reference for achieving excellent performance in all operating units/business units and subsidiaries of Pertamina pursuant to the Decision Letter of the President Director of PT Pertamina (Persero) No.Kpts-12/C00000/2011-S0 dated 18 February 2011. The implementation of PQA would result in the scores and the Opportunity for Improvement (OFI) representing the input given and such OFI should be followed up in the form of Action for Improvement (AFI).

For the very first time PEPC prepared its PQA Application Document and such document was assessed by a Corporate Examiner team of Pertamina in June 2012. The PQA Assessment of PEPC 2012 demonstrated highly-regarded results and exceeded the targets of the new PQA applicants which obtained the score of 403 out of the targeted score of 350. Such score was categorized as “Early Improvement” which is a category of achieving scores within the range of 376 – 475 based on the KKEP assessment criteria.

CONTINUOUS IMPROVEMENT PROGRAM (CIP)CIP represents the activities conducted at Pertamina corporate level which are designed to develop the involvement of employees in each effort made to improve work quality and innovation. CIP activities are conducted in stages starting from the forum of presentation/convention at subsidiary level to corporate level and the award for which is granted in the Annual Pertamina Quality (APQ) Awards.

• Forum of Presentation of CIP at Subsidiary Level (PEPC & PGE)

In 2012, the convention/forum of presentation of CIP at upstream subsidiaries level was jointly held by PEPC and PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) in Bandung on 5 – 17 September 2012.


Dalam forum ini PEPC mempresentasikan tiga risalah yang hasilnya adalah sebagai berikut:1. Proyek Kendali Mutu (PKM) OPTIMA dengan Tema

“Optimalisasi Kegiatan Shut Down Gas Oil Separation Plant (GOSP) di Lapangan Banyu Urip Untuk Menekan Production Losses Dengan Melakukan Analisa Tahapan Kegiatan” mendapatkan Kategori GOLD.

2. Gugus Kendali Mutu (GKM) PAS denganTema “Optimalisasi Sisitem Pengelolaan Data Administrasi Human Capital PEPC“ mendapatkan Kategori SILVER.

3. Suggestion System (SS) AJI dan HASAN dengan Tema “Pembuatan Aplikasi Dashboard KPI Online” mendapatkan kategori SILVER.

• Forum Presentasi CIP Tingkat Direktorat Hulu Dalam forum ini PEPC mempresentasikan dua risalah

yang hasilnya adalah sebagai berikut:1. PKM OPTIMA denganTema “Optimalisasi Kegiatan

Shut Down Gas Oil Separation Plant (GOSP) di Lapangan Banyu Urip Untuk Menekan Production Losses Dengan Melakukan Analisa Tahapan Kegiatan” mendapatkan Kategori SILVER.

2. SS AJI dan HASAN dengan Tema “Pembuatan Aplikasi Dashboard KPI Online” mendapatkan kategori GOLD.

• Forum Presentasi CIP Tingkat Korporat Pertamina

PKM OPTIMA denganTema “Optimalisasi Kegiatan Shut Down Gas Oil Separation Plant (GOSP) di Lapangan Banyu Urip Untuk Menekan Production Losses Dengan Melakukan Analisa Tahapan Kegiatan” mendapatkan Kategori SILVER.

SISTEM MANAJEMEN (SM) DAN SISTEM TATA KERJA (STK)Sistem Manajemen (SM) dan Sistem Tata Kerja (STK) merupakan aktivitas yang dikoordinasikan oleh Fungsi HR & GA untuk penyeragaman kebijakan dan pedoman tata kerja yang berlaku di PEPC, persiapan sertifikasi ISO 14000 dan OHSAS 18000 serta melakukan inventarisasi dan pengelolaan terhadap SOP yang sudah ada serta melakukan revisi/penyempurnaan SOP bila dirasa perlu.

In this forum PEPC presented three summaries as follows: 1. Quality Control Project (PKM) of OPTIMA under

the theme of “Optimization of Shut Down Activities of Gas Oil Separation Plant (GOSP) at Banyu Urip Field to Minimize Production Losses by Performing Analysis of Stage of Activities” was awarded the GOLD category.

2. Quality Control Unit (GKM) of PAS under the theme of “Optimization of PEPC Human Capital Administration Data Management” was awarded the SILVER category.

3. Suggestion System (SS) of AJI and HASAN under the theme of “Creation of Module of KPI Online Dashboard” was awarded the SILVER category.

• Forum of Presentation of CIP at Upstream Directorate Level

In this forum PEPC presented two summaries as follows: 1. PKM OPTIMA under the theme of “Optimization

of Shut Down Activities of Gas Oil Separation Plant (GOSP) at Banyu Urip Field to Minimize Production Losses by Performing Analysis of Stage of Activities” was awarded the SILVER category.

2. SS AJI and HASAN under the theme of “Creation of Module of KPI Online Dashboard” was awarded the GOLD category.

• Forum of Presentation of CIP at Pertamina Corporate Level

PKM OPTIMA under the theme of “Optimization of Shut Down Activities of Gas Oil Separation Plant (GOSP) at Banyu Urip Field to Minimize Production Losses by Performing Analysis of Stage of Activities” was awarded the SILVER category.

MANAGEMENT SYSTEM (SM) AND WORK SYSTEM (STK)The Management System (SM) and the Work System (STK) represent the activities coordinated by HR & GA departments so as to achieve consistency and to provide work guidance at PEPC, to prepare the certification of ISO 14000 and OHSAS 18000 and to perform the re-inventory and management of SOP already made available and to perform the revision/improvements of SOP if deemed necessary.

Pengendalian MutuQuality Control



KNOWLEDGE MANAGEMENT PERTAMINA (KOMET) DAN KMS HULUKnowledge Management Pertamina (KOMET) adalah program berbagi pengetahuan yang bertujuan mengelola aset pengetahuan berdasarkan ide inovasi yang telah diimplementasikan untuk menumbuhkan budaya berbagi pengetahuan.

PEPC melaksanakan berbagai program KOMET untuk meningkatkan budaya berbagi pengetahuan baik melalui kegiatan tatap muka (off line) maupun memanfaatkan teknologi informasi (on line). Untuk mendukung keberhasilan program tersebut, Perusahaan menetapkan kegiatan ini sebagai salah satu unsur peniaian KPI level Manajer ke atas. Hal ini mendorong keterlibatan semua pekerja untuk berperan dalam peningkatan budaya berbagi pengetahuan. Sesi PEPC Sharing Knowledge #1 sampai #11 telah dilaksanakan sebulan sekali sepanjang tahun 2012 dalam acara bertajuk Lunch & Learn.

KNOWLEDGE MANAGEMENT PERTAMINA (KOMET) AND KMS HULUKnowledge Management Pertamina (KOMET) is a knowledge sharing program designed to manage the Company’s knowledge assets based on the innovative ideas already implemented for the purpose of developing the knowledge sharing culture.

PEPC is conducting various KOMET programs to improve the knowledge sharing culture either by meeting in persons (offline activities) or by using information technology (online activities). To support the success of such program, the Company resolved that such activity would serve as one of the criteria for KPIs applicable for the level of Managers up. Such condition has encouraged the involvement of all employees to play a role in developing the knowledge sharing culture. The sessions held for PEPC Sharing Knowledge #1 to #11 were conducted on a monthly basis in 2012 in an event called Lunch & Learn.


PengamananSecurity

PENGAMANAN EXTERNALSektor energi dan sumber daya mineral (ESDM) memiliki peran penting dalam kehidupan sosial, ekonomi, lingkun-gan bahkan politik. Mengingat pentingnya pengelolaan dan pengusahaan sektor ESDM maka Pemerintah menetapkan sebagian besar proyek di lingkungan sektor ESDM sebagai Obyek Vital Nasional (Obvitnas).

Pengamanan Obvitnas mutlak dilakukan terutama untuk menjaga kelangsungan pertumbuhan ekonomi dan pem-bangunan nasional serta keamanan investasi di Indonesia. Gangguan keamanan pada salah satu lokasi Obvitnas di sektor ESDM akan berdampak luas dan berisiko bagi kestabi-lan pasokan energi nasional.

Pengelola Obvitnas sektor ESDM bertanggung jawab atas pengamanan internal masing-masing, dengan mengacu pada Surat Keputusan Kapolri Nomor: Skep/738/X/2005 tanggal 13 Oktober 2005 Tentang Pedoman Sistem Pengamanan Objek Vital Nasional yang merupakan petunjuk pelaksanan dari Keputusan Presiden Nomor: 63/2004 tentang Penga-manan Obyek Vital Nasional yang telah ditindaklanjuti dengan Memorandum of Understanding (MoU) antara Ke-polisian dengan BPMIGAS dan para Kontraktor Kontrak Ker-jasama (KKKS)

EXTERNAL SECURITY The sector of energy and mineral resources (ESDM) plays an important role in the social, economy, environmental, and even political framework. By considering the importance of managing and operating the ESDM sector, the government established that most of the projects in the ESDM sector should be categorized as National Vital Object (Obvitnas).

Securing the Obvitnas represents an absolute necessity, particularly for the purpose of maintaining the sustainable growth of the national economy and development and the security of investments in Indonesia. Any threat to the security of one of the Obvitnas locations in ESDM sector would create a wide impact and pose a risk for the stability of national energy supply.

The party managing such Obvitnas in the ESDM sector is responsible for the internal security in each area, pursuant to the Decision Letter of the Chief of the National Police of Republic Indonesia No. Skep/738/X/2005 dated 13 October 2005 on the Guideline for the Security System of National Vital Objects which serves as the implementing directive of the Presidential Decree No. 63/2004 on Securing National Vital Objects, which had already been followed-up by a Memorandum of Understanding (MoU) between the National Police and BPMIGAS and the Contractors of Production Sharing Contracts.



Blok Cepu sebagai fasilitas kegiatan hulu migas telah ditetap-kan sebagai salah satu dari 241 fasilitas migas yang termasuk Obvitnas melalui Keputusan Menteri ESDM No. 3407 K/07/MEM/2012 tanggal 21 Desember 2012 tentang Penetapan Obyek Vital Nasional di Sektor Energi dan Sumber Daya Min-eral.

Dengan payung hukum tersebut di atas, Kepolisian Daerah Jawa Timur (Polda Jatim) telah melakukan langkah-langkah pengamanan Blok Cepu sebagai Obvitnas berkoordinasi den-gan Operator Blok Cepu, tokoh masyarakat dan pemerintah daerah. Pengamanan ini meliputi pengamanan kegiatan pemboran, aset fisik, perkantoran, area lapangan eksplorasi dan produksi migas serta jalur pipa distribusi Bojonegoro-Tuban.

Titik pengamanan sebanyak tujuh pos telah ditentukan. Tu-juh pos tersebut meliputi Pos Utama yang berada di Perkan-toran MCL di Desa Sudu Kecamatan Kalitidu Bojonegoro, dua Pos Kontainer yang mengawal kegiatan pemboran dilokasi hutan, serta empat Pos Tetap di jalur lalu lintas dan jalur yang dilalui kendaraan berat proyek. Pengamanan Obvitnas Blok Cepu dimulai pada tanggal 1 Agustus 2012 dengan kekuatan 80 anggota Pam Obvit yang berasal dari Satuan Brigade Mo-bil, Intelkam, Propam, Polres Bojonegoro dan Polres Tuban.

Tugas pengamanan juga mencakup tindakan preventif yaitu kegiatan sosialisasi terpadu yang melibatkan unsur organ-isasi massa (ormas), tokoh pemuda, tokoh masyarakat, PEPC dan Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) kepada masyarakat yang berada di wilayah terdampak proyek migas. Hal ini di-lakukan untuk mengantisipasi adanya aspek kerawanan yang timbul dari masyarakat yang merasa dirugikan akibat kurang-nya pemahaman seperti unjuk rasa, pemblokiran jalan, pen-curian dan sebagainya.

PENGAMANAN INTERNAL Pengamanan internal PEPC mencakup pengawasan, peman-tauan dan pengamanan seluruh pekerja di lingkungan pe-rusahaan termasuk pengamanan Direksi dan pemantauan akses keluar-masuk menggunakan CCTV. Penggunaan CCTV juga bertujuan untuk mengetahui dan memantau aktivitas pekerja dan tamu di lingkungan Perusahaan. Selama peri-ode Januari hingga Desember 2012 telah dilakukan kegiatan pengamanan sesuai prosedur dengan status keadaan aman dan terkendali.

Untuk meningkatkan kepedulian pekerja agar lebih was-pada terhadap properti pribadi dan aset perusahaan, PEPC melaksanakan Management Protection of Information (MPI) berupa kegiatan kontrol rutin yang difokuskan pada sembilan jenis pemantauan baik di dalam maupun di luar lingkungan kerja. Dari hasil pelaksanaan MPI periode Januari sampai Desember 2012, hanya ditemukan temuan minor karena ketidakwaspadaan pekerja terhadap barang-barang pribadi selama bekerja di lingkungan kantor PEPC.

The Cepu Block, which constitutes a facility for upstream oil and gas activities, is designated as one of the 241 oil and gas facilities categorized under Obvitnas pursuant to the Decision Letter of ESDM Ministry dated 3407 K/07/MEM/2012 dated 21 December 2012 on the Determination of National Vital Objects in the Energy and Mineral Resources Sector.

By virtue of such regulations, the Regional Police Department of East Java (Polda Jatim) took measures to secure the Cepu Block as Obvitnas in coordination with the Cepu Block Operator, public figures and the regional government. The security measures undertaken included the securing of the drilling activities, the physical assets, office areas, the oil and gas exploration and production field areas and the Bojonegoro to Tuban distribution pipeline.

Security points at seven posts have been designated as such. The seven posts include the Main Post at MCL Office Area in Sudu Village, Kalitidu Sub-district, Bojonegoro and the Container Post which guards the drilling activities in forestry areas, and four Permanent Posts in the traffic route and the routes regularly passed by the project’s heavy vehicles. The security of Cepu Block Obvitnas started on 1 August 2012 with the force of 80 Obvit security members drawn from the Mobile Brigade Unit, Intelkam (Intelligence and Security Unit), Propam (Professional and Security Division), the Bojonegoro Regional Police, and the Tuban Regional Police.

The security tasks also cover preventive actions which are the integrated outreach activities involving mass organizations, youth leaders, public figures, PEPC and Cooperation Contract Contractors.. The outreach was extended to people residing in the areas being impacted by oil and gas projects. Such outreach was provided to anticipate any unrest amongst people feeling victimized due to lack of understanding such as demonstrations, roadblocks, theft, and others.

INTERNAL SECURITYPEPC internal security includes the supervision, monitoring and guarding of all employees within the Company’s premises including the escort of Directors and the monitoring of entrances and exits by using CCTV. The use of CCTV is also designed to identify and monitor the activities of employees and guests in the Company’s premises. During January to December 2012, security actions have been performed in accordance with the established procedures, bearing the status of secure and under control.

To enhance the awareness of employees to be more attentive towards their personal property and the Company’s assets as well, PEPC conducted Management Protection of Information (MPI) which is a routine control activity being focused on nine types of monitoring both inside and outside the working environment. Based on the implementation of MPI in the period of January to December 2012, the Company only noted minor findings due to the inattentiveness of employees towards personal property during work in the PEPC office premises.


LegalLegal

Kegiatan Fungsi Legal sepanjang tahun 2012 meliputi persiapan berbagai dokumen hukum dan korporasi, memberikan pendapat hukum, menyusun konsep dan negosiasi perjanjian serta aktivitas lainnya yang mendukung operasional Perusahaan, yaitu untuk Proyek Banyu Urip, Pengawasan Penyaluran minyak melalui Pipa Geolink dari Banyu Urip ke Mudi, Penyesuaian Bagi Hasil Migas, Proyek Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru, serta Relinquishment dan Proyek Pengembangan Alas Dara dan Kemuning.

1. Proyek Banyu UripPembebasan lahan Perhutani dan Tanah Kawasan Hutan dan Tanah Djawatan Kehutanan (DK) milik Perhutani (ROW EPC 2).

2. Pengawasan Penyaluran Minyak Banyu Urip Melalui Pipa Geolink A. Melaksanakan pembahasan proses Pengalihan

Perijinan Penanaman Pipa Minyak Mentah yang melintasi Jalan KA dari PEPC menjadi untuk GLN.

B. Melaksanakan pembahasan proses Pengalihan Perjanjian Optimalisasi Aset Bekas Jalan Lori untuk Pemasangan Jalur Pipa Minyak Mentah yang sebelumnya antara Perhutani dengan PEPC menjadi dengan GLN sebagai pihak yang membangun, mengoperasikan serta memiliki pipa penyalur minyak mentah.

The activities of the Legal Function during 2012 included preparing various legal and corporate documents, providing legal opinions, preparing the drafts and negotiation of agreements and other activities to support the Company’s operations, which were the Banyu Urip Project, the Monitoring of Oil Distribution through the Geolink Pipe from Banyu Urip to Mudi, Adjustment of Oil and Gas Revenue Sharing, the Unitization Project of Jambaran – Tiung Biru Fields, and the Relinquishment and Development Project of Alas Dara and Kemuning.

1. The Banyu Urip ProjectAcquisition of Perhutani area and Forestry Area and Tanah Djawatan Kehutanan (DK) owned by Perhutani (EPC2 ROW).

2. Monitoring of Banyu Urip Oil Distribution through Geolink Pipe A. Discussing the process of Transfer of License for

Installation of Crude Oil Pipe crossing over the railway track from PEPC to GLN.

B. Discussing the process of Transfer of Agreement of Optimization of Assets formerly Lorry Road for the Installation of Crude Oil Pipeline previously entered into between Perhutani and PEPC to be transferred to GLN as the party which constructs, operates and owns the crude oil distribution pipe.



C. Mempersiapkan dokumen penjaminan tanggung jawab hukum dari GLN kepada PEPC terkait perijinan untuk pembangunan dan pengoperasian pipa minyak mentah Banyu Urip - Mudi.

3. Proyek Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung BiruA. Proyek Unitisasi

A. Presentasi dokumentasi legal serta pembahasan mengenai unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru berdasarkan pasal 41 dan 42 PP No.35/2004 di hadapan Dewan Komisaris PT Pertamina EP Cepu (PEPC), Direktorat Hulu PT Pertamina (Persero), SKKMIGAS dan Ditjen MIGAS.

B. Pembahasan intensif dengan pihak-pihak terkait (internal PEPC, PT Pertamina EP (PEP) dan konsultan hukum) maupun dengan Mobil Cepu Limited (MCL) dan BUMD mengenai:• Konsep Unitization Agreement (UA).• Konsep Unit Operating Agreement (UOA).• Konsep Cepu Gas Marketing Agreement

(CGMA).• Operatorship Transfer and Transition Plan

(OTTP).• Konsep exhibit G dari UOA yaitu Integrated

Development Jambaran - Tiung Biru dengan Cendana.

• Konsep exhibit J dari UOA yaitu Marketing Agreement antara PEPC dengan PEP.

• Organisasi Project Management Team (PMT) Jambaran - Tiung Biru.

• Plan of Development (POD) Lapangan Jambaran - Tiung Biru.

• Feasibility Study Proyek Unitisasi Jambaran - Tiung Biru.

C. Penyusunan dan pengkajian terhadap:• Executive Summary POD Proyek Terpadu

Lapangan Unitisasi Jambaran - Tiung Biru dengan Lapangan Cendana.

• Joint Letter Revisi POD Proyek Terpadu Lapangan Unitisasi Jambaran - Tiung Biru dengan Lapangan Cendana yang disampaikan kepada SKKMIGAS.

• Konsep Nota Kesepahaman antara MCL dengan PEP mengenai Pengajuan WP&B dan AFE 2013 Lapangan Unitisasi Jambaran - Tiung Biru oleh MCL sementara belum ada persetujuan unitisasi dari Menteri ESDM.

C. Preparing the documents of legal accountability from GLN to PEPC related to the license to build and operate Banyu Urip – Mudi crude oil pipeline.

3. Unitization Project of Jambaran-Tiung Biru FieldA. Unitization Project

A. Presentation of legal documentation and discussion of the unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields based on Articles 41 and 42 of the Government Regulation No. 35/2004 before the Board of Commissioners of PT Pertamina EP Cepu (PEPC), the Upstream Directorate of PT Pertamina (Persero), SKKMIGAS and the Directorate-General of Oil and Gas.

B. Intensive discussions with related parties [internal PEPC, PT Pertamina EP (PEP) and legal consultants] and with Mobil Cepu Limited (MCL) and BUMD concerning the following:• The draft Unitization Agreement (UA).• The draft Unit Operating Agreement (UOA).• The draft Cepu Gas Marketing Agreement

(GGMA).• Operatorship Transfer and Transition Plan

(OTTP).• The draft exhibit G of the UOA, namely the

Integrated Development of Jambaran – Tiung Biru and Cendana.

• The draft exhibit J of UOA, namely the Marketing Agreement between PEPC and PEP.

• Organization of the Jambaran – Tiung Biru Project Management Team (PMT)

• The Plan of Development (POD) of Jambaran – Tiung Biru Fields.

• Feasibility Study of the Unitization Project of Jambaran – Tiung Biru.

C. Preparation and review of:• The executive summary of POD of the

Integrated Project of the Unitized Jambaran – Tiung Biru Fields with the Cendana Field.

• Joint Letter of Revision of POD of the Integrated Project of Unitized Jambaran – Tiung Biru Fields with the Cendana Field submitted to SKKMIGAS.

• The draft Memorandum of Understanding between MCL and PEP regarding the Proposal of WP&B and AFE 2013 on the Unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields by MCL pending approval from the Ministry of ESDM.


• Joint letter untuk SKKMIGAS mengenai strategi procurement.

• Joint Letter Unitisasi untuk Approval Menteri ESDM.

D. Mempersiapkan kelengkapan dokumentasi legal dan pelaksanakan Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPSLB) mengenai persetujuan pelaksanaan proyek Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru dan penandatanganan Unitization Agreement dan Unit Operating Agreement

E. Diskusi struktur organisasi PEPC sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru dengan Divisi Sumber Daya Manusia SKKMIGAS dan Divisi Hukum SKKMIGAS.

F. Rapat dengan SKKMIGAS dan MCL membahas RPTK/A untuk Sub-surface dan Drilling yang akan dilakukan oleh MCL di dalam Proyek Unitisasi.

G. Diskusi struktur organisasi PEPC sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru dengan Divisi Sumber Daya Manusia SKKMIGAS dan Divisi Hukum SKKMIGAS.

H. Melakukan rapat dengan SKKMIGAS bersama PEP mengenai permohonan persetujuan Menteri ESDM mengenai Unitisasi Jambaran - Tiung Biru dan menentukan PEPC sebagai Operator Unitisasi Jambaran - Tiung Biru.

B. Gasa. Pembahasan Extension of Memorandum of

Agreement (MoA)/Confidentiality Agreement (CA) atas PLN, Petro Kimia Gresik (PKG) dan Pertagas bersama dengan Fungsi Gas Marketing PEPC.

b. Review Term of Reference-Heads of Agreement (HoA) for Gas Sales Agreement (GSA).

C. Procurementa. Penyusunan dan pengkajian dokumen Pre-

Qualification untuk kontraktor-kontraktor dalam Proyek Unitisasi.

b. Penyusunan dan pengkajian Perjanjian Payung sebagai Standar Kontrak Procurement PEPC yang mengacu kepada Pedoman Tata Kerja 007 Revisi-II/PTK/I/2011 BPMIGAS.

• Joint Letter for SKKMIGAS concerning the procurement strategy.

• Joint Letter of Unitization for ESDM Ministry Approval.

D. Preparation for the completeness of legal documentation and implementation of Extraordinary Shareholders Meeting (RUPSLB) concerning the approval of implementation of the Unitization Project of Jambaran – Tiung Biru Fields and signing the Unitization Agreement and Unit Operating Agreement.

E. Discussion of the organizational structure of PEPC as the Operator of Unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields with the Human Resources Development Division of SKKMIGAS and with the Legal Division of SKKMIGAS.

F. Meeting with SKKMIGAS and MCL discussing RPTK/A for Sub-surface and Drilling to be conducted by MCL in the Unitization Project.

G. Discussion of the organizational structure of PEPC as the Operator of the Unitization of Jambaran – Tiung Biru Fields with the Human Resources Division of SKKMIGAS and with the Legal Division of SKKMIGAS.

H. Meeting with SKKMIGAS together with EP concerning the request for approval from the ESDM Ministry concerning the Unitization of Jambaran – Tiung Biru and determining PEPC as the Operator of Jambaran – Tiung Biru Unitization.

B. Gasa. Discussion on the Extension of Memorandung

of Agreement (MoA)/Confidentiality Agreement (CA) of PLN, Petro Kimia Gresik (PKG) and Pertagas with the PEPC Gas Marketing Division.

b. Review of the Terms of Reference – Heads of Agreement (HoA) for the Gas Sales Agreement (GSA).

C. Procurementa. Preparation and review of documents of Pre-

Qualification for contractors in the Unitization Project.

b. Preparation and review of Master Agreement as PEPC Procurement Contract Standard referring to the BPMIGAS Operations Guideline No. 007 Revised - II/PTK/I/2011.

LegalLegal



c. Penyusunan dan pengkajian kerjasama dengan Upstream Technology Center (UTC) dan Pusat Rekayasa Engineering (Pusrek) untuk Paket Studi-Studi Dan Jasa Konsultasi Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi Jambaran - Tiung Biru Terintegrasi.

d. Penyusunan dan pengkajian kerjasama pengadaan HYSYS Akses token aspentech engineering.

e. Perencanaan kerjasama dengan Exxon Mobil Research and Engineering (EMRE) dan SHELL seperti:• Penyusunan dan pengkajian Non-Disclosure

Agreement antara PEPC dengan SHELL dalam rangka memperoleh informasi dari SHELL mengenai Gas Processing Facilities.

• Penyusunan dan pengkajian terhadap License, Engineering Services, Gurantee Agreement antara PEPC dengan EMREmengenai FLEXORB Process.

• Mereview License Agreement, Engineering Agreement serta Performace Guarantee Agreement antara PEPC masing-masing dengan SHELL dan/atau EMRE serta membahas ketiga perjanjian tersebut masing–masing dengan Fungsi terkait, SHELL dan EMRE.

4. Penyesuaian Bagi Hasil MIGAS A. Pembahasan penyesuaian Bagi Hasil Migas PEPC

di Blok Cepu dengan Divisi Hukum dan Keuangan SKKMIGAS serta PT Pertamina (Persero).

B. Melakukan pembahasan Penyesuaian Bagi Hasil Migas PEPC di Blok Cepu dengan Ditjen Migas dan Kementerian ESDM.

5. Relinquishment dan Proyek Pengembangan Lapangan Alas Dara dan Kemuning (ADK) A. Penyusunan dan pengkajian hukum mengenai dasar

hukum relinquishment dan pengelolaan lapangan ADK oleh anak perusahaan PT Pertamina ( Persero).

B. Diskusi dengan bagian Hukum Ditjen Migas, Hukum SKKMIGAS, Legal Counsel PT Pertamina (Persero) untuk melakukan kajian mengenai relinquishment dan pengembangan Lapangan ADK.

C. Menyiapkan dokumen untuk pelaksanaan RUPS mengenai relinquishment dan pengembangan Lapangan ADK.

c. Preparation and review of cooperation with Upstream Technology Center (UTC) and Engineering Center (Pusrek) for Study Packages and Consultation Service for the Integrated Gas Development Project of the Unitized Jambaran – Tiung Biru Fields.

d. Preparation and review of the procurement cooperation of HYSYS Access token aspentech engineering.

e. Preparation of cooperation with Exxon Mobil Research and Engineering (EMRE) and SHELL such as:• Preparation and review of the Non-Disclosure

Agreement between PEPC and SHELL for the purpose of obtaining information from SHELL concerning Gas Processing Facilities.

• Preparation and review of License, Engineering Services, Guarantee Agreement between PEPC and EMRE concerning the FLEXORB process.

• Review of License Agreement, Engineering Agreement and Performance Guarantee Agreement between PEPC and SHELL and/or EMRE and discussion of each of the three agreements, respectively, with each related function, SHELL and EMRE.

4. Adjustment to Oil and Gas Revenue Sharing A. Discussion of adjustment of PEPC Revenue Sharing

at Cepu Block with the Legal Department and the Finance Department of SKKMIGAS and PT Pertamina (Persero).

B. Discussion of Adjustment of PEPC Revenue Sharing at Cepu Block with the Directorate-General of Oil and Gas and the ESDM Ministry.

5. Relinquishment and Development Project of Alas Dara and Kemuning (ADK) Field A. Preparation and legal review pertaining to the legal

basis for the relinquishment and management of ADK field by a subsidiary of PT Pertamina (Persero).

B. Discussion with the Legal Department of the Directorate-General of Oil and Gas, the Legal Department of SKKMIGAS, the Legal Counsel of PT Pertamina (Persero) to perform an analysis concerning the relinquishment and development of the ADK Field.

C. Preparation of documents for the conduct of General Shareholders Meeting concerning the relinquishment and development of ADK Field.


Prospek Usaha dan Strategi PerusahaanBusiness Prospect and Corporate Strategies

Sejalan dengan tugas yang dibebankan oleh PT Pertamina (Persero), PT Pertamina EP Cepu (PEPC) terus berupaya mengoptimalkan pengelolaan potensi migas di Blok Cepu baik melalui peran sebagai partner/co-venture non operator Blok Cepu, sebagai pelaksana pengawasan penyaluran minyak mentah produksi EPF Banyu Urip dan sebagai Operator Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru.

Strategi bisnis Perusahaan ke depan adalah menjadikan PEPC tumbuh secara berkelanjutan dengan mengoptimalkan pemanfaatan potensi yang dimiliki Blok Cepu baik berupa cadangan (reserves) maupun sumber daya (resources) yang berbeda-beda pada setiap lapangannya. Secara keseluruhan, potensi Blok Cepu merupakan prospek usaha yang sangat menguntungkan bila dikelola secara sinergis. Untuk itu PEPC secara bertahap terus melakukan upaya-upaya terpadu untuk pengembangannya.

Pengembangan Lapangan Minyak Banyu UripLapangan Banyu Urip merupakan lapangan dengan cadangan minyak terbesar di Blok Cepu yang telah ditemukan saat ini. Lapangan Banyu Urip merupakan Lapangan Banyu Urip merupakan lapangan dengan cadangan minyak terbesar di Blok Cepu yang telah ditemukan saat ini. lapangan pertama di Blok Cepu yang akan dikembangkan sampai ke tahap produksi. Berdasarkan POD yang telah disetujui, lapangan ini diperkirakan akan mencapai puncak produksi sebesar 165 ribu BOPD.

In conjunction with the duties mandated by PT Pertamina (Persero), PT Pertamina EP Cepu (PEPC) continues making efforts to optimize the management of oil and gas potentials in Cepu Block through its role as partner/co-venture, non-operator of Cepu Block, as the operator for monitoring the crude oil produced by EPF Banyu Urip and as the operator of the unitization of Jambaran – Tiung Biru Field.

The Company’s future business strategies are achieving PEPC’s sustainable growth by optimizing the use of potentials in Cepu Block both by exploiting different reserves and utilizing the resources in each field. In total, the Cepu Block potentials represent a very profitable business prospect if managed synergistically. Accordingly, PEPC is gradually continuing to perform integrated efforts for development.

Banyu Urip Oil Field DevelopmentBanyu Urip Field is a field with the highest oil reserves in the Cepu Block that has been found at this time. Banyu Urip is the first field being developed up to the production stage. Based on the approved POD, the field is projected to reach the peak of its production at 165 thousand BOPD.

165perkiraan puncak produksi Lapangan Banyu Urip

projected peak production of Banyu Urip Field

MBOPD



Sesuai dengan POD, Produksi akan menggunakan Fasilitas produksi berkapasitas 185 ribu BOPD dengan fasilitas penunjang seperti water retention basin sebagai sumber air untuk injeksi sumur saat musim kering, dormitory, dan lain-lain. Minyak hasil produksi akan disalurkan melalui pipa onshore dan offshore sepanjang 95 km menuju FSO yang ditambatkan pada Mooring Tower. FSO berkapasitas 1,7 Juta barel akan berfungsi sebagai lifting point atau titik penjualan.

Semua fasilitas tersebut dikemas dalam beberapa proyek yang disebut Proyek EPC 1 sampai 5 dimana saat ini telah menyelesaikan proses lelang dan telah memasuki tahap konstruksi. Penyelesaian Proyek EPC 1 sampai 5 ditargetkan selesai pada tahun 2014.

Pengembangan Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru dan CendanaUntuk menjaga kesinambungan dan mempertahankan tingkat produksi di Blok Cepu maka Perusahaan mempersiapkan Lapangan Jambaran - Tiung Biru dan Cendana untuk dikembangkan potensi gas nya sehingga bisa menopang angka produksi sebelum angka produksi Banyu Urip menurun. Berdasarkan POD yang telah diusulkan, lapangan ini diperkirakan akan mencapai puncak produksi raw gas sebesar 315 mmscfd selama lebih dari 15 tahun.

Pengembangan Jambaran – Tiung Biru dan Cendana merupakan fondasi dari Proyek Gas Cepu yang disinergikan dengan proyek pengembangan Lapangan Banyu Urip. Proyek Gas Cepu akan membuka peluang untuk komersialisasi gas lainnya di Blok Cepu di masa mendatang baik melalui ullage (tergantung pada pemanfaatan kapasitas) atau ekspansi (tergantung pada potensi sumber daya, rencana pemasaran dan juga pilihan pengelolaan lahan dan CO2). Dengan infrastruktur yang telah dimiliki dan yang akan terus dikembangkan, PEPC memiliki peluang usaha yang baik untuk mencapai tujuan Perusahaan.

Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas lainnya di Blok CepuWilayah Kerja Blok Cepu meliputi dua kabupaten, yaitu Kabupaten Blora dan Bojonegoro. Sebagian besar struktur migas yang berkembang masuk ke wilayah Kabupaten Bojonegoro dan beberapa struktur berkembang di wilayah Kabupaten Blora.

Struktur yang berkembang di Kabupaten Blora meliputi Struktur Alas Dara, Kemuning dan Giyanti. Struktur Alas Dara dan Kemuning ditemukan pada tahun 1992 melalui pemboran tujuh sumur (eksplorasi dan deliniasi). Kedua struktur tersebut diketahui memiliki recoverable resoures minyak 12,5 MMBO dan gas 25 BSCF.

Struktur Giyanti terletak di bagian utara Blok Cepu berjarak sekitar 10 km dari Lapangan Cendana. Hasil kajian data seismik 2D tahun 2009, diperkirakan prospek Sumur Giyanti-1 mengandung gas sekitar 235 BSCFG dan perkiraan recoverable

Based on the POD, Production process will use the production facilities with a capacity of 185 thousand BOPD including supporting facilities such as water retention basin as a source of water for injection well during the dry season, dormitory, etc. Oil production will be distributed through onshore and offshore pipeline along 95 km towards the FSO which will be moored at Mooring Tower. FSO with the capacity of 1.7 million barrels would be a lifting point or the point of sale.

Those facilities are packed in several EPC projects called EPC 1 to 5 currently has completed the tender process and entered the construction phase. EPC 1-5 Projects are targeted for completion in 2014.

Development of Jambaran – Tiung Biru Gas Field and CendanaTo maintain the sustainability and to manage the production level at Cepu Block, the Company is preparing to develop the gas potentials of Jambaran – Tiung Biru Fields and Cendana so that they could support the production figures prior to the decreasing stage of Banyu Urip production. Based on the POD already being proposed, the field would achieve its peak raw gas production at 315 mmscfd for more than 15 years.

The development of the Jambaran – Tiung Biru and Cendana serves as the foundation of Cepu Gas Project being synergized with the Banyu Urip Fied Development Project. Cepu Gas Project would open up the opportunities for the commercialization of other gas in the Cepu Block in the future through the quantity of ullage (subject to the capacity utilization) or the expansion level (subject to the potential resources, marketing plan and also the alternatives of area usage and CO2). By having the readily-available infrastructure which will continue to be developed, PEPC will seize good business opportunities to achieve Company’s goals.

Development of Other Oil and Gas Field in Cepu BlockThe working areas of Cepu Block cover two regencies, which are Blora and Bojonegoro. Most of the developing oil and gas structures are located within the Bojonegoro area and several developing structures are under the Blora Regency.

The developing structure in Blora Regency covers the Structures of Alas Dara, Kemuning and Giyanti. The structures of Alas Dara and Kemuning were found in 1992 through the drilling of seven wells (exploration and delineation). Both structures have been identified to contain oil recoverable resources of 12.5 MMBO and gas reserves of 25 BSCF.

Giyanti structure is located in the northern part of Cepu Block approximately 10 km from Cendana Field. The results of 2D seismic data analysis in 2009 projected that Giyanti-1 Well contains approximately 235 BSCFG and the estimated recoverable reserve is 42 MMBOE, with a relatively high success


reserve 42 MMBOE, serta memiliki peluang keberhasilan cukup besar (GCF 44%). Sampai saat ini ExxonMobil/MCL belum melakukan kegiatan pemboran Giyanti-1.

Lapangan Gas Balun di Kabupaten Bojonegoro ditemukan pada tahun 1925 oleh BpM (Belanda). Sebanyak 88 sumur dibor pada tahun 1933-1939 dan terhenti karena Perang Dunia ll. Sejak tahun 1967 area tersebut dikelola oleh Pusdik Migas (Lemigas) dan telah dilakukan lima pemboran pada tahun 1968-1972 (PM#1, #2, #3, #4 dan #5). Sumur PM-2 merupakan sumur terakhir yang diproduksikan sampai tahun 2000 menghasilkan sekitar 0.1 MMSCF. Pengelolaan area tersebut kemudian beralih ke MCL dan pada akhir tahun 2010 produksi dihentikan karena ada kebocoran di kepala sumur di PM-2. Sampai saat ini PM-2 tidak diperbaiki olah MCL.

Beberapa temuan pemboran eksplorasi yang sudah dilakukan di Blok Cepu merupakan lapangan-lapangan yang perlu dikembangkan secara terintegrasi sehingga cukup ekonomis untuk dikembangkan. Selain Lapangan Alas dara – Kemuning, temuan minyak lainnya yang perlu dikembangkan ke ke depan adalah Lapangan Kedung Keris. Sedangkan temuan gas yang perlu dikembangkan ke depannya adalah Lapangan Alas Tua West dan Alas Tua East.

Selain itu beberapa prospek lain yang perlu dibuktikan dengan pemboran eksplorasi diantaranya adalah Struktur Pilang, Giyanti, Kalisari, Nampak, Kandangan dan Gandong. Jika prospek tersebut di atas terbukti, maka perlu dikembangkan secara terintegrasi dikarenakan kemungkinan jumlah sumber daya yang relatif lebih kecil dibandingkan dengan Lapangan Banyu Urip, Jambaran Tiung - Biru dan Cendana sehingga cukup ekonomis untuk dikembangkan.

Alternatif Pengembangan Energi Unconventional dan Akusisi Wilayah LainPEPC juga mempertimbangkan beberapa alternatif lain yang bisa dilakukan selain mengembangkan minyak dan gas bumi secara konvensional seperti kemungkinan untuk mengeksplorasi dan mengembangkan batubara, Coal Bed Methane, Shale Gas, sulfur dan lain-lain. Jika dimungkinkan maka Perusahaan bisa melakukan akusisi wilayah lain yang memiliki potensi minyak dan gas bumi yang masih bisa dikembangkan secara ekonomis dan menguntungkan.

Proses Relinquisment Struktur Alas Dara dan KemuningSeiring dengan perpindahan operatorship pengelolaan Blok Cepu dari PT Humpuss Patragas (HPG) ke Mobil Cepu Limited (MCL) melalui pengalihan partisipasi, pada tahun 2006 MCL mengajukan POD pengembangan Alas Dara - Kemuning ke BPMIGAS. Namun usulan POD dikembalikan oleh BPMIGAS untuk direvisi dan sampai saat ini MCL belum mengajukan kembali revisi POD Lapangan Alas Dara dan Kemuning.

opportunity (GCF 44%). At present ExxonMobil/MCL has not performed any drilling activities of Giyanti-1.

Balun Gas Field in Bojonegoro was discovered in 1925 by BpM (Netherlands). Approximately 88 wells were drilled in 1933 – 1939 and was postponed due to World War II. Since 1967 such area has been managed by Pusdik Migas (Lemigas) and five drilling activities were carried out in 1968 – 1972 (PM#1, #2, #3, #4 dan #5). PM-2 well was the last well produced until the year of 2000 by producing 0.1 MMSCF. The management of such area was then transferred to MCL and at the end of 2010 the production was stopped due to the leakage at the well head of PM-2. Up to present PM-2 has not been repaired by MCL.

A number of exploration drilling discoveries found in Cepu Block represent the fields that need to be developed in an integrated manner so as to achieve their economically feasible levels. In addition to Alas Dara – Kemuning Field, the discovery of another field that needs to be developed in the future is Kedung Keris Field. While the discoveries of gas that needs future development are West Alas Tua Field and East Alas Tua Field.

In addition a number of other prospects that need to be proven by exploration drilling are Pilang, Giyanti, Kalisari, Nampak, Kandongan and Gandong Structures. If proven, then those prospects need to be developed in a more integrated manner due to the relatively lower needs of human resources compared to Banyu Urip Field, Jambaran – Tiung Biru Field and Cendana Field so as to achieve their economically feasible levels.

Alternative Unconventional Energy Development and Acquisition of Other AreasPEPC is also considering to develop other alternatives that may be take taken other than conventionally developing oil and gas such as by exploring and developing coal, Coal Bed Methane, Shale Gas, sulfur and others. If made possible, the Company would acquire another area having potentially-developed oil and gas reserves in a more economical and profitable manner.

Relinquishment Process of Alas Dara and Kemuning StructuresIn line with the transfer of operatorship of management of Cepu Block from PT Humpuss Patragas (HPG) to Mobil Cepu Limited (MCL) through the transfer of participating interest, in 2006 MCL proposed the POD of Alas Dara – Kemuning development to BPMIGAS. However, the POD proposal was returned by BPMIGAS for a further revision and up to present MCL has not re-submitted any revision of POD of Alas Dara and Kemuning Field.

Prospek Usaha dan Strategi PerusahaanBusiness Prospect and Corporate Strategies



PT Pertamina EP Cepu berpendapat bahwa struktur-struktur yang saat ini berstatus idle di Blok Cepu masih memiliki potensi hidrokarbon yang menarik untuk dikembangkan. Pengembangan struktur tersebut tidak saja akan berdampak pada peningkatan produksi migas nasional, melainkan juga bermanfaat bagi pemberdayaan masyarakat setempat. Kendalanya adalah bahwa struktur-struktur tersebut masuk di Wilayah Kerja Blok Cepu dengan operatorship MCL. Sedangkan MCL tidak tertarik untuk mengembangkannya karena struktur-struktur tersebut berukuran kecil apabila dinilai dari skala keekonomian MCL/ExxonMobil.

Dalam perkembangannya, pada tanggal 27 Desember 2012 dan 23 Januari 2013, KKKS Blok Cepu yang terdiri dari PT Pertamina EP Cepu (PEPC), Mobil Cepu Limited (MCL), Ampolex Pte Ltd. dan Badan Kerjasama PI Blok Cepu (BKS) mengajukan proposal pengembalian (relinquishment) Lapangan Alas Dara dan Kemuning oleh MCL untuk dikembangkan oleh anak perusahaan PT Pertamina (Persero). Proposal tersebut berisi kesepakatan KKKS Blok Cepu untuk mengembalikan Lapangan Alas Dara dan Kemuning termasuk sumur dan fasilitas yang ada serta mengusulkan agar sumber daya tersebut dikembangkan oleh anak perusahaan PT pertamina (persero) menjadi Wilayah Kerja yang terpisah dari Blok Cepu. Selanjutnya KKKS Blok Cepu mengusulkan agar menteri ESDM menunjuk PT Pertamina EP Cepu ADK untuk mengembangkan Lapangan Alas Dara dan Kemuning. Usulan ini didasarkan pada pasal 2.a dan 3 peraturan menteri ESDM No. 3/2008 mengenai pedoman dan tata cara pengembalian bagian wilayah kerja yang tidak dimanfaatkan oleh KKKS dalam rangka peningkatan produksi minyak dan gas bumi.Dengan usulan relinquishment ini, maka selanjutnya MCL akan fokus pada penyelesaian pengembangan Lapangan Banyu Urip, pengembangan Proyek Gas Cendana dan pengujian dan penyerahan rencana pengembangan untuk penemuan Kedung Keris.

Apabila Alas Dara - Kemuning di-relinquish, PEPC berkeyakinan dapat mengembangkan lapangan tersebut dengan biaya yang lebih rendah dan kandungan lokal lebih tinggi sehingga mendukung pertumbuhan PEPC di masa mendatang dengan faktor-faktor pendukung sebagai berikut:• Pengalaman dan infrastruktur produksi PT Pertamina EP

(PEP) di lapangan migas Ledok dan Nglobo yang secara geologis serupa dan berdekatan dengan Lapangan Alas Dara dan Kemuning dapat memberikan sinergi untuk pengembangan dan produksi.

• Sumur dan infrastruktur yang ada di Lapangan Alas Dara dan Kemuning dapat digunakan untuk mengurangi biaya pengembangan dan memperpendek waktu untuk start-up produksi.

PT Pertamina EP Cepu is of the opinion that the current idle structures in Cepu Block still have attractive hydrocarbon potentials for further development. Such structure development would not only have impact on the increase of national oil and gas production, but also create benefits for the empowerment of local people. The obstacle encountered is that those structures are located within the Working Areas of Cepu Block under MCL operatorship. MCL shows no interest in developing those structures since they are small in size compared to the economy scale of MCL/Exxon Mobil.

In its progress, on 7 December 2012 and 23 January 2013, Cepu Block KKKS comprising PT Pertamina EP Cepu (PEPC), Mobil Cepu Limited (MCL), Ampolex Pte Ltd. and Participating Interest Cooperation Body of Cepu Block (BKS) submitted a proposal for the relinquishment of Alas Dara and Kemuning Field by MCL to be developed by subsidiary of PT Pertamina (Persero).

Such proposal sets forth the arrangement of Cepu Block KKKS to relinquish Alas Dara and Kemuning Field including the currently available wells and facilities and also proposes that such resources be developed by a subsidiary of PT Pertamina (Persero) to be a Working Area separate from the Cepu Block. Further, the Cepu Block KKKS proposed that ESDM Ministry appoint PT Pertamina EP Cepu ADK to develop Alas Dara and Kemuning Field. Such proposal is based on Article 2.a and 3 of the ESDM Ministry Regulation No. 3/2008 concerning the guidelines and procedures of relinquishing working areas not utilized by KKKS for the purpose of increasing the oil and gas production.

With such relinquishment proposal, MCL would then further focus on the completion of the development of Banyu Urip Field, on the development of Cendana Gas Project and on the testing and submission of development plan for the discovery of Kedung Keris.

PEPC believes that if Alas Dara – Kemuning field is relinquished, such field could be developed with lower expenses and higher local contents so as to support PEPC future growth with the following supporting factors:

• The experience and infrastructure of PT Pertamina EP (PEP) production in Ledok and Nglobo oil and gas fields which are geologically similar to and geographically close to Alas Dara and Kemuning Field could create synergy for development and production.

• Currently available wells and infrastructure in Alas Dara and Kemuning Field could be used to reduce the development costs and shorten the time for production start-up.


TinjauanKeuanganFinancial Review

Aset Perusahaan pada 31 Desember 2012, meningkat 31,35% dari USD593,532 ribu menjadi USD779,612 ribu seiring semakin meningkatnya kegiatan proyek Blok Cepu.

The Company’s assets as of 31 December 2012 increased by 31.35% from USD593,532 thousand to USD779,612 thousand in line with the growing activities in the Cepu Block project.



PT Pertamina EP Cepu sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang diberikan tanggung jawab mengelola kegiatan eksplorasi dan produksi sumber daya migas di wilayah Blok Cepu bertekad untuk memberikan kontribusi bermakna bagi peningkatan pendapatan PT Pertamina (Persero) sekaligus meningkatkan penerimaan negara.

Komitmen tersebut telah dibuktikan dengan kinerja pendapatan usaha tahun 2012 yang mencapai USD143,883 ribu atau 122,23% dari target anggaran.

PT Pertamina EP Cepu as a subsidiary of PT Pertamina (Persero), charged with the responsibility of managing the exploration and production activities of the oil and gas resources in the Cepu Block area, is committed to providing a significant contribution to increase the income of PT Pertamina (Persero) and and in so doing increase the state revenue as well.

Such commitment has been demonstrated by the performance of operating revenues in 2012 reached USD143,883 thousand or 122.23% of the targetted budget.


Kinerja sektor migas di Indonesia sangat dipengaruhi oleh berbagai faktor termasuk pergerakan harga minyak mentah, kemampuan produksi domestik, serta investasi dalam rangka pengembangan produksi maupun eksplorasi cadangan baru.

Sepanjang tahun 2012, harga rata-rata minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price - ICP) tercatat sebesar USD112.73 per barel, sedikit meningkat dibandingkan harga rata-rata tahun 2011 sebesar USD111.54 per barel. Harga rata-rata tertinggi mencapai USD128.14 per barel terjadi pada bulan Maret sementara harga rata-rata terendah terjadi pada bulan Juni yang mencapai USD99.08 per barel. Fluktuasi harga minyak mentah ICP sepanjang tahun 2012 dipengaruhi sejumlah faktor, diantaranya adalah:• Meningkatnya permintaan minyak mentah dan produk

minyak pada musim dingin di negara-negara belahan bumi Utara.

• Respon positif atas membaiknya sejumlah indikator ekonomi di Amerika Serikat seperti tercapainya kesepakatan kebijakan pemotongan pajak untuk menghindari resesi ekonomi akibat fiscal cliff dan meningkatnya Produk Domestik Bruto sebesar 3,1% pada kuartal 4 tahun 2012.

• Meningkatnya kegiatan manufaktur dan penjualan ritel di China.

• Meningkatnya perekonomian India yang terindikasi dengan kenaikan impor minyak mentah India pada bulan November 2012.

• Ketidakstabilan geopolitik di Timur Tengah.

Dari sisi produksi, produksi minyak mentah dan kondensat nasional secara keseluruhan terus menunjukkan kecenderungan menurun dalam beberapa tahun terakhir. Namun demikian, sebagai produsen minyak terbesar kedua di Indonesia, Pertamina terus berupaya keras untuk meningkatkan produksi minyaknya. Produksi minyak Pertamina tahun 2012 mencapai 203 MBOPD, sementara produksi tahun 2011 sebesar 193.50 MBOPD.

Produksi gas bumi dari lapangan-lapangan migas Pertamina tercatat terus meningkat dari tahun ke tahun. Pada tahun 2012, produksi gas bumi rata-rata harian tercatat sebesar 1.568 MMSCFD, dibandingkan dengan 1.054 MMSCFD pada tahun 2011. Ke depan, peningkatan produksi gas bumi Pertamina akan ditunjang oleh pengembangan Lapangan Gas Jambaran – Tiung Biru di Blok Cepu.

The performance of the oil and gas industry in Indonesia is susceptible to various factors including the volatility of crude oil price, domestic production capabilities, and investments made for the purpose of developing production and exploring new reserves.

During 2012, the average Indonesian Crude Price (ICP) was recorded at USD112.73 per barrel, a slight increase compared to that of in 2011 at USD111.54 per barrel. The highest average price reached USD128.14 per barrel in March while the lowest occurred in June reaching USD99.08 per barrel. The volatile ICP price during 2012 was due to a number of factors which among others included the following: • The increasing demand for crude oil and oil products

during winter in the countries of the northern hemisphere.

• Positive response towards the improving economic indicators in the United States such as the agreed tax reduction policy to avoid economic recession due to the fiscal cliff and the increasing Gross Domestic Product at 3.1% in the fourth quarter of 2012.

• The growing manufacturing activities and retail sales in China.

• The resurgence of the Indian economy as indicated by the rising volume of India’s crude oil import in November 2012.

• Geopolitical instability in the Middle East.

Viewed from the production side, the national crude oil and condensate production on the whole has shown a downward trend in the past few years. However, as the second biggest oil producer in Indonesia, Pertamina has exerted real efforts to increase its oil production. Pertamina’s oil production in 2012 reached 203 MBOPD, while the production in 2011 reached 193.50 MBOPD.

The records of natural gas production from Pertamina’s oil and gas fields have been constantly increasing from year to year. In 2012, the daily gas production average was recorded at 1.568 MMSCFD, compared to 1.054 MMSCFD in 2011. In the near future, the increase of Pertamina’s gas production will be bolstered by the development of the Jambaran – Tiung Biru Gas Field in the Cepu Block.

Tinjauan KeuanganFinancial Review



PT Pertamina EP Cepu (PEPC) sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang ditugaskan untuk meningkatkan produksi migas dan menemukan cadangan migas baru di Blok Cepu terus mendukung pencapaian target PT Pertamina (Persero). Peran PEPC sebagai partner operator Mobil Cepu Ltd (MCL) di Blok Cepu telah memberikan kontribusi kepada PT Pertamina (Persero) melalui produksi dari Lapangan Banyu Urip. Pada tahun 2012 produksi melalui fasilitas Early Production Facilities (EPF) mencapai 22.336 BOPD dengan PEPC share 45% sebesar 10.051 BOPD atau 104% dari target RKAP 2012. Produksi 2012 juga meningkat 4,43% dibandingkan produksi tahun 2011.

KINERJA KEUANGAN PERUSAHAAN

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan mengubah mata uang pelaporan dari Rupiah ke Dolar AS. Untuk tujuan komparatif, laporan keuangan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 telah dinilai kembali dalam mata uang Dolar AS dengan menggunakan prosedur sebagai berikut:• Pos moneter Perusahaan dikonversi menjadi Dolar AS

menggunakan kurs akhir tahun, sedangkan pos non-moneter termasuk ekuitas dikonversi menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi; dan

• Penghasilan dan beban dikonversi menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi, kecuali beberapa transaksi yang dikonversi menggunakan kurs rata-rata tahunan.

Berikut ini adalah pembahasan mengenai kinerja aspek keuangan PEPC, mencakup hasil-hasil operasional dan posisi keuangan, untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2012. Angka-angka yang berpadanan untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2011 disajikan untuk tujuan analisa dan atau perbandingan.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) as a subsidiary of PT Pertamina (Persero) being assigned to raise oil and gas production and to discover new oil and gas reserves in the Cepu Block has been continuously supporting PT Pertamina (Persero) to achieve its targets. The role PEPC as the partner operator of Mobil Cepu Ltd (MCL) in the Cepu Block already contributed to PT Pertamina (Persero) with production from the Banyu Urip Field. In 2012, the production through the Early Production Facilities (EPC) reached 22,336 BOPD with PEPC share at 45% which was 10,051 BOPD or 104% of the RKAP target in 2012. The production in 2012 also increased by 4.43% compared to production in 2011.

COMPANY’S FINANCIAL PERFORMANCE

On January 1, 2012, the Company changed its reporting currency from Rupiah to US Dollar. For comparative purpose, the financial statements for the year ended 31 December 2011 have been revalued to US Dollar by adopting the following procedures:• The Company’s monetary accounts were converted to

US Dollar by using the year end forex rate, while non-monetary accounts including equity were converted by using the forex rate prevailing upon the transaction dates; and

• Income and expenses were converted by using the forex rates prevailing upon the transaction dates, except for a number of transactions being converted using the annual average rates.

The following is the information concerning PEPC financial performance, including operating results and financial positions, for the year ended 31 December 2012. The comparative figures for the year ended 31 December 2011 are presented for analysis and or comparative purposes.


LAPORAN LABA RUGI

Pendapatan UsahaPendapatan usaha tahun 2012 mencapai USD143,883 ribu atau 122,23 % di atas anggaran 2012 sebesar USD 117,718 ribu yang disebabkan oleh peningkatan lifting minyak mentah Blok Cepu mencapai 3.679 MBOE dan rata-rata ICP sebesar USD106.20/bbls selama tahun 2012 yang mana lebih tinggi dibandingkan RKAP 2012 sebesar 3.541 MBOE dan ICP sebesar USD93/bbls. Realisasi volume Banyu Urip Crude Oil Lifting sampai periode Januari - Desember 2012 rata-rata 10.051 BOPD juga mengalami peningkatan bila dibandingkan dengan periode Januari - Desember 2011 yakni sebesar 9.625 BOPD. Total produksi selama tahun 2012 adalah 3.678.769 bbls, sedangkan total produksi selama tahun 2011 adalah 3.513.029 bbls.

Pendapatan UsahaOperating Revenue(ribu USD)

20122011

250

200

150

100

50

0

226,305

143,883

Beban UsahaPada tahun 2012 realisasi Beban Usaha sebesar USD83,981 ribu atau naik 36,10% dibandingkan realisasi tahun 2011 sebesar USD65,463 ribu dengan penjelasan sebagai berikut:a. Beban Explorasi sebesar USD12,374 ribu atau 69,37% di

atas Beban Eksplorasi pada tahun 2011 sebesar USD7,306 ribu. Hal ini terutama dikarenakan adanya peningkatan beban umum dan administrasi eksplorasi sebesar 78,95% menjadi USD12,187 ribu karena tambahan tenaga kerja expatriate baik langsung atau melalui TSA untuk mengawasi kegiatan pengembangan gas Jambaran.

b. Beban Produksi mencapai USD25,089 ribu atau naik 9,18% dibandingkan pada tahun 2011 sebesar USD22,978 ribu. Peningkatan Beban Produksi terutama disebabkan peningkatan beban material pada oil production and processing facilities sebesar 8,72% menjadi USD18,140 ribu.

INCOME STATEMENTS

Operating RevenueThe operating revenue in 2012 reached USD143,883 thousand or 122.23% above the budget amounting to USD 117,718 thousand due to the increase in the crude oil lifting of Cepu Block reached 3,679 MBOE and average ICP reached USD106.20/bbls during 2012 which were higher than 2012 RKAP targetted crude oil lifting at 3,541 MBOE and ICP at USD93/bbls. The realization of Banyu Urip Crude Oil Lifting volume for the period of January - December 2012 reached an average of 10,051 BOPD, increased compared to the period of Januari – December 2011 which amounted to 9,625 BOPD. The total production in 2012 reached 3,678,769 bbls, while the total production in 2011 reached 3,513,029 bbls.

Operating ExpensesIn 2012, the realization of Operating Expenses reached UD83,981 thousand or increased by 36.10% compared to the realization in 2011 amounting to USD65,463 thousand broken down as follows: a. Exploration Expenses amounted to USD12,374 thousand

or 69.37% higher than the Exploration Expenses in 2011 amounting to USD7,306 thousand. This was mainly due to the increase in general and administration expenses of exploration by 78.95% to USD12,187 thousand due to the addition of expatriate workers directly or through TSA to supervise Jambaran gas development.

b. Production Expenses reached USD25,089 thousand or increased by 9.18% compared to that in 2011 amounting to USD22,978 thousand. The increase in Production Expenses was mainly due to the increase in material expenses on oil production and processing facilities at 8.72% to USD18,140 thousand.




c. Beban Umum dan Administrasi sebesar USD34,060 ribu atau 33,93% lebih tinggi dari tahun 2011 sebesar USD25,431 ribu. Hal ini disebabkan karena:- Beban Gaji, Upah dan Tunjangan naik sebesar 68,1%

menjadi USD24,01 ribu karena penambahan personil nasional dan expatriate untuk mengawasi kegiatan proyek EPC.

- Beban Perlengkapan/General Office Expenses yang meningkat 627,5% menjadi USD1,85 ribu karena meningkatnya kegiatan operasional terutama dalam hal beban prasarana dan bahan bakar, beban teknologi informasi dan telekomunikasi, beban stationery & supplies, furniture & equipment.

- Beban Lain-Lain yang meningkat 234,9% menjadi USD2,998 ribu karena meningkatnya kegiatan community development.

- Beban Jasa Umum turun 60,06% menjadi USD2,731 ribu karena turunnya beban finance and administration (Legal Services, Audit Services, Tax Services).

- Beban Sewa turun 48,07% menjadi USD1,009 ribu disebabkan menurunnya beban atas Licences.

d. Beban Penyusutan, Deplesi dan Amortisasi sebesar USD12,458 ribu atau 27,81% di atas realisasi tahun 2011 sebesar USD9,747 ribu. Peningkatan beban penyusutan dan deplesi disebabkan oleh meningkatnya jumlah produksi dan bertambahnya property, plant and equipment (PPE) di tahun berjalan.

e. Perusahaan mencatat Pendapatan Lain-lain-Bersih sebesar USD3,666 ribu terutama karena adanya Keuntungan selisih kurs sebesar USD1,542 ribu dan pendapatan jasa manajemen (asistensi pembebasan lahan) sebesar USD1,738 ribu serta pendapatan lain-lain sebesar USD25,531 ribu. Namun di tahun 2012 tidak ada pendapatan dari penyesuaian terkait Signature Bonus seperti pada tahun 2011 sebesar USD2,970 ribu sehingga Pendapatan Lain-lain mengalami penurunan sebesar 1,09%.

f. Beban Keuangan mengalami penurunan sebesar 38% dari USD7,390 ribu di tahun 2011 menjadi USD4,582 ribu pada tahun 2012, disebabkan karena adanya biaya bunga yang dibebankan Pertamina atas pinjaman Pertamina dari pihak ketiga untuk proyek pengembangan dan produksi minyak dan gas bumi di KBH Blok Cepu sebagian dikapitalisasi menjadi nilai aset proyek. Sebaliknya pada Beban Keuangan terdapat kenaikan Beban Akresi naik

c. General and Administration Expenses amounted to USD34,060 thousand or 33.93% higher than that of 2011 amounting to USD25,431 thousand. This was due to the following:- Salary, Wages and Benefits Expenses increased by

68.1% to USD24.01 thousand due to the addition of domestic and expatriate personnels for supervising the EPC projects.

- Supplies Expenses/General Office Expenses increased by 627.5% to USD1,85 thousand due to increase of operation activities particularly in term of expenses of infrastructure and fuel, information and communication technology, stationery & supplies, furniture & equipment.

- Other Expenses increased by 234.9% to USD2,998 thousand due to increase of community development activities.

- Service Charges decreased by 60.06% to USD2,731 thousand due to decrease of finance and administration expenses (Legal Services, Audit Services, Tax Services).

- Rental Expenses decreased by 48.1% to USD1.009 thousand due to decrease of licences expenses.

d. Depreciation, Depletion and Amortization increased to USD12.458 thousand or 27.81% higher than the realization in 2011 amounting to USD9.747 thousand. Such increase in depreciation, depletion and amortization (DD&A) due to the increase in production volume and the amount of property, plant and equipment (PPE) in the current year.

e. The Company recorded Other Income-Net, amounting to USD3,666 thousand due to the Gain on Forex amounting to USD1,542 thousand and income from management fee (land acquisition assistance) amounting to USD1,738 thousand and other income amounted to USD25,531 thousand. However, in 2012 there was no income related to the Signature Bonus adjustment as had been recorded in 2011 amounted to USD2,970 thousand. Therefore, Other Income decreased by 1.09%.

f. Finance Costs decreased by 38% from USD7,390 thousand in 2011 to USD4,582 thousand in 2012, due to the interest costs charged by Pertamina for the loan obtained from third parties for financing oil and gas development and production projects in Cepu Block PSC which has been capitalized partly into the value of the project assets. On the contrary, Accretion expense increased by 1,332.39% from USD15 thousand in 2011 to USD196 thousand in 2012 due to the tariff adjustments


sebesar 1.332,39% dari USD15 ribu pada tahun 2011 menjadi USD196 ribu di tahun 2012 yang disebabkan karena penyesuaian tarif abandonment and site restoration serta tambahan beberapa sumur di tahun 2012.

Total Beban UsahaTotal Operating Expenses(ribu USD)

20122011

100

80

60

40

20

0

65,463

83,981

Beban Pajak PenghasilanBeban Pajak Penghasilan terdiri dari pajak kini dan pajak tangguhan. Beban pajak diakui dalam laporan laba rugi, kecuali jika pajak itu berkaitan dengan kejadian atau transaksi yang langsung dicatat ke ekuitas. Pada kasus ini, beban pajak juga dicatat secara langsung di ekuitas.

Perusahaan dikenai pajak penghasilan dari kegiatan Kontrak Bagi Hasil (KBH) berdasarkan bagian hasil produksi minyak dan gas bumi, dikurangi bonus-bonus yang dibayarkan, dengan tarif pajak gabungan sebesar 44%, yang terdiri dari pajak penghasilan dengan tarif 30% dan pajak dividen dengan tarif 20%.

Perhitungan beban pajak penghasilan Perusahaan melibatkan penafsiran terhadap peraturan perpajakan dan peraturan yang berlaku termasuk Kontrak Kerjasama (KKS) 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.

on abandonment and site restoration and addition of the wells in 2012.

Income Tax Expense Income Tax Expense comprises current tax and deferred tax. Tax expenses are recognized in the income statements, unless such tax is related to the events or transactions directly recorded under equity. For such case, the tax expense is also directly recorded under equity.

The Company is subject to income tax arising from the Revenue Sharing Contract (KBH) based on the sharing portion of crude oil and gas production, less bonuses paid, with a combined tax rate at 44%, comprising income tax at 30% and dividend tax at 20%.

The calculation of the Company’s income tax expense involves the interpretation of the prevailing tax rules and other regulations including the Company’s Cooperation Contracts (PSC) and related government regulations such as Government Regulation No. 79 dated 20 December 2010 concerning the Reimbursable Operating Expenses and Income Tax Treatment in Oil and Gas Upstream Business.




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. Akan tetapi, pajak penghasilan tangguhan tidak diperhitungkan jika timbul dari pengakuan awal aset atau liabilitas dari transaksi selain penggabungan perusahaan yang pada saat transaksi tidak mempengaruhi laba atau rugi akuntansi atau pajak. Tarif pajak yang digunakan oleh Perusahaan untuk menghitung pajak penghasilan tangguhan untuk aktivitas selain aktivitas KKS adalah tarif pajak yang berlaku atau yang secara substansial telah berlaku. Tarif pajak yang digunakan Perusahaan untuk menghitung pajak penghasilan tangguhan yang berasal dari kegiatan KKS, dihitung dengan menggunakan tarif pajak efektif gabungan yang berlaku pada tanggal efektif KKS.

Aset pajak tangguhan yang berasal dari manfaat pajak masa mendatang dan saldo rugi fiskal yang dapat dikompensasi akan diakui apabila besar kemungkinan jumlah laba fiskal pada masa mendatang akan memadai untuk dikompensasi dengan manfaat pajak masa mendatang dan saldo rugi fiskal masih dapat dipakai.

Untuk tahun 2012 Beban Pajak Penghasilan Perusahaan adalah sebesar USD31,203 ribu, atau turun 58,07% dibandingkan dengan USD74,410 ribu di tahun 2011. Penurunan beban pajak penghasilan ini sejalan dengan penurunan pendapatan Perusahaan.

Laba BersihPerusahaan membukukan Laba Bersih tahun 2012 mencapai USD27,861 ribu, 2,39% di atas anggaran sebesar USD27,211 ribu. Realisasi Laba Bersih tahun 2011 adalah sebesar USD82,804 ribu.

Walaupun nilai lifting minyak PEPC tahun 2012 menunjukan peningkatan sebesar USD 387,149 ribu dibandingkan tahun 2011 USD 374,551 ribu, namun pendapatan bersih dan Earning Before Interest & Tax (EBIT) menunjukkan penurunan. Hal ini disebabkan karena mekanisme bagi hasil KKS, yang mana perhitungan pendapatan kontraktor/contractor share terdiri dari First Trance Petroleum (FTP) share, pengembalian cost recoverable dan contractor entitlement dan Domestic Market Obligation fee. Pada tahun 2011 masih terdapat pendapatan dari pengembalian unrecovered cost yang terjadi pada periode tahun sebelumnya yakni sebesar USD 145,650 ribu dan belum diperoleh Equity to be Split. Saldo unrecovered cost tersebut sudah terrecover seluruhnya pada akhir tahun 2011. Pada tahun 2012 tidak ada lagi komponen

All temporary differences arising between the tax bases of assets and liabilities and their carrying values taxes for financial reporting purposes are provided using liability method. Nevertheless, the deferred income tax is not accounted for if arising from the early recognition of assets and liabilities from the transactions other than business combination which, on the transaction dates, has no effect on accounting or tax gain or loss. The tax rates adopted by the Company to calculate its deferred income tax or non-PSC activities are the prevailing or the substantially prevailing tax rates. The tax rates adopted by the Company to calculate its deferred tax arising from PSC activities are the effective combined tax rates prevailing on the PSC effective dates.

Deferred tax assets arising from the future tax benefits and tax loss carry-forward will be recognized to the extent that it is probable that future taxable profit will be available against which the unused tax losses can be utilized.

For 2012, the Company’s Income Tax Expense amounted to USD31,203 thousand, or decreasing by 58.07% compared to USD74,410 thousand in 2011. Decrease in income tax expense was in line with the decline in the Company’s revenue.

Net Income The Company recorded a Net Income in 2012 amounting to USD27,861 thousand, 2.39% higher than the budget amounting to USD27,211 thousand. The Realized Net Income in 2011 amounted to USD82,804 thousand.

Although the value of PEPC’s oil lifting in 2012 showed an increase amounting to USD387,149 thousand compared to 2011 amounting to USD374,551 thousand, but net income and Earning Before Interest & Tax (EBIT) showed a decrease. The decrease was due to the mechanism of PSC revenue sharing, where the income calculation of contractor shares consist of First Trance Petroleum (FTP) share, return on cost recoverable and contractor entitlement and Domestic Market Obligation fee. In 2011 there were income from prior years unrecovered costs amounting to USD 145,650 thousand and have not acquired yet as the Equity to be Split. Such balance of unrecovered cost has already recovered entirely by the end of 2011. In 2012 there was no income component was derived from the unrecovered cost or in other words the


pendapatan yang berasal dari unrecovered cost atau dengan kata lain pendapatan yang diterima hanya berasal dari FTP share, current year operating cost, Contractor Equity Share dan Domestic Market Obligation fee.

Laba BersihNet Income(ribu USD)

20122011

100

80

60

40

20

0

82,804

27,861

NERACAAsetJumlah aset Perusahaan tercatat sebesar USD779,612 ribu pada 31 Desember 2012, meningkat 31,35% dari jumlah aset pada 31 Desember 2011 sebesar USD593,532 ribu. Secara umum, nilai aset Perusahaan terus meningkat seiring semakin meningkatnya kegiatan proyek Blok Cepu. Beberapa akun dalam kelompok Aset Lancar maupun Aset Tidak Lancar yang memperlihatkan pergerakan signifikan pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Aset LancarAset Lancar tercatat sebesar USD97,279 ribu, turun 45,17% dibandingkan tahun 2012 sebesar USD177,412 ribu. Beberapa akun Aset Lancar yang mengalami kenaikan dan penurunan secara material adalah:

a. Kas dan Setara Kas meningkat dari USD1,304 ribu pada tahun 2011 menjadi USD59,474 ribu pada tahun 2012 terutama karena penempatan Kas di Bank Mandiri sebesar USD58,293 ribu. Kas dan setara kas masih tersimpan di rekening PEPC sebagian besar merupakan penerimaan yang diterima MCL yang masih tersimpan di rekening PEPC, alokasi dana Cash Call untuk kebutuhan pembayaran Cash Call ke Operator dan peningkatan Deposito Berjangka sebesar 63,14% menjadi USD1,181 ribu dari USD724 ribu pada tahun 2011. Peningkatan saldo kas dan setara kas ini juga disebabkan karena kebijakan Perusahaan bahwa untuk penerimaan penjualan hasil minyak tidak lagi disetorkan kepada Induk Perusahaan tetapi tetap disimpan di rekening Perusahaan.

income received only from FTP share, current-year operating cost, Contractor Equity Share and the Domestic Market Obligation fee.

BALANCE SHEETAssetsThe Company’s recorded assets amounted to USD779,612 thousand as of 31 December 2012, increasing by 31.35% of the total assets as of 31 December 2011 amounting to USD593.532 thousand. In general, the Company’s assets were steadily increasing in line with the growing activities in the Cepu Block project. A number of accounts in both Current Assets and Non-current Assets were showing significant movements in 2012 are as follows:

Current AssetsThe recorded Current Assets were amounting to USD97,279 thousand, decreasing by 45.17% compared to that of in 2012 amounting to USD177,412 thousand. A number of Current Assets having significant increases and decreases are as follows: a. Cash and Cash Equivalent increased from USD1,304

thousand in 2011 to USD59,474 thousand in 2012 due to the placement of Cash in Bank Mandiri amounting to USD58,293 thousand. Cash and Cash Equivalent placed in PEPC account consists of MCL revenue which is stored in PEPC account, Cash Call fund allocated for cash call payment to Operators and Time Deposits which increased by 63.14% to USD1,181 thousand from USD724 thousand in 2011. The increase in cash and cash equivalent was also due to the Company’s policy regarding the revenue from crude sales which is no longer paid to the Holding Company but remains deposited in the Company’s account.




b. Piutang Usaha tercatat sebesar USD29,499 ribu, meningkat 423,55% dibandingkan tahun 2011 sebesar USD6,965 ribu. Saldo Piutang Usaha merupakan bagian Perusahaan atas penjualan minyak mentah ke konsumen dan Domestic Market Obligation (DMO). Penjualan minyak mentah dilakukan oleh MCL mewakili para Kontraktor. Peningkatan ini disebabkan karena volume penjualan minyak serta harga jual yang lebih tinggi dibandingkan dengan tahun sebelumnya.

c. Piutang Lain-lain turun dari USD164,346 ribu pada tahun 2011 menjadi USD486 ribu pada tahun 2012. Piutang lain-lain ini utamanya berasal dari piutang kepada induk perusahaan dan mengalami penurunan disebabkan karena saldo piutang di-offsett dengan hutang kepada induk perusahaan.

d. Nilai Persediaan pada tahun 2012 meningkat 62,84% menjadi USD7,549 ribu dari USD4,636 ribu pada tahun 2011. Kenaikan nilai Persediaan seiring dengan kegiatan proyek atau meningkatnya fase proyek di tahun 2012.

Aset Tidak LancarAset tidak lancar per 31 Desember 2012 sebesar USD682,333 ribu, naik 63,98% dari tahun sebelumnya sebesar USD416,120 ribu. Akun yang mengalami peningkatan adalah Aset Minyak dan Gas Bumi yang tercatat sebesar USD406,413 ribu, meningkat dibandingkan tahun 2011 sebesar USD400,941 ribu. Selain itu, Aset Tetap Dalam Pelaksanaan di tahun 2012 sebesar USD243,985ribu, sedangkan di tahun 2011 tidak ada. Peningkatan ini disebabkan adanya penambahan 1 (satu) sumur di tahun 2012 dan pekerjaan pembangunan fasilitas produksi minyak/Engineering Procurement and Construction (EPC) 1 sampai 5.

Jumlah AsetTotal Assets(ribu USD)

20122011

800700600500400300 200100

0

593,532

779,612

b. Trade Receivables amounted to USD29,499 thousand, increasing by 423.55% compared to that of in 2011 amounting to USD6,965 thousand. The balance of Trade Receivables represents the Company’s share of the sales of crude oil to customers and the Domestic Market Obligation (DMO). The sales of crude oil were made by MCL representing all Contractors. Such increase was due to the greater crude oil sales volume and and selling price compared to that of in prior year.

c. Other Receivables decreased from USD164.346 thousand in 2011 to USD486 thousand in 2012. Other receivables was primarily derived from the Holding Company’s account receivables and the decrease in account receivables were due to the debt-offsett to the holding company.

d. The Value of Inventories in 2012 increased by 62.84% to USD7.549 thousand from USD4.636 thousand in 2011. The increase in the Value of Inventories was due to increased project activities or project phase in 2012.

Non-current Assets Non-current assets as of 31 December 2012 amounted to USD682,333 thousand, increasing by 63.98% compared to that of in prior year amounting to USD416.120 thousand. The account which experienced an increase was the Crude Oil and Gas Assets at USD406,413 thousand, increased from USD400,941 thousand in 2011. Furthermore, the Fixed Assets Under Construction in 2012 amounted to USD243,985 thousand, whereas it did not exist in 2011. Such increase was due to the addition of 1 (one) wells in 2012 and the development of production facilities/Engineering Procurement and Construction (EPC) 1 to 5.


LIABILITAS

Jumlah Liabilitas Perusahaan tercatat sebesar USD713,901 ribu pada akhir tahun 2012, meningkat 28,47% dari jumlah Liabilitas tahun sebelumnya sebesar USD555,682 ribu. Secara umum, hal ini disebabkan oleh bertambahnya pinjaman jangka panjang kepada induk perusahaan untuk pengembangan/proyek Banyu Urip. Beberapa akun dalam kelompok Liabilitas Lancar maupun Liabilitas Tidak Lancar yang memperlihatkan pergerakan signifikan pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Liabilitas LancarLiabilitas Lancar pada tanggal 31 Desember 2012 sebesar USD107,850 ribu, meningkat 95,05% dari posisi per 31 Desember 2011 sebesar USD55,292 ribu. Kenaikan tersebut terutama disebabkan peningkatan Hutang Usaha, Hutang Lain-Lain dan Biaya yang Masih Harus Dibayar, namun Hutang Pajak mengalami penurunan. Kenaikan dan penurunan tersebut disebabkan karena:

a. Hutang Usaha Saldo hutang usaha pada akhir 2012 meningkat 83,07%,

menjadi USD49,028 ribu dibandingkan periode 2011 sebesar USD26,781 ribu. Peningkatan ini disebabkan dengan semakin meningkatnya kontrak pengadaan barang dan jasa sejalan dengan meningkatnya kegiatan proyek.

b. Hutang Pajak Saldo hutang pajak per 31 Desember 2012 sebesar

USD4,191 ribu atau turun 31,82% dibandingkan periode 2011 sebesar USD6,147 ribu. Perusahaan diharuskan memperhitungkan kewajiban pajak atas FTP yang diterima meskipun Perusahaan masih memiliki akumulasi rugi fiskal, Hutang Pajak ditahun 2011 merupakan akumulasi hutang pajak atas pendapatan FTP di tahun 2009, 2010 dan Pajak DMO Fee tahun 2011 yang mana pembayaran atas kewajiban tersebut dilaksanakan setelah adanya Equity to be split (ETBS).

c. Hutang Lain-Lain Hutang lain-lain per 31 Desember 2012 sebesar

USD13,946 ribu, naik sebesar 2.253,34% dibandingkan periode 2011 sebesar USD619 ribu. Hal ini disebabkan penambahan beban bunga pinjaman, dropping dana operasional dari Pertamina dan pembebanan lainnya.

LIABILITIES

The Company’s liabilities amounted to USD713,901 thousand as of the end of 2012, increasing by 28.47% of total liabilities in prior year amounting to USD555,682 thousand. In general, this was due to the increase in long-term loans to the holding company for the development/Banyu Urip project. A number of accounts in Current and Non-current Liabilities showing significant movements in 2012 are as follows:

Current Liabilities Current Liabilities as of 31 December 2012 amounted to USD107,850 thousand, increasing by 95.05% compared to the position as of 31 December 2011 amounting to USD55,292 thousand. Such increase was mainly due to increases in Trade Payable, Other Payables and Accrued Expenses, yet Tax Payables experienced a decrease. Such increases and decreases were due to the following:

a. Trade Payable The balance of Trade Payable as of the end of 2012

increased by 83.07% to USD49,028 thousand compared to that of in 2011 amounting to USD26,781 thousand. This increase was due to the increasing procurement contracts for goods and services in line with the increase in project activities.

b. Tax Payable The balance of tax payable as of 31 December 2012

amounted to USD4,191 thousand or decreasing by 31.82% compared to that of in 2011 amounting to USD6,147 thousand. The Company is required to calculate its tax liabilities of FTP received although the Company still has accumulated tax losses, tax payable in 2011 which was the tax payable on the accumulated FTP income in 2009, 2010 and tax of DMO Fees in 2011 in which the payment of such obligations to be implemented after the equity to be split (ETBS).

c. Other Payables Other payables as of 31 December 2012 amounted to

USD13946 thousand, increasing by 2,253.3% compared to that of in 2011 amounting to USD6189 thousand. Such increase were due to the addition of interest expense, dropping of operational funds from Pertamina and other expenses.




d. Biaya Yang Masih Harus Dibayar Saldo Biaya yang masih harus dibayar per 31 Desember

2012 sebesar USD40,685 ribu atau meningkat 87,10% dibandingkan periode 2011 sebesar USD21,744 ribu. Saldo ini merupakan biaya yang masih harus dibayar kepada pemasok dan kontraktor yang merupakan bagian Perusahaan atas akrual sehubungan dengan kegiatan di KBH Blok Cepu berdasarkan informasi dalam Joint Interest Statements yang diterbitkan oleh Operator. Peningkatan ini sejalan dengan semakin meningkatnya aktivitas pengadaan barang dan jasa untuk kepentingan proyek.

Liabilitas Tidak LancarLiabilitas Tidak Lancar pada tanggal 31 Desember 2012 sebesar USD606,051 ribu, meningkat 21,12% dari USD500,390 ribu pada tahun 2011. Kenaikan terjadi pada semua akun diantaranya adalah:a. Reklasifikasi hutang dari induk perusahaan dari

sebelumnya dicatat pada akun liabilitas lancar menjadi liabilitas tidak lancar sebesar USD548,266 ribu.

b. Kewajiban Pajak Tangguhan naik sebesar 5,56% dari tahun 2011 sebesar USD48,657 ribu menjadi USD51,361 ribu pada tahun 2012. Naiknya pajak tangguhan sejalan dengan naiknya pendapatan Perusahaan.

c. Provisi untuk Biaya Pembongkaran dan Restorasi Aset naik 551,39% dari USD684 ribu pada tahun 2011 menjadi USD3,774 ribu pada tahun 2012 disebabkan oleh bertambahnya nilai cadangan reklamasi lingkungan dan biaya restorasi sebagai akibat dari bertambahnya jumlah sumur eksplorasi.

d. Provisi Imbalan Kerja naik 460,71% dari USD575 ribu pada tahun 2011 menjadi USD2,651 ribu disebabkan terjadinya penambahan jumlah pekerja pada tahun 2012.

Jumlah LiabilitasTotal Liabilities(ribu USD)

20122011

800700600500400300 200100

0

555,682

713,901

d. Accrued Expenses The balance of Accrued Expenses as of 31 December

2012 amounted to USD40,685 thousand or increasing by 87.10% compared to that of in 2011 amounting to USD21,744 thousand. This balance represented accrued expenses to suppliers and contractors who were the Company’s accruals in connection with activities in the Cepu PSC based on the information in Joint Interest Statements issued by the Operators. This increase was in line with the increase of of goods and services procurement activities for the project purpose.

Non-current Liabilities Non-current Liabilities as of 31 December 2012 amounted to USD606.46 million, increasing by 21.2% from USD500.39 million in 2011. Such increases were noted in all accounts which among others included: a. Reclassification the debt from holding company that

previously recorded under current liabilities account to non-current liabilities which amounted to USD548,266 thousand.

b. Deferred tax liabilities increased by 5.56% compared to that of in 2011 amounting to USD48,657 thousand to USD51,361 thousand in 2012. The increase in deferred tax in line with the increase in the Company’s revenue.

c. Provision for the Dismantling Costs and Restoration of Assets increased by 551,39% from USD684 thousand in 2011 to USD3,774 thousand due to the increasing amount for the provision of environmental reclamation expenditure and restoration costs due to the addition of exploration wells.

d. Provision for Employee Benefits increased by 460.71% from USD575 thousand in 2011 to USD2,651 thousand due to addition of the workers in 2012.


EkuitasJumlah ekuitas pada akhir tahun 2012 tercatat sebesar USD65,711 ribu atau meningkat 73,61% dari posisi tahun sebelumnya yaitu USD37,850 ribu. Kenaikan ekuitas disebabkan oleh kenaikan pada akun saldo laba akibat penambahan realisasi laba bersih tahun 2012 sebesar USD27,861 ribu.

Jumlah EkuitasTotal Equity(ribu USD)

20122011

807060504030 2010

0

37,850

65,711

LIKUIDITAS DAN SUMBER DANA

Arus Kas dari Aktivitas OperasiPada 31 Desember 2012, Perseroan membukukan arus kas bersih dari aktivitas operasi sebesar USD22,268 ribu. Kas yang diterima dari pelanggan turun sebesar USD113,887 ribu dari USD237,845 ribu di tahun 2011 menjadi USD123,958 ribu. Penurunan jumlah penerimaan kas dikarenakan terjadinya penurunan pendapatan usaha yang disebabkan karena pada tahun 2012 pendapatan yang diterima hanya berasal dari FTP, kontraktor entitlement, cost recovery dan DMO fee. Sedangkan pada tahun 2011 masih ada pendapatan yang berasal dari unrecovered cost tahun-tahun sebelumnya.

Pembayaran ke pemasok dan karyawan mengalami kenaikan sebesar USD23,386 ribu dari USD55,168 ribu pada tahun 2011 menjadi USD78,555 ribu disebabkan oleh meningkatnya operasional perusahaan terutama untuk kegiatan proyek EPC 1-5.

Pembayaran pajak penghasilan juga mengalami peningkatan yang signifikan, meningkat sebesar USD28,600 ribu. Tingginya realisasi pajak kini dikarenakan pada tahun sebelumnya taxable income diperhitungkan hanya atas pendapatan DMO Fee saja sedangkan pada tahun 2012, taxable income berasal dari pendapatan atas FTP, ETBS dan DMO Fee.

Equity Equity as of the end of 2012 amounted to USD65,711 thousand or increased by 73.61% compared to the position in prior year amounting to USD37,850 thousand. Such increase in equity was due to the increase in income due to the addition in the realized net income in 2012 amounting to USD27,861 thousand.

LIQUIDITY AND FUNDING RESOURCES

Cash Flow from Operating Activities As of 31 December 2012, the Company recorded net cash flow from operating activities amounted to USD22,268 thousand. The cash received from customers decreased to USD113,887 thousand from USD237,845 thousand in 2011 to USD123,958 thousand. The decrease in cash received from operations due to the decrease in revenues in 2012 since the income was only received from FTP, contractor entitlement, cost recovery and DMO fee. Whereas in 2011 there were unrecovered revenues derived from cost in previous years.

The payment to suppliers and employees increased by USD23,386 thousand from USD55,168 thousand in 2011 to USD78,555 thousand mainly due to increase in Company’s operation particularly the EPC 1-5 project activities.

Payment of income tax has also increased significantly, rose by USD28,600 thousand. The high value of the current tax was due to the prior year taxable income was calculated only on the DMO Fee revenue, while in 2012, the taxable income derived from FTP, ETBS and DMO Fee revenues.




Atas hal-hal tersebut maka terjadi penurunan Kas bersih yang dihasilkan dari aktivitas operasi sebesar USD163,692 ribu.

Arus Kas dari Aktivitas InvestasiPada tahun 2012 arus kas bersih dari aktivitas investasi adalah sebesar USD (221,382) ribu sementara pada tahun 2011 sebesar USD(120,807) ribu. Kas bersih yang digunakan untuk aktivitas investasi tersebut terutama digunakan sebagai pembayaran kas untuk perolehan aset tetap atas pembangunan proyek berikut:

- Fasilitas produksi (EPC-1) senilai USD159.06 juta.- Pipa Penyalur Di Darat (EPC-2) senilai USD16.27 juta.- Jalur Pipa Lepas Pantai dan Menara Tambat (EPC-3)

senilai USD19.69 juta.- Floating Storage & Offloading (EPC-4) senilai

USD118.43 juta.- Fasilitas Infrastruktur (EPC-5) senilai USD11.12 juta.

Arus Kas dari Aktivitas PendanaanArus kas bersih dari aktivitas pendanaan pada tahun 2012 dan tahun 2011 masing-masing sebesar USD257,368 ribu dan USD(64,826) ribu. Tingginya arus kas dari aktivitas pendanaan ditahun 2012 yang berasal dari induk perusahaan dikarenakan oleh tingginya kebutuhan pendanaan untuk membiayai proyek pembangunan fasilitas produksi, pipa penyalur di darat, jalur pipa lepas pantai dan menara tambat, floating storage & offloading, dan fasilitas infrastruktur. Disisi lain, penurunan arus kas penyelesaian atas pinjaman di tahun 2012 lebih kecil dibandingkan tahun sebelumnya karena sesuai dengan perjanjian dengan induk perusahaan, pinjaman dimaksud akan diselesaikan diangsur untuk dibayarkan mulai pada saat fase produksi penuh (full field production) yang diperkirakan mulai tahun 2014.

Such conditions resulted in decreasing amount of cash received from operations amounting to USD163,692 thousand.

Cash Flow from Investing Activities In 2012, cash flow from investing activities amounted to USD(221,382) thousand while in 2011 amounted to USD(120,807) thousand. Net cash provided for such investing activities was mainly consumed for cash payment for the acquisition of fixed assets on the following projects:

- Production facilities (EPC-1) with the project value amounting to USD159.06 million.

- Onshore export pipeline (EPC-2) with the project value amounting to USD16.27 million.

- Offshore export pipeline and mooring tower (EPC-3) with the project value amounting to USD19.69 million.

- Floating Storage & Offloading (EPC-4) with the project value amounting to USD118.43 million.

- Infrastructure facilities (EPC-5) with the project value amounting to USD11.12 million.

Cash Flow from Financing Activities Net cash flow from financing activities in 2012 and 2011 was amounting to USD257,368 thousand and USD(64,826) thousand, respectively. The high cash flow from financing activities in 2012 were derived from the holding company to cover the high demand of funds for financing the EPC projects which were construction of production facilities, onshore pipeline, offshore pipeline and mooring tower, floating storage & offloading and infrastructure facilities. On the other hand, the decrease in cash flow of the loan settlement in 2012 was lower than the prior year in accordance with the agreement with the holding company, the loan will be settled in installments starting at the full field production will be expectedly begin in 2014.


RASIO KEUANGAN: SOLVABILITAS, KOLEKTABILITAS, DAN LIKUIDITAS

Solvabilitas (Kemampuan Membayar Hutang)

Ratio Solvability (%) 2012 2011

Debt to Total Assets 91,67 71,28 Debt to Equity Ratio 1.086,42 1.468,11

Kemampuan membayar hutang (solvabilitas) PEPC pada tahun 2012 meningkat dibandingkan tahun 2011. Hal ini terutama disebabkan karena peningkatan aset tidak lancar di tahun 2012.

Kemampuan membayar hutang yang mengalami peningkatan ditunjukkan dengan turunnya rasio Debt to Equity Ratio dari 1.468,11% pada tahun 2011 menjadi 1.086,42% pada tahun 2012. Sedangkan rasio Debt to Total Assets sedikit meningkat dari 71,28% pada tahun 2011 menjadi 91,67% pada tahun 2012. Peningkatan kemampuan membayar hutang disebabkan oleh bertambahnya aset Perusahaan dan meningkatnya modal Perusahaan yang berasal dari laba ditahan.

Kolektibilitas PiutangPada akhir tahun 2012, kemampuan PEPC dalam menagih piutang (collection period) adalah 75 hari, dibandingkan tahun 2011 selama 11 hari. Penurunan kolektibilitas piutang terutama disebabkan dari belum dibayarnya piutang DMO tahun 2011 oleh Pemerintah.

LikuditasPada dasarnya Perusahaan tidak mempunyai risiko likuiditas. Sebagian besar arus kas masuk Perusahaan bergantung pada dana dari PT Pertamina (Persero), dalam bentuk permintaan dropping pendanaan yang dicatat sebagai hutang kepada induk perusahaan. Manajemen Perusahaan secara rutin melakukan monitor atas perkiraan arus kas dan arus kas aktual dan melakukan koordinasi secara rutin atas pendanaan dengan PT Pertamina (Persero).

Ratio Liquidity 2012 2011

Cash Ratio (%) 55,15 2,36

Current Ratio (%) 90,20 321,35

FINANCIAL RATIO: SOLVABILITY, COLLECTIBILITY AND LIQUIDITY

Solvability (Debt Servicing Capacity)


The debt servicing capacity of PEPC in 2012 showed an increase compared to that of in 2011. This was due to the increasing amount of non-current assets in 2012.

The increase in debt servicing capacity was shown by the decreasing Debt to Equity Ratio from 1,468.11% in 2011 to 1,086.42% in 2012. While the ratio of Debt to Total Assets slightly increased from 71.28% in 2011 to 91,67% in 2012. The increase in debt servicing capacity was due to the Company’s additional assets and the increase Company’s capital drived from retained earnings.

Collectibility of Account Receivables At the end of 2012, PEPC collection period is 75 days, compared to 11 days in 2011. The decrease of receivables collectibility was primarily due to the account receivable of 2011 DMO fee has not been paid by the Government.

LiquidityPrincipally the Company has no exposure to liquidity risk. A major portion of the cash flow received by the Company is largely dependent on the fund from PT Pertamina (Persero), in the form of fund dropping request recorded as payable to the holding company. The Company’s management is regularly monitoring the projected cash flow and actual cash flow and regularly coordinating the funding of which with PT Pertamina (Persero).



Dari sisi Cash Ratio terdapat peningkatan dari 2,36% pada tahun 2011 menjadi 55,15% pada tahun 2012 terutama disebabkan oleh kenaikan kas dan setara kas. Peningkatan ini menunjukkan meningkatnya kemampuan Perusahaan dalam membayar kewajibannya walaupun Current Ratio menurun dari 321,35% pada tahun 2011 menjadi 90,20% disebabkan menurunnya Piutang Lain-Lain dari USD164,346 ribu pada tahun 2011 menjadi USD486 ribu.

Komitmen dan Liabilitas KontijensiPerjanjian dan kewajiban Perusahaan yang mengikat secara keuangan secara rinici dijelaskan pada butir 20 “Catatan atas Laporan Keuangan 31 Desember 2012 dan 2011” yang merupakan bagian dari buku Laporan Tahunan ini. Perjanjian dan kewajiban tersebut meliputi:a. Perjanjian jual beli minyak mentah Banyu Urip.b. Pembangunan sistem saluran pipa minyak Banyu Urip –

Mudic. Program Kerja dan Anggaran.d. Signature Bonus.e. Kontrak-kontrak Engineering Procurement and

Construction (EPC) untuk pembangunan fasilitas produksi minyak.

f. Perjanjian Unitisasi Jambaran - Tiung Biru.

Struktur ModalSesuai dengan kebijakan PT Pertamina (Persero), kebijakan permodalan dan pendanaan Perusahaan sepenuhnya diatur oleh PT Pertamina (Persero). Perusahaan tidak diberikan otorisasi untuk melakukan pinjaman baik jangka pendek maupun jangka panjang. Oleh karena itu penerimaan modal Perusahaan sangat tergantung sepenuhnya dengan kemampuan PT Pertamina (Persero) mendapatkan pendanaan.

Pada akhir tahun 2012, Jumlah Ekuitas Perusahaan tercatat sebesar USD65,711 ribu yang terdiri dari komponen Modal Ditempatkan dan Disetor sebesar USD49 ribu, Saldo Laba tahun 2011 sebesar USD37,801 ribu dan Saldo Laba tahun 2012 sebesar USD65,662 ribu. Seluruh Laba Bersih ditempatkan sebagai Ekuitas Perusahaan. Pemegang saham akan menetapkan penggunaan laba ditahan untuk pembentukan cadangan wajib dan cadangan umum yang akan digunakan untuk membiayai kegiatan operasi maupun investasi.

As for Cash Ratio, there was an increase of 2.36% in 2011 to 55.35% in 2012 particularly due to increase in cash and cash equivalent. Such increase displayed the Company’s increasing debt servicing capacity though Current Ratio decreased from 321.35% in 2011 to 90.20% due to the decrease in Other Receivables from USD164,346 thousand in 2011 to USD486 thousand.

Commitment and Contingent Liability The Company’s financially binding agreements and liabilities are disclosed in details in Note 20 “Notes to Financial Statements for the Year Ended 31 December 2012 and 2011” as a part of this Annual Report. Such agreements and liabilities include the following: a. Sales and purchase agreement of Banyu Urip crude oil.b. Construction of pipeline system from Banyu Urip –

Mudi.c. Work Program and Budget.d. Signature Bonus.e. Engineering Procurement and Construction (EPC)

contracts for the construction of oil production facilities.f. Agreement of Jambaran – Tiung Biru Unitization.

Capital StructureIn accordance with the policy of PT Pertamina (Persero), the policy of the Company’s capital structure and funding shall be fully governed by PT Pertamina (Persero). The Company is not given authorities to obtain short term or long term loan. Therefore, the Company’s capital is fully dependent on the financing capacity of PT Pertamina (Persero).

At the end of 2012, the Company’s equity reached USD65,711 thousand comprising the Issued and Paid-up Capital amounting to USD49 thousand, Retained Earning Balance in 2011 amounting to USD37,801 thousand and Retained Earning Balance in 2012 amounting to USD65,662 thousand. All Net Income is categorized under the Company’s equity. The shareholders will established a policy for the appropriation of mandatory and general reserves to be used for financing operation and investment activities.


Material Capital Expenditure Commitments The financing sources for capital expenditure were arising from related parties loan from PT Pertamina (Persero). A major portion of the capital expenditure commitments were denominated in US dollar thus indirectly serving as natural hedging against the exposure to forex volatility. The non-US dollar denominated transactions were converted to US dollar using the prevailing rates upon transaction dates.

In 2012, PEPC already made capital expenditures amounting to USD243,979,627 with the breakdown as follows:

Effects of Material Changes on Net Income

In 2012, the Company recorded Operating Income amounting to USD143,883 thousand, decreasing by 36.42% compared to 2011 amounting to USD226,305 thousand. The decrease in Operating Income made an impact on the decrease in the Company’s Net Income. Impact of Price Changes on Net Income and Operating IncomeOperating Income is mainly generated from the sales of crude oil whose tariff is determined based on Indonesia Crude Price (ICP). The fluctuation of ICP was largely affected by international oil market condition which included the following:- Fundamental factors (such as production, inventory,

refinery condition, pipe facilities and production policies, economic growth rate, demand, season and availability of technology of alternative power resources).

- Non-fundamental factors (market concerns due to political upheavals, security and speculative actions in oil market).

ICP price fluctuated on a monthly basis during 2012. However, in average, ICP price in 2012 reached USD112.73 per barrels and experienced no significant changes compared to the average in 2011 at USD111.55 per barrels.

Ikatan Material untuk Investasi Barang ModalSumber pendanaan atas belanja modal berasal dari hutang hubungan istimewa kepada PT Pertamina (Persero). Sebagian besar pengeluaran investasi barang modal didenominasi dalam mata uang Dollar AS, yang secara tidak langsung merupakan lindung nilai alami (natural hedging) terhadap eksposur fluktuasi mata uang asing. Transaksi dalam mata uang selain mata uang Dollar AS dijabarkan menjadi Dollar AS menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi.

Selama tahun 2012, PEPC telah melakukan belanja barang modal sebesar USD243,979,627 dengan perincian sebagai berikut:

Deskripsi Description Nilai Amount (USD)

Sumur (Fasilitas Produksi) Wells (Production Facilities)

55,070,956

Aset Dalam Penyelesaian Cosntruction in Progress

188,908,670

Jumlah Belanja Modal Total Capital Expenditure

243,979,627

Dampak Perubahan yang Material dari Pendapatan BersihPada tahun 2012 Perusahaan mencatat Pendapatan Usaha sebesar USD143,883 ribu, turun 36,42% dibandingkan tahun 2011 sebesar USD226,305 ribu. Turunnya Pendapatan Usaha berdampak pada turunnya Laba Bersih Perusahaan.

Dampak Perubahan Harga terhadap Pendapatan Bersih dan Laba OperasiPendapatan Usaha terutama diperoleh dari penjualan minyak mentah yang penetapan harganya berdasarkan ICP (Indonesia Crude Price). Fluktuasi ICP sangat dipengaruhi oleh kondisi pasar minyak internasional yang terdiri dari :- 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).

Harga ICP selalu berfluktuasi setiap bulan sepanjang tahun 2012. Namun secara rata-rata, harga ICP pada tahun 2012 sebesar USD112.73 per barel, tidak berubah secara signifikan dibandingkan dengan rata-rata tahun 2011 sebesar USD111.55 per barel.




Fakta Material Setelah Tanggal NeracaBerdasarkan Akta Jual Beli Saham No. 3 tanggal 6 Februari 2013 yang dibuat oleh Notaris Yulkhaizar Panuh S.H., PT Pertamina Dana Ventura (PDV) membeli saham non pengendali milik Koperasi Energi Indonesia (KEI) di Perusahaan, masing-masing sebanyak 25 lembar saham dan lima lembar saham. Dengan demikian, sejak tanggal transaksi tersebut pemegang saham Perusahaan adalah Pertamina (99%) dan PDV (1%).

Kebijakan Dividen - Dalam 2 Tahun TerakhirSampai dengan tahun buku 2011 PEPC belum menyisihkan laba Perusahaan untuk dividen. Pada RUPS pertanggungjawaban keuangan tahun buku 2010 PT Pertamina (Persero) sebagai pemegang saham tidak memutuskan penggunaan Laba Bersih Perusahaan tahun buku 2010 untuk dividen.

Penggunaan Dana Penawaran UmumSampai dengan tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan tidak menjadi perusahaan publik dan tidak melakukan penawaran umum.

Investasi, Ekspansi, Divestasi, Akuisisi, Restrukturisasi HutangSelama tahun 2012 PEPC melakukan kegiatan investasi dalam proyek Pengembangan Lapangan Banyu Urip dan Lapangan Jambaran – Tiung Biru.

Informasi Material yang Mengandung Benturan Kepentingan dan/atau Transaksi dengan Pihak AfiliasiSepanjang tahun 2012, Perusahaan tidak melakukan transaksi dengan pihak-pihak yang dapat digolongkan sebagai transaksi yang mengandung benturan kepentingan. Perusahaan melakukan transaksi dengan pihak-pihak yang mempunyai hubungan istimewa karena hubungan kepemilikan dan/atau kepengurusan dalam kegiatan usahanya. Kebijakan dan syarat yang telah disepakati bersama secara wajar telah dilakukan pada semua transaksi dengan pihak yang mempunyai hubungan istimewa.

Perusahaan melakukan transaksi dengan pihak-pihak yang berelasi sebagaimana didefinisikan dalam PSAK No 7 (revisi 2010) ”Pengungkapan pihak-pihak yang berelasi”.

Material Facts after Balance Sheet DateBased on the Deed of Sale and Purchase of Shares No. 3 dated 6 Februari 2013 legalised by Notary Yulkhaizar Panuh S.H., PT Pertamina Dana Ventura (PDV purchased non-controlling shares owned by Koperasi Energi Indonesia (KEI) in the Company comprising 25 shares and five shares, respectively. Thus, since the date of that transaction the shareholders of the Company is Pertamina (99%) and PDV (1%).

Dividend Policy – within the Past 2 YearsAs of the fiscal year 2011 PEPC has not allocated any portion of its income for the provision of dividend. In financial accountability during RUPS 2010, PT Pertamina (Persero) as a shareholder made no decision to pay out earnings as dividends in 2010.

Use of Yields from Public Offering As of 31 December 2012, the Company is not listed as a publicly listed company and does not conducts any public offering.

Investment, Expansion, Divestment, Acquisition, Loan RestructuringDuring 2012, PEPC performed investment activities in the Banyu Urip and the Jambaran - Tiung Biru Field Development Project.

Material Information Triggering Conflict of Interests and/or Transactions with Affiliated CompaniesDuring 2012, the Company made no transactions with parties which may be perceived as conflicting transactions. The Company made transactions with related parties due to their ownership and/or management in their business activities. The policies and requirements which have been fairly agreed upon have been established in all transactions with related parties.

The Company entered into transactions with related parties as defined under PSAK No. 7 (Revision 2010) “Disclosure of Related Parties”.


The following are the Company’s related parties:Berikut ini pihak-pihak yang mempunyai hubungan istimewa dengan Perusahaan:

Pihak yang berelasi Related party

Hubungan dengan pihak yang berelasi Relationship with related parties

Sifat transaksi Nature of transaction

PT Pertamina (Persero) Pemegang Saham Shareholder

Peminjaman dana dan pegawai yang diperbantukan Borrowing of fund and secondment of employee

PT Pertamina Hulu Energi Entitas Pengendali Entity under common control

Penggantian biayaReimbursement of expense

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk pemerintah Government related entities

Penempatan danaPlacement of fund

Perubahan Peraturan Perundang-undangan dan Dampaknya Terhadap Kinerja PerusahaanSelama tahun 2012 tidak ada perubahan peraturan perundang-undangan yang berpengaruh secara signifikan terhadap kinerja Perusahaan.

Informasi Keuangan Luar Biasa dan Jarang Terjadi Sampai dengan tanggal 31 Desember 2011 tidak terdapat informasi keuangan yang mengandung kejadian yang sifatnya luar biasa dan jarang terjadi.

Kebijakan Akuntansi PentingPada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan menerapkan pernyataan standar akuntansi keuangan (PSAK) dan interpretasi standar akuntansi keuangan (ISAK) baru dan revisi yang efektif pada tahun 2012. Perubahan kebijakan akuntansi Perusahaan telah dibuat seperti yang disyaratkan sesuai dengan ketentuan transisi dalam masing-masing standar dan interpretasi.

• PSAK No. 10 (Revisi 2010), ”Pengaruh Perubahan Kurs Valuta Asing”

Standar yang telah direvisi ini mensyaratkan entitas untuk menentukan mata uang fungsioal dan menjabarkan seluruh mata uang asing ke mata uang fungsionalnya. Mata uang fungsional ditentukan dengan menggunakan hierarki 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.


Changes in Rules and Regulations and their Impact on the Company’s PerformanceDuring 2012, there were no changes in rules and regulations which had significant impact on the Company’s performance.

Extraordinary EventsAs of 31 December 2011, there were no extraordinary events.

Significant Accounting PoliciesOn 1 January 2012, the Company adopted Statements of Financial Accounting Standards (PSAK) and the new and revised Interpretation of Financial Accounting Standards (ISAK) effective 2012. The changes in the Company’s accounting policies have been made as required in accordance witht the transitional provisions in each standard and interpretation.

• PSAK No. 10 (Revision 2010), “The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates”

The revised standard requires an entity to determine the functional currency and to express all foreign currencies in the functional currency. The functional currency is determined by using hierarchical primary and secondary factors. An entity may not present its financial statements in any other currency. Such standard also provides for guidelines concerning the presentation of the group’s financial statements whose subsidiaries, associated companies and joint ventures having different functional currencies.



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

Penjelasan selengkapnya mengenai perubahan pada pernyataan standar akuntansi keuangan dan interpretasi pernyataan standar akuntansi keuangan dapat dilihat pada butir 3 “Catatan atas Laporan Keuangan 31 Desember 2012 dan 2011” yang merupakan bagian dari buku Laporan Tahunan ini.

KEY PERFORMANCE INDICATOR (KPI)

Sebagai salah satu anak perusahaan PT Pertamina (Persero), PT Pertamina EP Cepu (PEPC) telah menentukan sistem dan ukuran kinerja organisasi yang mengacu pada substansi TKO Penilaian Kinerja Pekerja No.B-430/I20100/2008-SO melalui siklus di bawah ini, dimana Key Performance Indicator (KPI) Direksi Perusahaan merupakan penjabaran dari KPI Direktur Hulu Pertamina.

Okt Nop Des DesJan Triwulan

PEPC

Dir

ekto

rat H

ulu

Korp

orat Review

Kinerja (7)Pedoman

Penyusunan KPIKorporat (1)

EvaluasiKondisi

saat ini (2) EvaluasiKinerja

Tahunan (9)

EvaluasiKondisi

saat ini (2)

PenjabaranJudul Ukuran

Kinerja (4)

PenjabaranTarget Kinerja Tahunan (5)

PenentuanJudul Ukuran

Kinerja (8)

PenentuanTarget KinerjaTahunan (5) Pelaporan

Kinerja (8)

ReviewKinerja (8)

KPI (6)

KPI (6)

EvaluasiKondisi

saat ini (2)

PenentuanJudul Ukuran

Kinerja (3)

EvaluasiKinerja

Tahunan (9)

• PSAK No. 60, “Financial Instruments: Disclosure” PSAK 60 consolidates and expands the provisions

concerning the currently available disclosures and makes additions on a number of new significant disclosures related to financial instruments concerning the measurement of fair values and liquidity risk. In particular, such amendment requires a disclosure concerning the measurement of fair values using the hierarchy of fair value measurement. The adoption of this standard requires additional disclosure but has no impact on the Company’s financial position or comprehensive income since it has no impact on the classification and measurement of the Company’s financial instruments.

Inclusive explanation concerning the changes on the statements of financial accounting standards and interpretation of financial accounting standards is found in Note 2 “Notes to Financial Statements 31 December 2012 and 2011” as a part of this Annual Report.

KEY PERFORMANCE INDICATOR (KPI)

As one of subsidiaries of PT Pertamina (Persero), PT Pertamina EP Cepu (PEPC) already established its organizational system and measurement of performance by referring to the substance of TKO of Employees Performance Evaluation No.B-430/I20100/2008-SO as depicted in the cycle below, whereby Key Performance Indicator (KPI) of the Company’s Directors represents the KPI of Pertamina’s Upstream Director.


Ukuran kinerja organisasi ditetapkan di awal tahun dalam forum Challenge Session dari Direktur Hulu Pertamina dengan para Direktur Perusahaan Anak Hulu dibawahnya dan dijadwalkan resetting di pertengahan tahun bila diperlukan.

Untuk memonitor pencapaian KPI Perusahaan secara menyeluruh Perusahaan menggunakan tahapan proses sebagai berikut: 1. Mengidentifikasi ukuran/indikator kinerja yang terkait

langsung maupun tidak langsung kepada KPI Direksi dan merupakan bagian dari action plan perusahaan maupun bagian dari desain kinerja proses;

2. Memetakan keterhubungan antar berbagai ukuran/indikator kinerja ke dalam Diagram Tree;

3. Menghitung/memperkirakan bobot kontribusi ukuran-ukuran/indikator kinerja (hasil identifikasi pada tahap 2), yang mendukung pencapaian KPI dan action plan pada setiap jejang organisasi, maupun yang terkait dengan kinerja proses;

4. Memilih/Menentukan ukuran/indikator berdasarkan kriteria dampak dominan pada pencapaian KPI Direksi maupun pada kinerja proses utama, untuk dimonitor pencapaiannya dan dikumpulkan datanya;

5. Menentukan jadwal pengukuran terhadap ukuran/indikator kinerja terpilih;

6. Mengumpulkan data dan informasi tentang capaian kinerja ukuran/indikator terpilih tersebut sesuai jadwal dengan menggunakan media penyediaan/komunikasi data dan informasi Perusahaan;

7. Perusahaan kemudian menyelaraskan data dan informasi kinerja dari lapangan operasi maupun data Kantor Pusat dan mengintegrasikannya berdasarkan hasil pemetaan hubungan antar ukuran yang dihasilkan

Dengan tahapan proses tersebut, maka data dan informasi mengalir mulai dari Mobile Cepu Limited (MCL) ke operator data PEPC di Kantor Field Operation Cepu kemudian bergerak ke semua manager fungsi terkait atau langsung ke Direksi. Secara formal proses ini didasarkan pada Alur Kerja Penyusunan Laporan Manajemen Perusahaan Triwulanan/Tahunan. Hasil evaluasi kinerja dilaporkan dalam Laporan Manajemen Perusahaan bulanan, sehingga penyimpangan terhadap target secara cepat dapat segera diantisipasi.

The organizational performance measurement is established in the beginning of the year in a forum of Challenge Session by Pertamina’s Upstream Director and the Directors of Upstream Subsidiaries and will be scheduled for a resetting in the middle of the year if necessary.

To monitor the Company’s KPI achievements in a comprehensive manner, the Company adopts the following stages:1. Identifying the performance measurement/indicators

directly or indirectly related to the KPI of Directors and being a part of the Company’s action plans or a part of the process performance design;

2. Mapping the linkage among various performance measurement/indicators into Diagram Tree;

3. Calculating/predicting the proportionate contribution of such performance measurements/indicators (the identification results in stage 2) which supports KPI achievements and action plans in each organizational level, or those related to process performance;

4. Selecting/determining the measurement/indicators based on the criteria of dominant impact on the achievement of KPI of Directors or on the performance of main process, for the purpose of monitoring their achievements and gathering their data;

5. Determining the schedule of evaluation towards selected performance measurement/indicators;

6. Gathering data and information concerning the achievement of such selected performance measurement/indicators in accordance with the schedule by utilizing the Company’s media of communication for data and information;

7. Aligning the performance data and information from operation field and the data from Head Office and integrating them based on the results of mapping of relationship among the measuring factors being generated.

By adopting such process, the data and information will flow from Mobile Cepu Limited (MCL) to PPEC data operator at Cepu Field Operation Office and then will be passed on to all managers in related functions or directly to Directors. In a formal manner, the process is based on the Work Flow of Preparing the Company’s Quarterly/Annual Management Report. The result of performance evaluation is reported in the Company’s Monthly Management Report so as to immediately anticipate any deviation against the target.



IND

IKAT

OR

KIN

ERJA

UTA

MA

FREQ

MO

NIT

OR

ING

BO

BO

T(%

)SA

TUA

NTA

RG

ETTA

RG

ETR

ealis

asi

Dev

iatio

nPe

rfor

man

ceK

ETER

AN

GA

NTW

ITW

IITW

III

TW IV

Kum

utat

ifTW

ITW

IITW

III

TW IV

Kum

ulat

ifB

ASE

STR

ETC

HB

ASE

STR

ETC

HB

ASE

STR

ETC

HB

ASE

STR

ETC

HB

ASE

STR

ETC

HB

ASE

ST

RET

CH

Indi

vidu

al

Perfo

rman

ce

cont

ract

I. Fi

nanc

ial

35%

1La

ba U

saha

BULA

NAN

15ID

RTn

0.49

0.54

0.12

0.14

0.25

0.27

0.37

0.41

0.49

0.54

0.49

0.54

0.28

0.21

0.54

0.61

0.61

120.

00%

18.0

0%

2Be

ban

Usa

haBU

LAN

AN10

IDRT

n0.

540.

490.

140.

120.

270.

240.

410.

370.

540.

490.

540.

490.

160.

330.

520.

700.

7071

.09%

7.11

%

Unt

uk p

elap

oran

KPI

201

2 re

alis

asi A

BO

Sebe

sar 0

.7 T

tida

k te

rmas

uk b

iaya

BTP

O

yg d

i re-

clas

s ke

ABI

seb

esar

US$

9.0

98.2

66(=

Rp

87.7

6 M

pad

a ku

rs 9

,646

).Te

rmas

uk R

ealis

asi D

epre

sias

i,Dep

lesi

&

Amor

tisas

i (D

D&A

)

3R

OC

EBU

LAN

AN5

%10

1110

1110

1110

1110

1110

.011

.00

13.4

312

.29

13.2

412

.46

12.1

012

0.00

%6.

00%

4La

ba U

saha

Hul

uBU

LAN

AN5

IDRT

n39

.19

40.8

710

1120

2131

3241

4339

.19

40.8

712

.59

25.7

132

.89

41.2

041

.20

120.

00%

6.00

%

II. O

pera

tiona

l20

%

5O

&G p

rod

Volu

me

BULA

NAN

20M

BOEP

D9.

6810

.13

9.68

10.1

39.

6810

.13

9.68

10.1

39.

6810

.13

9.68

10.1

39.

769.

569.

8110

.05

10.0

511

6.72

%23

.34%

III. B

usin

ess

deve

lopm

ent /

cus

tom

er

satis

fact

ion

45%

6O

&G re

serv

es a

dded

(RR

,P1)

BULA

NAN

15M

MBO

E77

810

00

00

077

8177

810

00

7777

100.

00%

15.0

0%

Ref

.MO

M d

enga

n SK

Mig

as ta

ngga

l 24

Juli

2012

dat

a TB

R-2

ST te

lah

diak

omod

asi

dala

m p

erhi

tung

an IG

IP d

an O

OIP

, has

ilnya

re

lativ

e ko

nsis

ten

deng

an p

erhi

tung

an

sebe

lum

nya,

dan

dis

kusi

JTB

-Cen

dana

di

ntya

taka

n se

lesa

i.

7O

&G re

sour

ce a

dded

(RR

,2C

)BU

LAN

AN15

MM

BOE

3740

00

00

00

3740

3740

00

07.

67.

620

.54%

3.08

%R

eses

voir

Car

bona

te T

CE

di A

TE-1

rela

tif

tight

, Sem

enta

ra R

eser

voir

Eoce

ne C

last

ic

tidak

ber

kem

bang

8Ke

y PE

PC p

roje

ct m

ilest

ones

TRI-W

ULA

NAN

15%

9510

095

100

9510

095

100

9510

095

100

103

111

9390

.28

90.2

895

.03%

14.2

5%

Rea

lisas

i ABI

seb

esar

2,5

60M

term

asuk

re

-cla

ss d

ari A

BO (B

TPO

) seb

esar

US$

9.

098.

266

(=ID

R 8

7.76

M p

ada

kurs

9,

646)

,dia

tas

RAK

P.

Prog

ram

Ker

ja y

g tid

ak te

rcap

ai a

dala

h Pe

r-se

tuju

an P

OD

JTB

, Dril

ling

KK-1

(re-

entry

) da

n pe

mbo

ran

5 su

mur

pen

gem

bang

an B

U..

Boun

dary

KPIs

IV. P

eopl

e M

anag

emen

t0%

TO

TAL

BO

BO

T:10

0%

1TR

IRTR

I-WU

LAN

AN0

Rat

io1.

290

1.29

-1.

29-

1.29

-12

.9-

1.29

-0

00

00

120%

Sesu

ai J

ukni

s, k

ejad

ian=

0, p

enca

paia

n KP

I 120

%

2N

OA

TRI-W

ULA

NAN

0#

case

s0

00

-0

-0

-0

-0

-0

00

00

100%

Sesu

ai J

ukni

s, k

ejad

ian=

0, p

enca

paia

n KP

I 100

%

3G

CG

Com

plia

nce

TRI-W

ULA

NAN

0%

8080

20-

40-

60-

80-

8035

.748

79.6

8383

120%

Base

em

isi t

ahun

201

1 =4

3,45

7.60

Ton

C

O2e

. Em

isi t

ahun

201

2 TW

lv =

609

0.53

To

n C

O2e

Ter

jadi

pen

urun

an e

mis

i seb

esar

14

% s

/d T

W IV

tahu

n 20

12

Oth

er

Ope

ratio

nal

Met

rics

1Em

issi

on re

duct

ion

TRI-W

ULA

NAN

0%

3-

3-

3-

3-

3-

3-

0.78

711

1414

100%

Pem

akai

an li

strik

tahu

n 20

11 =

446.

52Kw

h/or

ang

Pem

akai

an ta

hun

2012

TW

lv =

42

6.28

Kwh/

oran

g Te

rjadi

pen

urun

an

pem

akai

an li

strik

seb

esar

4.5

2% s

/d T

W

IV ta

hun

2012

2En

ergy

effi

cien

cyTR

I-WU

LAN

AN0

%7.

5-

7.5

-7.

5-

7.5

-7.

5-

7.5

-1.

8214

.95

3.14

4.52

4.52

100%

3R

/PTR

I-WU

LAN

AN0

Year

s41

36-

--

--

-41

3641

360

00

3838

1 12%

4Le

arni

ng d

ays

TRI-W

ULA

NAN

0D

ays

6.5

-1.

625

-3.

25-

4.87

5-

6.5

-6.

5-

2.2

5.33

6.67

10.6

10.6

120%

5O

ther

pro

ject

mile

ston

esTR

I-WU

LAN

AN0

%95

--

--

--

--

-95

-0

00

6Kn

owle

dge

shar

ing

TRI-W

ULA

NAN

0%

1012

2.5

35

67.

59

1012

1012

.03.

53.

51.

693.

512

.212

0%Te

lah

dila

ksan

akan

11

kali

Daf

tar

Proy

ek-

Proy

ek

Uta

ma

Dire

ktor

at

Hul

u

Proy

ek p

enge

mba

ngan

Jam

bara

n - T

iung

Biru

Proy

ek p

enge

mba

ngan

Cep

u Ba

nyu

Urip

Peru

baha

n ba

gi h

asil

PEPC

Dire

ktur

Hul

u

Muh

amad

Hus

en

Dis

etuj

ui o

leh

:Ja

karta

,

2013

Dire

ktur

Uta

ma

PEPC

,

Amril

Tha

ib M

anda

iling

KES

EPA

KAT

AN

KIN

ERJA

TA

HU

N 2

012

DIR

EKTU

R U

TAM

A PT

. EP

CEP

U (P

EPC

)PT

PER

TAM

INA

(PER

SER

O)

PER

IOD

E : J

AN

UA

RI -

DES

EMB

ER 2

012

Dec

viat

ion

Perf

orm

ance

Sem

akin

kec

il se

mak

in b

aik

#DIV

/OI

#DIV

/OI

Sem

akin

bes

ar s

emak

in b

aik

#DIV

/OI

#DIV

/OI

Tata Kelola PerusahaanGood Corporate Governance


Tata KelolaPerusahaanGood Corporate Governance

Pemenuhan aspek-aspek GCG akan mendukung tujuan Perusahaan baik dalam mencapai kinerja terbaik, profitabilitas dan nilai tambah bagi seluruh pemangku kepentingan.

The compliance of GCG aspects will support the Company’s objectives either in achieving the best performance, gaining profitability and giving added values for all stakeholders.



KOMITMEN PELAKSANAAN GCG

PT Pertamin EP Cepu (PEPC) berkomitmen untuk menjunjung tinggi nilai-nilai integritas dan menerapkan prinsip-prinsip tata kelola perusahaan yang baik (Good Corporate Governance - GCG) dalam menjalankan setiap aktivitas usahanya. Seluruh jajaran perusahaan meyakini bahwa pemenuhan aspek-aspek GCG dapat mendukung tujuan perusahaan baik dalam mencapai kinerja terbaik, profitabilitas dan nilai tambah bagi seluruh pemangku kepentingan, serta keberlangsungan usaha jangka panjang.

Penerapan GCG di PEPC mengacu pada Peraturan Menteri Negara BUMN Nomor: PER-01/MBU/2011 tanggal 1 Agustus 2011 tentang Penerapan Tata Kelola Perusahaan Yang Baik (Good Corporate Governance) pada Badan Usaha Milik Negara, Undang-Undang No. 19 Tahun 2003 tanggal 19 Juni 2003 tentang BUMN, Pedoman Umum Good Corporate Governance yang dikeluarkan oleh Komite Nasional Kebijakan Governance, serta memperhatikan etika dan praktik bisnis terbaik.

COMMITMENT TO GCG IMPLEMENTATION

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) is highly committed to upholding integrity values and implementing good corporate governance (GCG) principles in the conduct of each of its business activities. All lines within the Company believe that meeting the GCG aspects could support the Company in attaining its objectives by giving its best performance, gaining profitability and giving added value to the benefit of all stakeholders, and reaching long term business sustainability.

The implementation of GCG in PEPC refers to the Regulation of the Minister of State-owned Enterprises (BUMN) No. PER-01/MBU/2011 dated 1 August 2011 on the Implementation of Good Corporate Governance in State Owned Enterprises, Law No. 19 year 2003 dated 19 June 2003 on State-owned Enterprises, the General Guideline on Good Corporate Governance issued by National Committee of Governance Policy, and to the business ethics and best business practices.



Perusahaan mengimplementasikan prinsip-prinsip GCG dalam setiap aspek bisnis dan operasional dengan mengacu pada pemenuhan lima prinsip dasar GCG yaitu:

1. TransparansiPEPC bersifat terbuka dalam melaksanakan proses pengambilan keputusan dan mengutamakan keterbukaan dalam mengungkapkan informasi material dan relevan mengenai Perusahaan. Informasi mengenai Perusahaan dapat diakses dengan mudah oleh para pemangku kepentingan maupun masyarakat luas melalui website Perusahaan yaitu www.pertamina-epcepu.com. Informasi tersebut meliputi, namun tidak terbatas pada, visi, misi, sasaran usaha dan strategi perusahaan, sistem pengawasan dan pengendalian internal, sistem dan pelaksanaan Good Corporate Governance (GCG), dan kejadian penting yang dapat mempengaruhi kondisi perusahaan. Meskipun demikian, pelaksanaan prinsip keterbukaan tidak mengurangi kewajiban untuk memenuhi ketentuan tentang kerahasiaan perusahaan.

2. Akuntabilitas PEPC memiliki pedoman pengelolaan perusahaan yang mengatur dengan jelas pelaksanaan dan pertanggungjawaban setiap fungsi/jabatan sehingga pengelolaan perusahaan terlaksana secara efektif. Untuk menegakkan prinsip akuntabilitas, Perusahaan memastikan bahwa sistem pengendalian internal berjalan secara efektif, memiliki ukuran kinerja untuk semua jajaran sesuai dengan sasaran usaha, serta memiliki sistem penghargaan dan sanksi (reward and punishment). Seluruh komponen Perusahaan wajib berpegang pada etika bisnis dan pedoman perilaku (code of conduct).

3. ResponsibilitasSetiap karyawan harus melaksanakan tugas secara efektif dan bertanggungjawab sesuai pedoman pengelolaan perusahaan. Prinsip responsibilitas juga diimplementasikan dengan mematuhi peraturan perundang-undangan, peraturan perusahaan serta melaksanakan tanggung jawab sosial untuk menjaga kesinambungan usaha jangka panjang.

4. IndependensiPEPC memastikan bahwa pengelolaan perusahaan dilakukan secara independen, bebas dari benturan kepentingan dan tanpa pengaruh dari pihak manapun yang tidak sesuai dengan peraturan perundang-undangan dan prinsip-prinsip korporasi yang sehat. Perusahaan menghindari terjadinya dominasi oleh pihak manapun agar pengambilan keputusan

The Company implements GCG principles in each business and operational aspects by referring to the five basic principles of GCG which are as follows:

1. TransparencyPEPC shows its transparency during the decision-making process and prioritizes the transparency in disclosing material and relevant information pertaining to the Company. Information concerning the Company is easily accessible to all stakeholders or the general public through the Company’s website www.pertamina-epcepu.com. Such information includes, and are not limited to the vision, mission, business objectives and corporate strategies, monitoring system and internal control, system and implementation of Good Corporate Governance (GCG), and significant events which may affect the Company’s conditions. Nevertheless, the implementation of transparency principles does not diminish the obligation to maintain the Company’s confidentiality requirement.

2. AccountabilityPEPC has an established guideline on how to manage the Company, which clearly regulates the implementation and accountability of each function/position in order to run an effective Company management. To uphold the accountability principles, the Company ensures that the internal control system runs effectively, maintains performance assessment criteria for all lines in accordance with business targets, and adopts a reward and punishment system. All components within the Company are required to adhere to the business ethics and code of conduct.

3. ResponsibilityEach employee should perform his/her duties effectively and with a full sense of responsibility in accordance with the corporate management guidelines. The accountability principle is also implemented by complying with the rules and regulations, with corporate regulations and by performing social responsibility to maintain the long term business sustainability.

4. IndependencePEPC ensures that the company management be conducted in an independent manner, free from conflict of interests and without any undue influence from any party which is not in line with the rules and regulations and sound corporate principles. The Company avoids the exercise of any dominating influence from any party so that decision-making


dilakukan secara obyektif semata-mata untuk kepentingan Perusahaan. Pengambilan keputusan bisnis mengacu pada pertimbangan komersial, restrukturisasi organisasi, investasi dan divestasi sesuai dengan strategi perusahaan.

5. Kewajaran dan KesetaraanPEPC menerapkan perlakuan wajar dan adil dalam memenuhi hak-hak para pemangku kepentingan sepanjang memenuhi peraturan perundang-undangan serta standar etika yang yang pantas dalam dunia usaha. Hubungan dengan pekerja dijaga dengan memberikan kesempatan yang sama kepada pekerja dalam berkarir dan melaksanakan tugas secara profesional tanpa membedakan suku, agama, golongan, dan jender.

PEDOMAN PENERAPAN GCG

Sebagai anak perusahaan PT Pertamina (Persero) dan warga korporasi yang baik serta untuk menjamin efektivitas penerapan GCG yang berkelanjutan, PEPC mengadopsi panduan-panduan dan kebijakan untuk melaksanakan GCG yang telah dibuat dan diterapkan di lingkungan korporat PT Pertamina (Persero) dan anak-anak perusahaannya.

Panduan tersebut diantaranya adalah: 1. Pedoman Etika Usaha dan Tata Perilaku (Code of Conduct)

Insan PT Pertamina (Persero);2. Pedoman Pelaporan laporan pajak-pajak pribadi

(LP2P), Code of Conduct (COC), laporan harta kekayaan penyelenggara negara (LHKPN), dan konflik kepentingan (conflic of interest/COI) serta penerimaan dan pemberian hadiah/cinderamata dan hiburan secara online system;

3. Pedoman konflik kepentingan/Conflic of interest (COI);4. Pedoman penerimaan hadiah/cinderamata dan hiburan

(entertainment);5. Tata kerja organisasi pengelolaan whistlerblowing system

(WBS).

Panduan pelaksanaan GCG tersebut telah disosialisasikan dan diimplementasikan di lingkungan Perusahaan. Sosialisasi untuk menjamin pemenuhan terhadap persyaratan hukum dan perilaku etis dilakukan melalui kegiatan-kegiatan sebagai berikut:1. Sosialisasi tentang undang-undang/peraturan/regulasi/

kebijakan baru kepada seluruh jajaran PEPC seperti : Komitmen dalam Kesehatan, Keselamatan Kerja dan lindungan lingkungan yang ditandatangani tanggal 15 Juni 2010, Traktat Manajemen Risiko PT Pertamina EP

can be made objectively solely in the best interest of the Company. The business decision-making refers to commercial consideration, organizational restructuring, investment and divestment in alignment with corporate strategies.

5. Fairness and Equality PEPC implements fair and equal treatment in meeting the rights of stakeholders provided that they meet the rules and regulations and proper ethical standards in the business world. The Company nurtures relationship with its workers by providing them equal opportunity in their career path and in the performance of their tasks in a professional manner without discrimination based on ethnicity, religion, group or gender.

GUIDELINES FOR GCG IMPLEMENTATION

As a subsidiary of PT Pertamina (Persero) and as a good corporate citizen, as a method to ensure the effectiveness of sustainable GCG implementation, PEPC adopts the guidelines and policies to implement GCG which have already been prepared and adopted at corporate level in PT Pertamina (Persero) and its subsidiaries.

The guidelines are among others: 1. Business Ethics Guidelines and Code of Conduct of PT

Pertamina (Persero);2. The guidelines for reporting personal taxes (LP2P),

Code of Conduct (COC), report of personal wealth of government officers (LHKPN), and conflict of interest (COI) and receipt and provision of gifts/souvenirs and entertainment through an online system;

3. Guidelines on conflict of interest (COI);4. Guidelines of receiving gifts/souvenirs and

entertainment;5. Organizational procedures for whistleblowing system

(WBS) management.

The guidelines of GCG implementation have been disseminated and implemented within the Company. The dissemination process to ensure that the Company meets the legal requirements and ethical behavior is performed through the following activities:1. Dissemination of new laws/rules/ regulations/policies

to all PEPC lines such as: Commitment in Health, Work Safety and environmental protection signed on 15 June 2010, Risk Management Charter of PT Pertamina EP Cepu signed on 4 October 2010, Revised SOP of



Cepu yang ditandatangani pada tanggal 4 Oktober 2010, SOP revisi tentang Perjalanan Dinas Luar Negeri tanggal 1 Mei 2012, Petunjuk Pelaksanaan Car Ownership Program (COP) dan House Ownership Program (HOP) yang ditandatangani tanggal 23 Juli 2012 dan Pembaharuan Peraturan Perusahaan yang ditandatangani tanggal 21 Desember 2012.

2. Penandatanganan Pakta Integritas Dewan Komisaris dan Direksi pada saat pelantikan.

3. Sebagai salah satu anak perusahaan Pertamina, PEPC mendukung program Pertamina Clean (corruption free) yang dijabarkan dalam bentuk penandatanganan bersama Piagam Prinsip Prinsip Dasar Integritas. Pertamina Clean dikomunikasikan ke seluruh level pekerja melalui saluran komunikasi. Piagam Prinsip Prinsip Dasar Integritas yang mengikat dan berlaku bagi seluruh karyawan Pertamina berisi panduan moral dan sikap yang baik bagi insan-insan Perusahaan dalam menjalankan dan mengoperasikan perusahaan secara profesional termasuk melarang praktik yang tidak sesuai prinsip-prinsip GCG seperti konflik kepentingan.

4. Mengikutsertakan beberapa personil manajemen senior pada workshop Etika Bisnis yang diselenggarakan Pertamina Korporat bekerja sama dengan Tim KPK.

5. Menerapkan reward dan punishment secara konsisten.6. Memberikan informasi tentang saluran komunikasi

khusus untuk melaporkan penyimpangan dan pelanggaran terhadap perilaku etis dan hukum.

7. Selalu memberikan early warning terhadap kemungkinan terjadinya permasalahan atas risiko penyimpangan tata kelola secara berkala.

8. Mewajibkan seluruh rekanan untuk menandatangani Confidentiality Agreement.

9. Mewajibkan kepada seluruh pihak yang terlibat dalam pengadaan barang dan jasa sebagaimana tercantum Surat Keputusan Tim Pelelangan Pengadaan Barang dan Jasa untuk mencegah terjadinya kecurangan dan ketidaksesuaian dalam proses pengadaan barang dan jasa.

ASESMEN PENERAPAN GCG

Untuk mengukur dan mengetahui tingkat pelaksanaan nilai-nilai tata kelola di Perusahaan, perlu dilakukan berbagai asesmen baik dari lingkungan internal (self assessment), Pertamina korporat maupun pihak eksternal yang independen. Evaluasi internal terhadap implementasi GCG

Overseas Business Travel on 1 May 2012, Guidelines on Car Ownership Program (COP) and House Ownership Program (HOP) signed on 23 July 2012 and Renewal of Government Regulations signed on 21 December 2012.

2. Signing of Integrity Pact of the Boards of Commissioners and Directors upon inauguration.

3. As one of the subsidiaries of Pertamina, PEPC supports the program of Pertamina Clean (corruption free) which is disclosed in a joint signing of Basic Integrity Principles Charter. Pertamina Clean is communicated to all levels of employees through its communication channel. The Basic Integrity Principles Charter which remains binding and in force on all Pertamina employees contains the moral guidance and proper attitude for all Company’s personnel in running and operating the Company professionally including prohibiting the practices which are not in line with GCG principles such as conflict of interest.

4. Involving a number of senior management personnel in the workshop of Business Ethics held by Pertamina Corporate together with the KPK team.

5. Implementing reward and punishment in a consistent manner.

6. Providing information concerning the special communication channel to report any irregularities and violation of ethical behavior and law.

7. At all times providing early warning concerning the possibility of issues due to the risk of deviating from corporate governance on a periodical basis.

8. Requiring all business partners to sign the Confidentiality Agreement.

9. Requiring all parties involved in the procurement of services and goods as stated in the Decision Letter of the Procurement Team of Goods and Services to prevent the commission of fraud and inconsistency in the process of procurement of goods and services.

GCG IMPLEMENTATION ASSESSMENT

To measure and identify the level of implementation of GCG values in the Company, the Company needs to carry out various assessments either by performing a self-assessment, or by performing Pertamina corporate level assessment, or by hiring independent external parties. The internal evaluation of GCG implementation is conducted


antara lain dilakukan melalui performance dialog setiap triwulan untuk membahas pencapaian Key Performance Indicators (KPI), dimana pelaksanaan GCG menjadi salah satu Ukuran Kinerja Terpilih (UKT).

Perusahaan secara bertahap mempersiapkan kodifikasi dan organ-organ pendukung GCG sesuai peraturan pemerintah dan perundang-undangan yang berlaku. Sejumlah kodifikasi seperti Peraturan Perusahaan, Pedoman Perilaku, Pedoman Tata Kerja Dewan Komisaris dan Direksi (Board Manual) serta Piagam Internal Audit sedang dalam proses penyusunan menyusul dilengkapinya secara bertahap organ pendukung GCG.

Berikutnya, di tahun 2013 assessment GCG dapat dilaksanakan menggunakan jasa konsultan independen dengan tujuan untuk: a. Melakukan pemetaan dan evaluasi terhadap kelengkapan

dokumen, infrastruktur dan softstructure yang terkait dengan GCG serta untuk mengetahui tingkat kepatuhan perusahaan (scoring) terhadap praktik GCG.

b. Mengetahui aspek-aspek yang perlu disempurnakan dalam implementasi GCG agar sesuai best practices.

PERTAMINA QUALITY ASSESSMENT (PQA)

Berdasarkan Surat Keputusan Direktur Utama PEPC No Prin-03/CP0000/2011-S0 tanggal 9 Februari 2011, mulai tahun 2012 PEPC mengikuti Pertamina Quality Assesment (PQA) sebagai salah satu bentuk sistem penilaian kinerja dan pengelolaan bisnis Perusahaan dalam upaya mencapai Visi PEPC sekaligus mendukung pencapaian visi korporat Pertamina, yaitu “Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia”. Tujuan penilaian tersebut adalah untuk penyelesaian Opportunity for Improvement (OFI) menjadi Action For Improvement (AFI) yang merupakan salah salah satu Key Performance Indicators (KPI) manajemen.

Program PQA yang menyelaraskan rencana kerja Sistem Manajemen Mutu Pertamina (SMMP), diadakan secara rutin setiap dua tahun sekali dan ditetapkan berdasarkan Surat Keputusan Direktur Utama Pertamina No.Kpts-010/C00000/2009-S0 tanggal 16 Januari 2009. Dokumen Aplikasi PEPC Tahun 2012 yang dibuat untuk pertama kalinya dalam rangka memenuhi program PQA dapat diselesaikan sesuai

through quarterly performance dialog to discuss the achievements of Key Performance Indicators (KPI), whereby the implementation of GCG serves as one of the Selected Performance Measurements (UKT).

The Company is gradually preparing the codification and GCG supporting organs in accordance with the prevailing government rules and regulations. A number of codification such as Company Manuals, Code of Conduct, Board Manual, and Internal Audit Charter are in the process of preparation followed by the gradual completion of GCG supporting organs.

Later in 2013, the GCG assessment will be performed by comissioning independent consultant services for the purpose of:a. Mapping and evaluating document completion,

infrastructure and softstructure related to GCG and identifying the Company’s scoring against GCG practices.

b. Identifying the aspects that need to be improved in the implementation of GCG so as to achieve the standards of best practices.

PERTAMINA QUALITY ASSESSMENT (PQA)

Based on the Decision Letter of President Director of PEPC No. Prin-03/CP0000/2011-S0 dated 9 February 2011, starting 2012 PEPC began to participate in Pertamina Quality Assessment (PQA) as one of the types of performance assessment systems and management of the Company’s business in the effort of achieving PEPC vision and at the same time supporting the achievement of Pertamina’s corporate vision, which is “To be World Class National Energy Company”. The purpose of such assessment is to prepare the Opportunity for Improvement (OFI) and turn it into an Action for Improvement (AFI) which serves as one of Key Performance Indicators for the management.

PQA program which aligns with Pertamina’s Quality Management System (SMMP), is held regularly once in two years and is determined based on the Decision Letter of Pertamina’s President Director No.Kpts-010/C00000/2009-S0 dated 16 January 2009. PEPC Application Document year 2012 which was prepared for the first time for the purpose of meeting PQA program can be completed based



kaidah-kaidah yang telah ditetapkan dalam Kriteria Kinerja Ekselen Pertamina (KKEP). Dengan dimulainya keikutsertaan PEPC dalam kegiatan PQA, diharapkan kedepannya semua insan pekerja PEPC akan menjalankan pekerjaannya dengan lebih menekankan pada kunci sukses PEPC, yaitu implementasi budaya PEPC “GREAT” dan mempertajam kompetensi inti perusahaan yaitu cost effective oil and gas production.

STRUKTUR TATA KELOLA

Struktur tata kelola PEPC mengacu pada Undang-undang Nomor 40 tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas, dimana organ Perusahaan terdiri dari tiga unsur, yaitu pemegang saham melalui Rapat Umum Pemegang Saham (RUPS) sebagai forum pengambilan keputusan tertinggi bagi pemegang saham, Dewan Komisaris sebagai pengawas jalannya pengelolaan Perusahaan, dan Direksi sebagai pengelola Perusahaan. Dewan Komisaris dan Direksi memiliki wewenang dan tanggung jawab yang jelas sesuai fungsinya masing-masing sesuai anggaran dasar dan peraturan perundang-undangan.

Rapat Umum Pemegang Saham (RUPS)Rapat Umum Pemegang Saham (RUPS) adalah organ perusahaan yang mempunyai wewenang yang tidak diberikan kepada Direksi atau Dewan Komisaris dalam batas yang ditentukan dalam Undang-Undang atau Anggaran Dasar. RUPS memiliki wewenang untuk mengangkat dan memberhentikan anggota Dewan Komisaris dan Direksi, mengevaluasi kinerja Dewan Komisaris dan Direksi, mengesahkan perubahan Anggaran Dasar, memberikan persetujuan atas Laporan Tahunan, menetapkan alokasi penggunaan laba dan menunjuk akuntan publik serta menetapkan jumlah dan jenis kompensasi Dewan Komisaris dan Direksi.

on the principles already stated in Pertamina’s Excellent Performance Criteria (KKEP). By beginning its participation in PQA, PEPC expects that all PEPC workers would perform their duties by focusing more on the key success factor of PEPC, which is the implementation of PEPC culture called “GREAT” and strengthening the core competence of the Company which is cost effective oil and gas production.

CORPORATE GOVERNANCE STRUCTURE

PEPC corporate governance structure refers to Law No. 40/2007 on Limited Liability Companies, whereby the Company’s organ comprises three elements, which are the shareholders through the General Shareholders Meeting (GMS) as the highest decision-making forum for the shareholders, the Board of Commissioners as the organ supervising the management of the Company, and the Board of Directors as the organ managing the Company. The Board of Commissioners and Directors have clear roles and responsibilities in accordance with their respective functions in accordance with the articles of association and rules and regulations.

General Shareholders Meeting The General Shareholders Meeting (GMS) represents an organ of the Company which wields authorities not granted to the Board of Directors or Commissioners within a given limit regulated by the Law or Articles of Association. The GMS is authorized to appoint and discharge the members of the Board of Commissioners and Directors, to evaluate the performance of the Boards of Commissioners and Directors, to endorse amendments of the Articles of Association, to ratify the Annual Report, to determine the utilization of income and to appoint a public accountant and to determine the amount and type of compensation for the Boards of Commissioners and Directors.


Dalam forum RUPS, pemegang saham berhak memperoleh keterangan yang berkaitan dengan perusahaan dari Dewan Komisaris dan/atau Direksi sepanjang berhubungan dengan agenda rapat dan tidak bertentangan dengan kepentingan perusahaan. RUPS yang dilaksanakan pada tahun 2012 adalah sebagai berikut: - RUPS Tahunan tentang Pengesahan Rencana Kerja dan

Anggaran Perusahaan (RKAP) Tahun Buku 2012 pada tanggal 31 Januari 2012.

- RUPS Penetapan Komisaris Utama tanggal 17 Februari 2012

- RUPS penetapan Direktur Operasi tanggal 26 April 2012- RUPS Pergantian Jabatan Komisaris PT Pertamina EP

Cepu dari Rony Gunawan kepada Adriansyah tanggal 10 Mei 2012.

- RUPS penunjukan KAP sebagai auditor Laporan Keuangan Tahun Buku 2012 pada tanggal 10 Mei 2012.

- RUPS tentang KPI/Kesepakatan Kinerja tahun 2012 Tanggal 10 Mei 2012.

- RUPS Tahunan tentang Persetujuan Laporan Tahunan, Pengesahan Perhitungan Tahunan dan Penggunaan Laba Bersih Tahun Buku 2011 tanggal 14 Juni 2012.

- BA RUPS Luar Biasa dengan Agenda Rapat Pelaksanaan Proyek Pengembangan Gas Unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru dan Penegasan Kembali Penetapan Direktur Operasi tanggal 30 Juli 2012.

- RUPS penetapan Amran Anwar sebagai Direktur Pengembangan PT Pertamina EP Cepu tanggal 25 September 2012.

- Akta Penetapan Direktur Pengembangan PT Pertamina EP Cepu No. 17 tanggal 28 September 2012.

- RUPS pemberhentian Ahmad Bambang sebagai Komisaris PT Pertamina EP Cepu tanggal 19 Oktober 2012.

Dewan KomisarisDewan Komisaris diangkat dan diberhentikan oleh pemegang saham melalui RUPS. Seluruh anggota Dewan Komisaris diangkat dengan mempertimbangkan aspek integritas, kompetensi dan reputasi yang memadai sesuai dengan kebutuhan bisnis PEPC.

Dalam menjalankan tugas dan tanggung jawabnya, Dewan Komisaris mempunyai wewenang dan tanggung jawab yang jelas sesuai dengan fungsinya masing-masing, sebagaimana diamanatkan dalam anggaran dasar Perusahaan dan peraturan perundang-undangan yang berlaku.

In the GMS, the shareholders retain the right to obtain Company-related information from the Board of Commissioners and/or Directors provided that it is relevant to the meeting agenda and is not against the interest of the Company. The GMS held in 2012 were as follows:- Annual GMS of Approval for the Company’s Work Plan

and Budget (RKAP) for the year 2012 on 31 January 2012.

- GMS on the Assignment of President Commissioner on 17 February 2012.

- GMS on the Assignment of Operation Director on 26 April 2012.

- GMS on the Position Transfer of Commissioner of PT Pertamina EP Cepu from Mr. Rony Gunawan to Mr. Adriansyah on 10 May 2012.

- GMS of appointment of public accountant as the auditor of Financial Statements of Fiscal Year 2012 on 10 May 2012.

- GMS of KPI/Performance Conformance year 2012 dated 10 May 2012.

- Annual GMS of Approval of Annual Report, Approval of Annual Calculation and Utilization of Net Income Fiscal Year 2011 dated 14 June 2012.

- Official report of Extraordinary Shareholders Meeting with the Meeting Agenda on the Implementation of the Gas Development Project for the Unitization of Jambaran-Tiung Biru Fields and Re-affirmation of Operation Director Determination dated 30 July 2012.

- GMS on the assignment of Mr. Amran Anwar as the Development Director of PT Pertamina EP Cepu dated 25 September 2012.

- Assignment Letter of Development Director of PT Pertamina EP Cepu No. 17 dated 28 September 2012.

- GMS on the discharge of Mr. Ahmad Bambang from Commissioner of PT Pertamina EP Cepu dated 19 October 2012.

The Board of Commissioners The Board of Commissioners is appointed and discharged by the shareholders through the GMS. All members of the Board of Commissioners are appointed by considering aspects of the required integrity, competence and reputation in conjunction with the business needs of PEPC.

In performing their roles and responsibilities, the Board of Commissioners maintains clear authorities and responsibilities in accordance with their respective functions, as mandated in the Company’s Articles of Association and the prevailing rules and regulations.



Pemberhentian Dewan Komisaris dapat dilakukan apabila masa jabatannya berakhir, mengundurkan diri, meninggal dunia atau diberhentikan oleh keputusan RUPS dengan alasan antara lain tidak dapat melaksanakan tugasnya dengan baik, tidak memenuhi atau melanggar ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku atau Anggaran Dasar dan/atau dinyatakan bersalah berdasarkan putusan pengadilan yang mempunyai kekuatan hukum tetap.

Anggota Dewan Komisaris tidak mengambil dan/atau menerima keuntungan pribadi dari perusahaan selain remunerasi dan fasilitas lainnya yang ditetapkan RUPS.

Tugas dan Tanggung Jawab Dewan Komisaris

Dalam melaksanakan tugas, Dewan Komisaris bertanggung jawab kepada RUPS. Pertanggungjawaban Dewan Komisaris kepada RUPS mencerminkan akuntabilitas pengawasan atas pengelolaan perusahaan sejalan dengan prinsip-prinsip GCG.

Dewan Komisaris melaksanakan tugas dan tanggung jawabnya secara independen dalam memastikan terselenggaranya pelaksanaan GCG. Dewan Komisaris bertanggung jawab untuk memastikan agar Direksi dalam kondisi apapun mempunyai kemampuan menjalankan tugasnya. Dewan Komisaris secara terus-menerus memantau efektivitas pelaksanaan kebijakan, kinerja dan proses pengambilan keputusan yang dilakukan oleh Direksi agar selalu sesuai dengan arahan Pemegang Saham.

Tugas dan tanggung jawab Dewan Komisaris meliputi hal-hal sebagai berikut: - Memastikan terselenggaranya pelaksanaan prinsip-

prinsip GCG;- Mengawasi pelaksanaan tugas dan tanggung jawab

Direksi termasuk kebijakan Direksi terhadap pengurusan Perusahaan serta memberikan nasihat kepada Direksi;

- Mengawasi upaya manajemen dalam mengelola risiko usaha dan pengendalian internal;

- Memberi tanggapan dan rekomendasi atas usulan dan rencana pengembangan strategis yang diajukan Direksi;

- Memastikan bahwa Direksi telah memperhatikan arahan dan kepentingan Pemegang Saham;

- Dalam melakukan pengawasan, Dewan Komisaris mengarahkan, memantau dan mengevaluasi pelaksanaan kebijakan strategis perusahaan;

- Dalam melakukan pengawasan, Dewan Komisaris

The Board of Commissioners may be discharged upon the completion of their tenure, their resignation, their death or dismissal based on GMS resolution for reasons of, among others, that they are incapable of duly performing their duties, not meeting or violating the prevailing regulations or articles of association and/or on being declared guilty pursuant to a court’s decision that has full force and effect.

The members of the Board of Commissioners do not take and/or receive personal gains from the Company other than the remuneration and other facilities determined by GMS.

Roles and Responsibilities of the Board of Commissioners In performing their duties, the Board of Commissioners is accountable to the GMS. The accountability of the Board of Commissioners reflects the accountability of their supervision over the management of the Company in line with GCG principles.

The Board of Commissioners performs their roles and responsibilities independently in ensuring the implementation of GCG. The Board of Commissioners is responsible for ensuring that the Directors under any circumstances are capable of performing their duties. The Board of Commissioners continuously monitors the effectiveness of the policy implementation, performance and decision-making processes made by Directors so that they are at all times in alignment with the directions given by the shareholders.

The roles and responsibilities of the Board of Commissioners cover the following:- To ensure the due implementation of GCG principles;- To monitor the execution of roles and responsibilities of

Directors including the policy made by the Directors for the management of the Company and to provide advice to Directors;

- To monitor the management’s efforts in managing business risks and internal control;

- To provide feedback and recommendation in response to the suggestions and plans of strategic developments proposed by Directors;

- To ensure that the Directors take heed of the directions given by and for the interests of Shareholders;

- In performing their monitoring function, the Board of Commissioners shall direct, supervise and evaluate the implementation of the Company’s strategic policies;


dilarang terlibat dalam pengambilan keputusan kegiatan operasional perusahaan;

- Membuat dan menyampaikan laporan pertanggungjawaban pengawasan atas pengelolaan Perusahaan yang dilakukan oleh Direksi.

Pembagian tugas diantara para anggota Dewan Komisaris diatur secara mandiri dan untuk kelancaran tugasnya Dewan Komisaris dibantu oleh Sekretaris Dewan Komisaris yang diangkat oleh Dewan Komisaris atas beban Perusahaan.

Persyaratan Dewan KomisarisAnggota Dewan Komisaris PEPC wajib memenuhi persyaratan kemampuan dan kepatutan sebagaimana diatur dalam Anggaran Dasar Perusahaan. Persyaratan kemampuan mencakup memahami masalah manajemen yang berkaitan dengan fungsi salah satu manajemen, mempunyai pengetahuan yang memadai di bidang usaha Perusahaan, serta memiliki waktu yang cukup dalam menjalankan tugas. Sedangkan persyaratan kepatutan meliputi tidak pernah menjadi anggota Direksi atau Dewan Komisaris yang dinyatakan bersalah menyebabkan suatu perusahaan pailit dan tidak pernah dihukum karena melakukan tindak pidana yang merugikan negara dalam waktu 5 (lima) tahun sebelum pengangkatannya.

Sebelum diangkat sebagai Komisaris, calon Komisaris PEPC telah dinyatakan lulus Uji Kemampuan dan Kepatutan (Fit and Proper Test) serta dinyatakan lulus oleh PT Pertamina (Persero) selaku pemegang saham. Dengan demikian seluruh Komisaris PEPC dapat dipastikan memiliki integritas, kompetensi, reputasi dan pengalaman serta keahlian yang dibutuhkan dalam menjalankan fungsi dan tugasnya masing-masing.

Komposisi KeanggotaanPada tanggal 17 Februari 2012 terjadi pergantian Komisaris Utama dari Gusrizal digantikan oleh Andri T. Hidayat dan komposisi Dewan Komisaris berjumlah 4 orang. Melalui RUPS tanggal 10 Mei 2012 terjadi pergantian Komisaris dari Rony Gunawan digantikan Adriansyah. RUPS tanggal 19 Oktober 2012 memutuskan pemberhentian Ahmad Bambang sebagai Komisaris PEPC sehingga sampai 31 Desember 2012 Dewan Komisaris PEPC berjumlah 3 orang.

- In performing their monitoring function, the Board of Commissioners is prohibited from being involved in the decision-making process in the Company’s operating activities;

- To prepare and to submit the monitoring accountability report over the Director’s management performance.

The segregation of duties among the Board of Commissioners is independently regulated. To facilitate their duties, the Board of Commissioners is assisted by a Secretary of the Board of Commissioners as appointed by the Board of Commissioners and the expenses of which are borne by the Company.

Requirements of the Board of Commissioners The members of the Board of Commissioners of PEPC are required to meet the competence requirements and appropriateness criteria as stated in the Company’s articles of association. The competence requirements include understanding management issues related to the function of management, possessing adequate knowledge in the Company’s business, and having sufficient time in performing his/her tasks. While the appropriateness criteria include having never been a member of a Board of Directors or Commissioners pronounced guilty of leading a company into bankruptcy and having never been sentenced for committing criminal acts that adversely inflict financial loss to the state within 5 (five) years prior to his/her appointment.

Prior to being appointed Commissioner, the candidate for PEPC Commissioner will have been declared to have passed the Fit and Proper Test and been declared to have passed the test by PT Pertamina (Persero) as a shareholder. In such a way, it can be established that all commissioners of PEPC are those having the integrity, competence, reputation, experience and expertise required to duly perform their functions and duties.

Board Composition On 17 February 2012, Mr. Gusrizal as the President Commisssioner was replaced by Mr. Andri T. Hidayat and the Board of Commissioners comprised 4 members. Through the GMS held on 10 May 2012, Mr. Rony Gunawan as Commissioner was replaced by Mr. Adriansyah. The GMS held on 19 October 2012 resolved to discharge Mr. Ahmad Bambang as PEPC Commissioner so that as of 31 December 2012 the Board of Commissioners of PEPC comprised 3 members.



Tabel Komposisi Dewan Komisaris PEPC tahun 2012

No. Nama Name Jabatan PositionDasar Pengangkatan Appointment Basis

Representasi Pemegang Saham Represented Shareholder

Keterangan Remarks

1. Gusrizal Komisaris Utama President Commissioner

Surat Keputusan Pemegang Saham Secara Sirkuler tanggal 3 Mei 2011Shareholders Circulair Resolution dated 3 May 2011

PT Pertamina (Persero) Berakhir tanggal 17 Februari 2012

2. Andri T. Hidayat Komisaris Commissioner

RUPS tanggal 17 Februari 2012GMS held on February 17, 2012

PT Pertamina (Persero)

3. Rony Gunawan Komisaris Commissioner

Surat Keputusan Pemegang saham secara sirkuler tanggal 3 Mei 2011Shareholders Circulair Resolution dated 3 May 2011

PT Pertamina (Persero) Berakhir tanggal 10 Mei 2012

4. Ahmad Bambang Komisaris Commissioner

Surat Keputusan Pemegang saham secara sirkuler tanggal 12 Agustus 2011Shareholders Circulair Resolution dated 12 August 2011

PT Pertamina (Persero) Berakhir 19 Oktober 2012

5. Elfien Goentoro Komisaris Commissioner

Surat Keputusan Pemegang saham secara sirkuler tanggal 1 November 2011Shareholders Circulair Resolution dated 1 November 2011

Kementerian BUMN

6. Adriansyah Komisaris Commissioner

RUPS pergantian Komisaris PT Pertamina EP Cepu dari Rony Gunawan ke Adriansyah tanggal 10 Mei 2012 GMS on Change of Commissioner of PT Pertamina EP Cepu from Rony Gunawan to Adriansyah dated 10 May 2012

PT Pertamina (Persero)

Riwayat singkat dari masing-masing anggota Dewan Komisaris dapat dilihat pada halaman Profil Dewan Komisaris dari Laporan Tahunan ini.

Independensi Dewan KomisarisKomisaris Independen merupakan anggota Dewan Komisaris yang tidak memiliki hubungan keuangan, kepengurusan, kepemilikan saham dan/atau hubungan keluarga dengan anggota Dewan Komisaris lainnya dan/atau dengan Pemegang Saham atau hubungan lainnya dengan Perusahaan yang dapat mempengaruhi kemampuannya bertindak independen.

Sampai saat ini RUPS belum menetapkan Komisaris Independen. Namun dalam pelaksanaan peran dan fungsinya, Dewan Komisaris telah bertindak independen untuk tidak saling mencampuri fungsi dan tanggung jawab satu dengan lainnya. Setiap anggota Dewan Komisaris tidak memiliki hubungan keluarga sampai dengan derajat kedua dengan anggota Dewan Komisaris lainnya dan/atau anggota Direksi.

Board of Commissioner of PEPC 2012

The brief profile of each member of the Board of Commissioners is given on page Board of Commissioners Profile of this Annual Report.

Independence of Board of Commissioners Independent Commissioner represents the member of the Board of Commissioners who has no financial relationship, directorship, share ownership and/or family relationship with other members of the Board of Commissioners and/or Shareholders or established any other relationship with the Company which may affect his/her ability to act independently.

Up to now, no GMS has appointed any Independent Commissioner. However, in the conduct of their roles and functions, the members of the Board of Commissioners already acted independently by not interfering with each other’s functions and responsibilities. No member of the Board of Commissioners has any family relationship up to the second degree with another member of the Board of Commissioners nor with a member of the Board of Directors.


Rangkap Jabatan Dewan KomisarisSelain menjabat sebagai Dewan Komisaris Pertamina EP Cepu, anggota Dewan Komisaris juga merangkap jabatan sebagai berikut:

Nama | Name Jabatan | Position

Gusrizal SVP Corporate Investment & Business Development PT Pertamina (Persero)

Rony Gunawan SVP Upstream Strategic Planning & Subsidiary Management PT Pertamina (Persero)

Ahmad Bambang SVP HR Development PT Pertamina (Persero)

Elfien Goentoro Dewan Komisaris PT Krakatau Daya Listrik

Andri T Hidayat Direktur Keuangan PT Pertamina (Persero)

Adriansyah SVP Upstream Business Development PT Pertamina (Persero)

Hubungan Keluarga dan Keuangan Dewan Komisaris

Hubungan keluarga dan keuangan antara anggota Dewan Komisaris dengan sesama anggota Dewan Komisaris dan/atau anggota Direksi serta Pemegang Saham Perusahaan selama periode tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Nama | Name

Hubungan Keluarga Dengan | Family Relationship with Hubungan Keuangan Dengan | Financial Relationship with

Dewan KomisarisBoard of

Commissioners

DireksiDirectors

Pemegang SahamShareholders


Commissioners

DireksiDirectors


Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk

Gusrizal √ √ √ √ √ √

Rony Gunawan √ √ √ √ √ √

Ahmad Bambang √ √ √ √ √ √

Elfien Goentoro √ √ √ √ √ √

Andri T. Hidayat √ √ √ √ √ √

Adriansyah √ √ √ √ √ √

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham Dewan Komisaris pada Perusahaan LainHubungan kepengurusan dan kepemilikan saham pada perusahaan lain oleh anggota Dewan Komisaris periode tahun 2012 adalah sebagi berikut:

Family and Financial Relationship of the Board of Commissioners

Family and financial relationship of the Board of Commissioners with fellow members of the Board of Commissioners and/or Directors and Shareholders of the Company during 2012 are as follows:

Concurrent Positions in the Board of Commissioners In addition to being positioned as the Board of Commissioners of Pertamina EP Cepu, the members of the Board of Commissioners also hold other positions as follows:

Directorship and Share Ownership of the Board of Commissioners in Other Companies The directorship and share ownership of the Board of Commissioners in other companies during 2012 are as follows:



Nama | Name

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham pada Perusahaan LainThe directorship and ownership in other companies

Sebagai Anggota Dewan KomisarisAs a member Board of Commissioners

Sebagai Anggota DireksiAs member of Directors

Sebagai Pemegang SahamAs a Shareholders

Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk

Gusrizal √ √ √

Rony Gunawan √ √ √

Ahmad Bambang √ √ √

Elfien Goentoro √ √ √

Andri T. Hidayat √ √ √

Adriansyah √ √ √

Rapat Dewan KomisarisDewan Komisaris secara berkala mengadakan rapat internal sebulan sekali atau sesuai kebutuhan. Dewan Komisaris juga mengadakan rapat koordinasi dengan Direksi secara berkala tentang kinerja Perusahaan secara menyeluruh yang dibuat dalam Laporan Kinerja/Manajemen setiap bulan dan rapat khusus bila diperlukan.

Keputusan rapat Dewan Komisaris diambil berdasarkan musyawarah untuk mufakat. Dalam hal keputusan musyawarah mufakat tidak tercapai maka keputusan diambil berdasarkan pemungutan suara setuju terbanyak. Dewan Komisaris dapat juga mengambil keputusan yang sah dan mengikat tanpa mengadakan rapat, dengan ketentuan bahwa seluruh anggota Dewan Komisaris telah disetujui secara tertulis dan ditandatangani oleh seluruh anggota Dewan Komisaris. Keputusan yang diambil mempunyai kekuatan yang sama dengan keputusan melalui rapat formal.

Selama tahun 2012, Dewan Komisaris melaksanakan rapat pengawasan dan konsultatif dengan Direksi sebanyak 12 kali untuk membahas berbagai aspek operasional dan pengelolaan finansial PEPC. Daftar kehadiran dalam Rapat Dewan Komisaris dan Direksi selama tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Meeting of the Board of Commissioners The Board of Commissioners conducts an internal meeting on a monthly basis or as needed. The Board of Commissioners also holds coordination meetings with Directors on a periodical basis to discuss the Company’s entire performance which is prepared in a Performance/Management Report on a monthly basis and hold other special meetings if needed.

Resolutions of the Board of Commissioners meeting are made by consensus. In the event that no consensus is reached, then the resolution is made based on the voting results. The Board of Commissioners can also make a legal and binding resolution without holding a meeting, provided that all members of the Board of Commissioners have given their consent in writing and all members of the Board of Commissioners have signed such resolution. The resolution made has equal power of enforcement as one made in a formal meeting.

During 2012, the Board of Commissioners already held 12 monitoring and consultative meetings with Directors to discuss various operational aspects and financial management of PEPC. The list of attendance in the meetings of Board of Commissioners and Directors during 2012 is as follows:


Tingkat Kehadiran dalam Rapat Gabungan

No.Nama Name

Jabatan Position

Rapat Gabungan BOC – BOD Meeting

1. Andri T. Hidayat Komisaris Utama President Commissioner 10

2. Adriansyah Komisaris Commissioner 6

3. Elfien Goentoro Komisaris Commissioner 12

4. Amril Thaib Mandailing Direktur Utama President Director 12

5. Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director 12

6. Amran Anwar Direktur Pengembangan Development Director 2

7. Rony Gunawan Komisaris Commissioner 5

8. Ahmad Bambang Komisaris Commissioner 8

Keputusan yang diambil dalam rapat Dewan Komisaris PEPC telah dicatat dan didokumentasikan dengan baik dalam risalah rapat Dewan Komisaris. Risalah rapat di tandatangani oleh peserta rapat dan didistribusikan kepada semua anggota Dewan Komisaris, baik yang menghadiri rapat maupun tidak. Perbedaan pendapat (dissenting opinion) yang terjadi dalam rapat dicatat dalam risalah rapat disertai alasan mengenai perbedaan pendapat.

Program Pengayaan InformasiPada tahun 2012 tidak ada program pengayaan informasi untuk Dewan Kmoisaris.

Keputusan dan Rekomendasi Dewan Komisaris

Sebagai bagian dari pelaksanaan tugas dan tanggung jawabnya, Dewan Komisaris terus mendorong efektivitas pelaksanaan keputusan dan rekomendasi yang telah dikeluarkan. Keputusan Dewan Komisaris bersifat kolegial dan bersifat pengawasan, bukan operasional. Seluruh keputusan hasil rapat gabungan Dewan Komisaris dan Direksi tertuang dalam Notulen Rapat dan dikaji tindak lanjut penyelesaiannya pada setiap rapat berikutnya.

BOC - BOD Meeting Atendance

The resolutions made in the PEPC Board of Commissioners meeting have been duly recorded and documented in the BOC minutes of meeting. The minutes were signed by the attendees and distributed to all members of the BOC, both those present and not present in the meeting. Any dissenting opinion expressed in the meeting is recorded in the minutes of meeting accompanied by the reasons underlying such disagreement.

Information Enrichment Program In 2012 there were no information enrichment programs for the Board of Commissioners.

Resolutions and Recommendations of the Board of Commissioners As a part of their roles and responsibilities, the Board of Commissioners continues to encourage the effective enforcement of the resolutions and recommendations already issued. The resolutions of the Board of Commissioners are collegial and supervisory in nature, but not operational. All resolutions of joint meetings of the Board of Commissioners and Directors are stated in the minutes of meeting and the follow-up actions are reviewed in each subsequent meetings.



Sesuai dengan ketentuan Anggaran Dasar, Direksi dapat melakukan suatu perbuatan atau transaksi setelah mendapat persetujuan Dewan Komisaris, seperti persetujuan dalam rekrutmen SDM pengembangan gas, charter hulu dan sebagainya.

Pada tahun 2012, Dewan Komisaris tidak mengeluarkan keputusan yang bersifat pengawasan, tetapi telah memberikan berbagai rekomendasi yang perlu menjadi perhatian Direksi.

Penilaian Kinerja Dewan Komisaris

Penilaian kinerja Dewan Komisaris dilakukan oleh pemegang saham. Mekanisme penilaian dilakukan berdasarkan Laporan Pertanggungjawaban Dewan Komisaris dan Direksi yang disampaikan pada forum RUPS tahunan. Hasil penilaian kinerja Dewan Komisaris dikaitkan dengan hasil pencapaian kinerja perusahaan secara keseluruhan. Dengan diterimanya laporan pertanggungjawaban pengawasan Dewan Komisaris maka RUPS memberikan pelunasan pembebasan tanggung jawab (aquite of the charge) untuk tahun buku bersangkutan.

Kebijakan dan Struktur Remunerasi Dewan Komisaris Kebijakan pemberian remunerasi dan fasilitas lain bagi Dewan Komisaris mengacu kepada keputusan dari Pemegang Saham sebagaimana ditetapkan dalam Rapat Umum Pemegang Saham.

Pemegang Saham menetapkan remunerasi Dewan Komisaris dengan pertimbangan kewajaran, meningkatnya tuntutan dan tanggung jawab pengurusan perusahaan serta meningkatnya kebutuhan Cost of Living Adjustment (COLA). Komponen remunerasi Dewan Komisaris meliputi honorarium, tunjangan dan tantiem.

Pemberian remunerasi bagi Dewan Komisaris untuk tahun 2012 dilakukan berdasarkan Keputusan Pemegang Saham secara sirkuler tentang Persetujuan Kenaikan Gaji Direksi dan Honorarium Dewan Komisaris Pertamina EP Cepu yang telah ditandatangani oleh pemegang saham PT Pertamina (Persero) tanggal 28 November 2011 dan pemegang saham Koperasi Energi Indonesia tanggal 1 Desember 2011. Keputusan

In accordance with the Company’s articles of association, Directors may take actions or make transactions after obtaining approvals from the Board of Commissioners, such as approval in the recruitment of personnel for gas development, the upstream charter, and others.

In 2012, the Board of Commissioners did not issue any supervisory resolutions, but provided various recommendations that the Directors need to tend to.

Performance Assessment of the Board of Commissioners The performance assessment of the Board of Commissioners is made by the shareholders. The assessment mechanism is made based on the Accountability Report of the Board of Commissioners and Directors submitted in the annual GMS.The result of performance assessment of the Board of Commissioners is linked to the performance achievement results in total. With the approval given for the monitoring accountability report of the Board of Commissioners, the GMS would grant full release and discharge (acquit et decharge) for the respective fiscal year.

Policy and Structure of Remuneration of the Board of Commissioners The policy on remuneration and other facilities for the Board of Commissioners refers to the resolutions made by the shareholders as made in the General Shareholders Meeting.

The shareholders determine remunerations for the Board of Commissioners by considering the fairness, the increasing demand and responsibilities in the Company’s management and the increasing needs of Cost of Living Adjustment (COLA). The components of remuneration for the Board of Commissioners include honorarium, allowances and bonus.

The remuneration given to the Board of Commissioners for year 2012 was made based on the Resolution of the Shareholders by circular regarding the Approval for the Increase in the Salaries and Honorarium of the Board of Commissioners of Pertamina EP Cepu signed by the shareholder PT Pertamina (Persero) dated 28 November 2011. It was resolved that the monthly salary for the President


tersebut menetapkan bahwa gaji Direktur Utama per bulan adalah sebesar Rp 78.290.000. Honorarium Komisaris Utama adalah sebesar 40% dari gaji Direktur Utama dan honorarium anggota Dewan Komisaris lainnya adalah sebesar 36% dari gaji Direktur Utama. Jenis remunerasi lain yang diterima Dewan Komisaris selama tahun 2012 adalah tunjangan/fasilitas Dewan Komisaris yang mencakup: a) Asuransi kesehatan atau penggantian biaya pengobatan

sesuai kemampuan biaya perusahaan.b) Tunjangan atau fasilitas lainnya disesuaikan dengan

kemampuan perusahaan.

Fokus Pengawasan Dewan Komisaris 2013 Pada akhir tahun 2012, Dewan Komisaris telah menetapkan fokus isu pengawasan untuk tahun 2013, antara lain terkait dengan:1. Unitisasi Gas Jambaran - Tiung Biru.2. Pelaksanaan proyek-proyek Banyu Urip.3. Mencari potensi sumber daya di struktur-struktur

lainnya.4. Pengembangan organisasi yang sesuai dengan proses

bisnis.

Komite Komite Dewan KomisarisPerusahaan tengah melakukan kajian mengenai kebutuhan membentuk komite-komite sebagai organ pendukung kinerja Dewan Komisaris. Kajian menyeluruh mencakup efektivitas keberadaan komite Dewan Komisaris terhadap proses bisnis perusahaan, kesiapan sumber daya serta anggaran.

Mencermati surat edaran Menteri BUMN Nomor S-375/MBU.Wk/2001 tanggal 5 Desember 2011 mengenai pembatasan pembentukan komite di bawah Dewan Komisaris, saat ini Perusahaan fokus pada kajian pembentukan Komite Audit untuk membantu proses pengawasan Dewan Komisaris terutama terkait dengan pengendalian internal, manajemen risiko, pelaporan keuangan dan aktvitas audit. Diharapkan pada tahun 2013 Komite Audit PEPC telah terbentuk dan menjalankan fungsinya.

Sekretaris Dewan KomisarisUntuk kelancaran tugasnya menjalankan fungsi pengawasan dan konsultatif, Dewan Komisaris dibantu oleh Sekretaris Dewan Komisaris yang diangkat oleh Dewan Komisaris atas beban Perusahaan. Saat ini fungsi sekretaris Dewan Komisaris masih dijalankan oleh Fungsi Perencanaan dan Evaluasi

Director stands at Rp78,290,000. The honorarium of the President Commissioner is 40% of the President Director’s and the honorarium of the other members of the Board of Commissioners is 36% of the salary of the President Director. The other types of remunerations received by the Board of Commissioners during 2012 are allowances/facilities of the Board of Commissioners which include: a) Health insurance or medical expenses reimbursement in

accordance with the Company’s financial capacity.b) Other allowances or facilities in accordance with the

Company’s financial capacity.

Focus of Monitoring of the Board of Commissioners in 2013 At the end of 2012, the Board of Commissioners determined the focuses for monitoring issues for year 2013, which among others are related to: 1. The Jambaran - Tiung Biru Gas Unitization.2. The conduct of Banyu Urip projects.3. Explore potential resources in other structures.4. Development of the organization in accordance with

business process.

Committees within the Board of Commissioners The Company is currently conducting a needs assessment analysis for the establishment of committees as supporting organs in the performance of the Board of Commissioners. The full review will cover the effectiveness of the existence of the Board of Commissioners’ committees in the corporate business process, the availability of resources and budget.

By referring to the circular letter of the Minister of State-owned Enterprises (BUMN) no. S-375/MBU.Wk/2001 dated 5 December 2011 concerning the limitation of establishing committees under the Board of Commissioners, the Company is presently focusing on the analysis of establishing an Audit Committee to assist the Board of Commissioners’ monitoring processes particularly on those related to internal control, risk management, financial reporting and audit activities. It is expected that PEPC Audit Committee would be established and be effectively performing its functions in 2013.

Secretary of the Board of Commissioners To facilitate the conduct of their duties in monitoring and consulting, the Board of Commissioners is assisted by a Secretary of the Board of Commissioners appointed by the Board of Commissioners on Company’s account. At present the function of the Secretary of the Board of Commissioners



(Reneval) serta Human Capital. Penunjukan sekretaris Dewan Komisaris yang definitif akan dilaksanakan setelah dilakukan kajian kebutuhan pembentukan organ Sekretaris Dewan Komisaris sejalan dengan pengembangan struktur organisasi baru.

DireksiDireksi bertanggung jawab menyusun dan melaksanakan strategi dan kebijakan bisnis, anggaran dan master plan, Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP), Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP), penanganan risiko usaha sesuai dengan visi dan misi Perusahaan serta memastikan pencapaian sasaran dan tujuan usaha. Direksi juga bertanggung jawab terhadap struktur pengendalian internal Perusahaan, penerapan manajemen risiko dan praktik-praktik tata kelola yang baik. Direksi memastikan agar praktik-praktik akuntansi dan pembukuan Perusahaan sesuai dengan ketentuan yang berlaku, mengawasi pelaksanaan audit internal serta melakukan tindak lanjut yang diperlukan sesuai dengan arahan Dewan Komisaris.

Pengangkatan dan pemberhentian Direksi dilakukan melalui RUPS. Pengangkatan Direksi dilakukan melalui proses Uji Kemampuan dan Kepatutan (fit & proper test) sesuai peraturan perundang-undangan yang berlaku dan ketentuan GCG. Seluruh Direksi memiliki integritas, kompetensi dan reputasi yang memadai.

Pemberhentian Direksi dapat dilakukan karena masa jabatannya berakhir, mengundurkan diri, meninggal dunia serta apabila diberhentikan oleh keputusan RUPS dengan alasan-alasan seperti: tidak dapat melaksanakan tugasnya dengan baik, melanggar ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku atau Anggaran Dasar dan dinyatakan bersalah berdasarkan putusan pengadilan yang mempunyai kekuatan hukum tetap.

Persyaratan DireksiDireksi PEPC telah memenuhi persyaratan kemampuan dan kepatutan sebagaimana diatur dalam Anggaran Dasar perusahaan. Persyaratan kemampuan mencakup keahlian, integritas, kepemimpinan dan pengalaman, dedikasi untuk memajukan kepentingan perusahaan. Sedangkan persyaratan kepatutan meliputi tidak pernah menjadi Direksi atau Komisaris yang dinyatakan bersalah menyebabkan suatu perusahaan pailit dan tidak pernah dihukum karena melakukan tindak pidana yang merugikan negara dalam waktu 5 (lima) tahun sebelum pengangkatannya.

is still being performed by the Planning and Evaluation (Reneval) Department and the Human Capital Department. The definitive appointment of secretary of the Board of Commissioners will be performed after the needs analysis of establishing BOC Secretary is in alignment with the new organizational structure development.

The Board of Directors (BOD)The Board of Directors is in charge of preparing and implementing business strategies and policies, budget and master plan, Corporate Long Term Plan (RJPP), Corporate Work Plan and Budget (RKAP), business risk management in accordance with the Company’s vision and mission and for ensuring the accomplishment of business targets and goals. The Board of Directors is also responsible for the Company’s internal control structure, the implementation of risk management and good corporate governance practices. Directors ensure that the Company’s accounting and bookkeeping practices are executed in accordance with the prevailing standards, supervise the internal audit activities and perform any necessary follow-up actions in accordance with the guidance from the Board of Commissioners.

The appointment and discharge of the Board of Directors are effected through the GMS. The appointment of BOD is conducted through a fit & proper test in accordance with the prevailing regulations and GCG guidelines. All Directors possess the proper integrity, competence and reputation.

The Board of Directors may be discharged upon the completion of their tenure, their resignation, their death or their dismissal as resolved in the GMS for reasons that they are, among others, incapable of duly perform their duties, not meeting or violating the prevailing regulations or articles of association and/or pronounced guilty pursuant to a court’s decision that has full force and effect.

Requirements of the Board of Directors PEPC Directors already meet the requirements of competence and appropriateness as stipulated in the Company’s articles of associations. The competence requirements include skills, integrity, leadership and experience, and dedication to achieve the best interests of the Company. While the appropriateness criteria include having never been a member of a Board of Directors or Commissioners pronounced guilty of leading a company into bankruptcy and having never been sentenced for committing criminal acts that adversely inflict financial loss to the state within 5 (five) years prior to his/her appointment.


Sebelum diangkat sebagai Direksi, calon Direksi PEPC telah dinyatakan lulus Uji Kemampuan dan Kepatutan (Fit and Proper Test) serta dinyatakan lulus oleh PT Pertamina (Persero) selaku pemegang saham. Dengan demikian seluruh Direksi PEPC dapat dipastikan memiliki integritas, kompetensi, reputasi dan pengalaman serta keahlian yang dibutuhkan dalam menjalankan fungsi dan tugasnya masing-masing.

Pedoman Kerja, Tugas dan Tanggung JawabPelaksanaan tugas dan tanggung jawab Direksi berpedoman pada Anggaran Dasar. Dalam melaksanakan fungsi pengelolaan perusahaan Direksi juga dilengkapi dengan pedoman kerja dalam bentuk Job Description dan Uraian Penilaian Jabatan.

Dalam melaksanakan tugas, Direksi PEPC bertanggung jawab kepada RUPS. Pertanggungjawaban Direksi kepada RUPS merupakan perwujudan akuntabilitas pengawasan atas pengelolaan perusahaan dalam rangka pelaksanaan prinsip-prinsip GCG.

Direksi PEPC melaksanakan tugas dan tanggung jawabnya secara independen. Direksi mengambil keputusan terkait dengan kegiatan operasional sesuai yang ditetapkan dalam Anggaran Dasar dan peraturan perundang-undangan yang berlaku.

Untuk mendukung pelaksanaan tugasnya, Direksi dibantu oleh organ pendukung antara lain fungsi Finance, Engineering, Production, Geosciences, Process & Facilities, Planning & Evaluation, Human Capital, General Services, Legal dan fungsi terkait lainnya.

Direksi mengungkapkan kebijakan-kebijakan Pertamina EP Cepu yang bersifat strategis di bidang kepegawaian dengan media yang mudah diakses oleh pegawai antara lain melalui Majalah internal, e-mail, intranet, maupun komunikasi dua arah seperti walk through dan coffee morning.

Secara umum tugas dan tanggung jawab Direksi meliputi hal-hal sebagai berikut:- Melakukan pengelolaan Perusahaan sesuai dengan

kewenangan dan tanggung jawabnya sesuai Anggaran Dasar, Peraturan Perundang-undangan yang berlaku dan prinsip-prinsip GCG.

- Menyusun visi, misi, dan nilai-nilai serta rencana strategis Perusahaan dalam bentuk Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP) dan Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP).

Prior to being appointed as a Director, the candidate of PEPC Director will have been declared to have passed the Fit and Proper Test and been declared to have passed the test by PT Pertamina (Persero) as a shareholder. In such a way, it can be established that all commissioners of PEPC have have the integrity, competence, reputation, experience and expertise required to perform their functions and duties.

Work Manuals, Roles and Responsibilities The implementation of roles and responsibilities of Directors refers to the Company’s articles of association. In performing its managing function, the Directors are also equipped with work manuals in the form of Job Descriptions and Rank Assessment Details.

In performing their duties, PEPC Directors are accountable to the GMS. The accountability of Directors to GMS represents their supervisory accountability for the Company’s management for the purpose of implementing GCG principles.

PEPC Directors perform their roles and responsibilities independently. Directors make decisions related to the operating activities in accordance with those stipulated in the articles of association and prevailing regulations.

To support their duties, Directors are assisted by supporting organs such as Finance, Engineering, Production, Geosciences, Process & Facilities, Planning & Evaluation, Human Capital, General Services, Legal and other related functions.

Directors disclose strategic policies of Pertamina EP Cepu within the area of personnel affairs in a media easily accessible by employees such as through internal magazines, email, intranet, or two-way communication such as walkthroughs and morning coffee.

In general, the roles of responsibilities of Directors cover the following:- To manage the Company in accordance with their

authorities and responsibilities based on articles of association, prevailing regulations and GCG principles.

- To prepare the vision, mission, and values and strategic plans of the Company in the form of Corporate Long Term Plan (RJPP) and Corporate Work Plan and Budget (RKAP)



- Menetapkan struktur organisasi yang sesuai dengan kebutuhan bisnis perusahaan.

- Mengendalikan sumber daya yang dimiliki Perusahaan secara efektif dan efisien.

- Menciptakan sistem pengendalian intern, manajemen risiko, menjamin terselenggaranya fungsi audit internal Perusahaan dalam setiap tingkatan manajemen dan menindaklanjuti temuan audit internal sesuai dengan kebijakan atau pengarahan yang diberikan Dewan Komisaris.

- Memperhatikan kepentingan yang wajar dari pemangku kepentingan (stakeholders).

Secara khusus tugas dan tanggung jawab masing-masing Direksi adalah sebagai berikut:

Direktur Utama Direktur Utama bertugas memimpin, merencanakan, mengkoordinasikan, mengendalikan dan mengimplementasikan serta mengawasi pengelolaan kegiatan Perusahaan dalam usaha pencapaian kegiatan produksi migas Blok Cepu sesuai dengan visi, misi dan strategi Perusahaan.

Dalam menjalankan tugasnya Direktur Utama mempunyai wewenang sebagai berikut:• Menetapkan kebijakan Perusahaan,• Menetapkan strategi bisnis Perusahaan,• Mengesahkan RKAP,• Membangun kompetensi organisasi,• Membangun hubungan stratejik,• Melaksanakan kewenangan sesuai dengan matrik

kewenangan dan SOP yang berlaku.

Tanggung jawab Direktur Utama:

1. Memberikan arahan visi, misi dan strategi Perusahaan, menetapkan dan mengendalikan kebijakan Perusahaan sesuai dengan anggaran dasar (AD), ketetapan RUPS dan Charter Hulu Pertamina .

2. Mengarahkan setiap Direksi dalam menyusun rencana strategis dari tiap direktorat, selaras dengan strategi bisnis Perusahaan dan bertanggung jawab atas terlaksananya strategi bisnis Perusahaan.

3. Mengkoordinasikan kebijakan perencanaan, pengendalian, pencapaian sasaran jangka panjang Perusahaan, kebijakan audit, peningkatan kultur/budaya, citra dan tata kelola perusahaan (GCG) dan pemecahan masalah eksternal Perusahaan.

- To determine the organizational structure in accordance with the Company’s business needs.

- To control the resources owned by the Company in an effective and efficient manner.

- To create an internal control system, risk management system, ensuring the implementation of internal audit function at each managerial level and to follow up the internal audit findings in accordance with the policy or guidance provided by the Board of Commissioners

- To give due attention to the normal business interests of the stakeholders.

Specifically, the roles and responsibilities of each Director are as follows:

President DirectorPresident Director is assigned to lead, plan, coordinate, control and implement and monitor the management of the Company’s activities in efforts to achieve Cepu Block oil gas production activities in accordance with the Company’s vision, mission and strategies.

In performing his duties, President Director has the following authorities:• Determining the Company’s policy• Determining the Company’s business strategies• Approving RKAP• Building organizational competence• Building strategic relationship• Performing authorities in accordance with the authorities

matrix and the prevailing SOP.

The responsibilities of President Director are as follows:1. Providing the guidelines for the vision, mission and

strategies of the Company, determining and controlling the policies of the Company in accordance with articles of association, GMS resolution and Pertamina Upstream Charter.

2. Leading each Director in preparing the strategic plan of each directorate, in line with the Company’s business strategies and being responsible for the accomplishment of the Company’s business strategy.

3. Coordinating the policies of planning, controlling, achieving the Company’s long term plan, audit policy, improving culture, image and good corporate governance (GCG) and solving the Company’s external problems.


4. Menyelenggarakan, memimpin Rapat Direksi secara periodik atau rapat-rapat lain yang dipandang perlu sesuai usulan Direksi, menyetujui agenda dalam Rapat Direksi, menentukan Keputusan Direksi dan mengesahkan semua Keputusan Direksi.

5. Mengelola komunikasi dengan cara memberikan segala informasi kepada stakeholders (Pertamina Korporat, BPMigas, Migas, Pemda, Mobil Cepu Limited (MCL), dan instansi terkait) mengenai segala sesuatu tentang Perseroan untuk membangun citra Perusahaan yang baik.

6. Merencanakan, memonitor, mengevaluasi, mengarahkan dan bertanggung jawab atas penyusunan strategi Perusahaan, rencana bisinis, program aktivitas Perusahaan, baik jangka pendek maupun jangka panjang untuk memastikan pencapaian target Perusahaan.

7. Menetapkan kebijakan korporasi untuk Manajemen Risiko, HSE, Mutu dan General Relation dalam rangka menuju standar perusahaan kelas dunia.

8. Berperan aktif sebagai Partner dalam kerjasama KKS Blok Cepu dan bertanggung jawab atas berlangsungnya koordinasi dengan ExxonMobil/MCL (sebagai international oil company) dan Badan Kerjasama (BKS) BUMD, dalam peranannya sebagai pimpinan pada rapat Operation Committee (Opcom).

9. Memastikan pengelolaan pendanaan Perusahaan untuk proyek dan operasi Perusahaan, berkoordinasi dengan Fungsi Manajemen AP di Pertamina Korporat dalam memenuhi kaidah GCG.

Direktur Operasi Direktur Operasi bertugas merencanakan, mengkoordinasikan. mengevaluasi dan mengendalikan proses kegiatan operasi pengembangan Blok Cepu serta pelaksanaan penyaluran migas bagian Pertamina Korporat sesuai dengan visi, misi dan strategi Perusahaan.

Dalam menjalankan tugasnya Direktur Operasi mempunyai wewenang sebagai berikut:• Menetapkan kebijakan biaya operasi dan biaya investasi, • Menetapkan hasil evaluasi atas usulan POD, WP&B, AFE

dan studi-studi yang diajukan oleh Operator.• Menyetujui prioritas penyaluran migas bagian PT

Pertamina EP Cepu,• Menetapkan target produksi berkaitan dengan target PT

Pertamina EP Cepu,• Mengusulkan kebijakan Perusahaan, strategi bisnis

Perusahaan, kompetensi organisasi dan strategi komunikasi terhadap stakeholders,

4. Performing, leading the Directors meetings periodically or other meetings as deemed necessary based on the suggestions made by Directors, approving the agenda in the Directors meeting, determining Directors Decision and approving all Directors’ Decisions.

5. Managing communication by providing all information to stakeholders (Pertamina Corporate, BPMigas, Migas, Regional Government, Mobil Cepu Limited (MCL), and related institutions) concerning all Company-related matters to build a positive corporate image.

6. Planning, monitoring, evaluating, directing and being accountable for the preparation of the Company’s strategies, business plans, corporate program activities, both short term and long term to ensure the accomplishment of the Company’s target.

7. Determining corporate policy for Risk Management, HSE, Quality and General Relation for the purpose of reaching the standards of world class company.

8. Playing an active role as a partner in the Joint Operation Scheme of Cepu Block and being responsible for the coordination with ExxonMobil/MCL (as international oil company) and Cooperation Body (BKS) of Regional Government-owned Companies (BUMD) in his role as the leader in the meetings of Operating Committee (Opcom).

9. Ensuring the management of the Company’s funding for the Company’s projects and operations, in coordination with AP Management of Pertamina Corporate for the purpose of meeting GCG principles.

Operation Director The Operation Director is assigned to plan, coordinate, evaluate and control the operational process of Cepu Block development and the implementation of oil gas distribution for the share of Pertamina Corporate in accordance with the vision, mission and strategies of the Company.

In performing his duties, Operation Director has the following authorities: • Determining the policies of operating expenses and

investment costs• Determining the evaluation results for the proposals

of POD, WP&B, AFE and the studies proposed by Operators.

• Approving the priorities of oil gas distribution for the share of PT Pertamina EP Cepu

• Determining the production target related to the target of PT Pertamina EP Cepu

• Proposing the Company’s policy, business strategies, organizational competence and communication strategy to stakeholders



• Melaksanakan kewenangan sesuai dengan matrik kewenangan dan SOP yang berlaku.

Tanggung Jawab Direktur Operasi:1. Mengkoordinasikan dan bertanggung jawab atas proses

kegiatan pengelolaan operasi pengembangan Blok Cepu dan pelaksanaan penyaluran migas bagian Pertamina Korporat untuk memastikan bahwa pengelolaan dan pengembangan migas berjalan secara efisien dan efektif.

2. Mengkoordinasikan dan bertanggung jawab terhadap evaluasi teknis atas usulan POD, WP&B, AFE, RPTK/RPTKA dan studi-studi yang diajukan oleh Operator Blok Cepu untuk memastikan penggunaan biaya sesuai dengan standar pengelolaan migas secara efektif dan efisien.

3. Mengkoordinasikan dan bertanggung jawab terhadap evaluasi teknis atas usulan POD dan studi-studi berkaitan dengan pengembangan prospek baru di Blok Cepu yang diajukan oleh Operator untuk memastikan penggunaan biaya sesuai dengan standar pengelolaan migas secara efektif dan efisien.

4. Sebagai Direksi bertanggung jawab terhadap segala keputusan operasi Perusahaan yang bersifat korporasi sesuai dengan anggaran dasar Perusahaan.

5. Berperan aktif sebagai Partner dalam kerjasama KKS Siok Cepu dan bertanggung jawab atas berlangsungnya koordinasi dengan Operator Blok Cepu dan Badan Kerjasama (BKS) BUMD, dalam peranannya sebagai Pimpinan Alternatif dalam OpCom apabila Direktur Utama berhalangan.

6. Mengkoordinasikan dan mengelola kegiatan pemasaran migas bagian Pertamina Korporat untuk memberikan keuntungan sebesar-besarnya bagi Pertamina Korporat.

7. Menyusun dan mengusulkan kepada Rapat BOD dan BOC maupun Rapat Direksi, pola kebijakan operasi perusahaan agar terbentuk suatu pengelolaan yang efektif dan efisien.

8. Memastikan pengelolaan pendanaan Perusahaan untuk proyek dan operasi Perusahaan, berkoordinasi dengan Fungsi Manajemen AP di Pertamina Korperat dalam memenuhi kaidah GCG.

9. Mengelola pelaksanaan kebijakan korporasi untuk Manajemen Risiko, HSE, Mutu dan General Relation dalam rangka menuju standar perusahaan kelas dunia.

• Performing authorities in accordance with authorities matrix and the prevailing SOP

Responsibilities of Operation Director:1. Coordinating and being responsible for managing the

process of Cepu Block operational development and the oil gas distribution for the share of Pertamina Corporate to ensure that the management and development of oil and gas are run efficiently and effectively.

2. Coordinating and being responsible for the technical evaluation of proposals made by POD, WP&B, AFE, RPTK/RPTKA and the studies proposed by Cepu Block Operator to ensure that the expenses incurred have been made in accordance with the oil gas management standards in an effective and efficient manner.

3. Coordinating and being responsible for the technical evaluation of POD suggestions and other studies related to the development of new prospects in Cepu Block proposed by Operator to ensure that the expenses incurred are made in accordance with the oil gas management standards in an effective and efficient manner.

4. As Directors, being responsible for all operational decisions which are at corporate level in accordance with the Company’s articles of association.

5. Playing an active role as a partner in the joint operation scheme of Siok Cepu and being accountable for the coordination with Cepu Block Operator and Cooperation Body (BKS) of BUMD, in his role as the Alternative Leader of OpCom if the President Director is unable to attend.

6. Coordinating and managing the oil and gas marketing activities for Pertamina Corporate to yield the highest profit for Pertamina Corporate.

7. Preparing and making suggestions in BOD and BOC meetings and Directors meetings for the model of the Company’s operational policies so as to achieve an effective and efficient management process.

8. Ensuring the management of the Company’s funding for corporate projects and operations, in coordination with AP Management of Pertamina Corporate for the purpose of meeting GCG principles.

9. Managing the implementation of corporate policies for Risk Management, HSE, Quality and General Relation for the purpose of reaching the standards of world class company.


Direktur PengembanganDirektur Pengembangan bertugas menetapkan rencana strategis Direktorat Development, memastikan seluruh kegiatan Engineering, Perencanaan dan Evaluasi, Pengembangan Project dan “new venture” sesuai dengan rencana yang telah ditetapkan, dan sesuai dengankebijakan dan standar perusahaan.

Tanggung jawab Direktur Pengembangan:1. Menetapkan rencana strategis dan anggaran Direktorat

Development jangka menengah dan panjang.2. Mengarahkan dan memantau implementasi rencana

stratejik dibidang Engineering, Pengembangan Proyek serta new venture.

3. Membina kemitraan secara stratejik dengan MCL dalam mengelola kegiatan pengelolaan proyek pada tahap pengembangan baik pada blok minyak maupun gas.

4. Menyusun rencana peningkatan efisiensi dalam hal perancangan dan pengembangan.

5. Memastikan seluruh SDM di seluruh Direktorat Development memiliki kapabilitas dan kompetensi sesuai kebutuhan serta standar industri.

6. Berkoordinasi dengan ESDM, BPMIGAS, Pemda, Pertamina Korporat, MCL dan pihak eksternal lainnya dalam mendukung kegiatan pengembangan/engineering (EPC).

7. Memastikan seluruh kegiatan pengembangan sesuai dengan ketentuan/standar HSSE.

Komposisi DireksiSampai dengan akhir tahun 2012, komposisi Direksi PEPC adalah sebagai berikut:

Nama | Name Jabatan Position Dasar Pengangkatan Appointment Basis

Amril Thaib Mandailing Direktur Utama President Director

Akta Pernyataan Keputusan Pemegang Nomor Saham Nomor 60 tanggal 24 Juni 2010Deed of Statement of Shareholders’ Resolution No. 60 dated 24 June 2010

Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director

Akta Pernyataan Keputusan Pemegang Saham secara Sirkuler Tanggal 4 Juli 2010, GMS Penetapan Direktur Operasi tanggal 26 April 2012 dan BA GMS Luar Biasa tentang Penegasan Kembali Penetapan Direktur Operasi tanggal 30 Juli 2012 Shareholders Circulair Resolution dated 4 July 2010, GMS on Appointment of Operation Director dated 26 April 2012 and BA E-GMS for the Confirmation of the Appointment of Operation Director dated 30 July 2012

Amran Anwar Direktur Pengembangan Development Director

GMS Pengangkatan Pj. Direktur Pengembangan dari PT Pertamina (Persero) tanggal 25 September 2012 dan Akta Penetapan Direktur Pengembangan PEPC No. 17 tanggal 28 September 2012. GMS on Appointment of Interim Development Director from PT Pertamina (Persero) dated 25 September 2012 and Deed of Appointment of Development Director PEPC No. 17 dated 28 September 2012.

Development Director The Development Director is assigned to determine the strategic plan of Development Directorate, to ensure that all activities of Engineering, Planning and Evaluation, Project Development and “new venture” are in accordance with the established plans, and in line with the Company’s policies and standards.

Responsibilities of Development Director: 1. Determining strategic plans and budget of Development

Directorate in a middle term and long term.2. Directing and monitoring the implementation of strategic

plans in Engineering, Project Development and new ventures.

3. Building strategic partnership with MCL in managing the activities of project management in the development stage both in the oil and gas blocks.

4. Preparing the plan of efficiency improvements for the purpose of design and development.

5. Ensuring that all human resources in all Development Directorate have the capabilities and competence in accordance with the industrial demands and standards.

6. Coordinating with ESDM, BPMIGAS, regional government, Pertamina Corporate, MCL and other external parties for the purpose of supporting the development/engineering (EPC) activities.

7. Ensuring all development activities comply with HSSE requirements/ standards.

Composition of the Board of Directors As of the end of 2012, the composition of PEPC Board of Directors is as follows:



Riwayat singkat dari masing-masing Direksi dapat dilihat pada halaman Profil Direksi dari Laporan Tahunan ini.

Independensi dan Rangkap Jabatan Direksi

Antar anggota Direksi dengan anggota Dewan Komisaris dan Pemegang Saham tidak ada hubungan keuangan, hubungan kepemilikan saham dan keluarga. Setiap anggota Direksi dapat bertindak independen dalam melaksanakan fungsi dan tugasnya baik secara individual maupun kolegial.

Seluruh anggota Direksi tidak merangkap jabatan yang dilarang oleh peraturan perundang-undangan yang berlaku tentang pelaksanaan GCG. Direksi yang menjabat selama tahun 2012 tidak ada yang merangkap jabatan sebagai Direksi dan/atau Dewan Komisaris pada PT Pertamina (Persero) maupun perusahaan lainnya.

Hubungan Keluarga dan Keuangan Direksi

Hubungan keluarga dan keuangan antara anggota Direksi dengan sesama anggota Direksi dan/atau anggota Dewan Komisaris serta Pemegang Saham Perusahaan periode tahun 2012 sebagai berikut:

Nama Name

Hubungan Keluarga Dengan | Family Relationship with Hubungan Keuangan Dengan | Financial Relationship with


Commissioners

DireksiDirectors



Commissioners

DireksiDirectors


Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk

Amril Thaib Mandailing √ √ √ √ √ √

Mangasi Darma Gunawan √ √ √ √ √ √

Amran Anwar √ √ √ √ √ √

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham Direksi pada Perusahaan LainBerikut ini tabel yang menunjukan hubungan kepengurusan dan kepemilikan saham pada perusahaan lain oleh Direksi periode tahun 2012:

Nama Name

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham pada Perusahaan LainThe directorship and ownership in other companies

Sebagai Anggota Dewan KomisarisAs a member Board of Commissioners

Sebagai Anggota DireksiAs member of Directors

Sebagai Pemegang SahamAs a Shareholders

Ya Tdk Ya Tdk Ya Tdk

Amril Thaib Mandailing √ √ √

Mangasi Darma Gunawan √ √ √

Amran Anwar √ √ √

The brief profile of each Director is given on page Directors Profile of this Annual Report.

Independence and Double Position of the Directors There are no financial relationship, share ownership nor family relationship among Directors and members of Board of Commissioners and Shareholders. Each member of the Board of Directors act independently in performing his/her functions and duties either individually or collegially.

No member of the Board of Directors hold concurrent positions which are prohibited by prevailing regulations pertaining to the GCG implementation. None of the Directors serving in 2012 also serve as Directors and/or Commissioners at PT Pertamina (Persero) or in other companies as well.

Family and Financial Relationship of the Board of Directors Family and financial relationship among members of the Board of Directors and other fellow Directors and/or Commissioners and Shareholders during the period of 2012 are as follows:

Directorship and Share Ownership of the Directors in Other Companies The following table shows the directorship and share ownership of the Directors in other companies in 2012:


Rapat DireksiRapat Direksi diselenggarakan sekurang-kurangnya satu kali dalam seminggu. Tetapi rapat Direksi dapat dilakukan setiap waktu untuk melakukan evaluasi atas capaian kinerja Perusahaan maupun hal-hal lain yang dinilai penting. Selama tahun 2012 telah diselenggarakan rapat internal Direksi sebanyak 60 kali dan rapat koordinasi bersama Dewan Komisaris 12 kali. Data kehadiran masing-masing anggota Direksi dalam rapat adalah sebagai berikut:

No.Nama Name

Jabatan Position

Rapat Direksi BOD Meeting

1. Amril Thaib Mandailing Direktur Utama President Director 60

2. Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director 60

3. Arman Anwar Direktur Pengembangan Development Director 12

Rencana Rapat Direksi tahun 2013Tahun 2013 telah diprogramkan untuk dilaksanakan meeting Management yang wajib dihadiri oleh para Direksi dengan seluruh manager yang diadakan rutin setiap satu kali dalam seminggu dan Monthly Report yang dihadiri para Direksi, seluruh Manager dan PEPC Personnel yang ada di MCL, GKBI yang diadakan rutin sebanyak 1 kali dalam 1 bulan.

Pelatihan DireksiSelama tahun 2012 Direksi telah menghadiri pelatihan dan seminar sebagai berikut:

No. Topik | Subject Peserta | Participant Jabatan | Position

1. Workshop POD & POP Lapangan Unitisasi Jambaran-Tiung Biru (JBT) Amril Thaib M Direktur Utama

President Director

2. Workshop Feasibilty Studies Lapangan Unitisasi JTB Amril Thaib M Direktur Utama President Director

3. Bench Marking Feasibility Gas JTB dengan Tim Universitas Indonesia ke Teknologi Sulfinal Shell Amril Thaib M Direktur Utama

President Director

4. Attending the offshore technology conference (OTC) 2012 and site visit to solar turbine Amril Thaib M Direktur Utama

President Director

5. Workshop PQ Proyek JTB tgl 2 -3 Maret 2012 Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director

6. Bench Marking Feasibility Gas JTB dengan Tim Universitas Indonesia ke Teknologi Sulfinal Shell Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi

Operation Director

Directors Meetings Directors meetings are held at least on a weekly basis. Yet Directors meetings may be held at all times for the purpose of evaluating the achievement of the Company’s performance or other issues as may be deemed necessary. During 2012, there were 60 internal meetings of Directors and 12 coordination meetings with the Board of Commissioners. The data of the meeting attendance of each member of the Board of Directors in 2012 is as follows:

Plans of Directors Meetings in 2013Management meetings have been planned for the year of 2013 which are mandatory for each Director and all managers to attend on a weekly basis. Monthly Report meetings which are attended by all Directors, all managers and PEPC personnel in MCL, GKBI are also regularly held once a month.

Directors Training During 2012 Directors already attended the following trainings and seminars:



Keputusan-keputusan DireksiSurat Keputusan Direksi (SK) dan Standard Operating Procedure (SOP) merupakan pedoman yang harus dipatuhi dalam menjalankan fungsi pengelolaan perusahaan sesuai dengan fungsi masing-masing sehingga pelaksanaannya dapat dipertanggungjawabkan (accountable).

SOP ditujukan untuk memberikan kesamaan persepsi bagi semua pegawai yang terlibat, memberi pemahaman atas setiap langkah kegiatan yang harus dilaksanakan sehingga mampu menjaga konsistensi operasi Perusahaan dan kualitas produk atau jasa yang dihasilkan Pertamina EP Cepu.

Keputusan Direksi yang dikeluarkan pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:

No. Perihal Subject1. SK Mutasi Jabatan Decree of Mutation2. SK Insentif Final Tahun 2012 Decree of 2012 Final Incentive

3. SK Tentang Fasilitas Alat Komunikasi Handset Handphone Decree of Handset/Handphone/Communication Tools Facilities

4. SK Kenaikan Upah Tetap/Base Salary Sebagai Salary Increase Tahun 2012

Decree of the Increase of Base Salary as 2012 Salary Increase

5. SK Tentang Penghargaan 1,5 Juta Jam Kerja Aman (zero accident) Decree of 1.5 million working hours of zero accident6. SK Tentang Penetapan Pekerja Decree of Employmentship

7. SK Organisasi PT Petamina EP Cepu periode tahun 2011 - 2015 Decree of PT Petamina EP Cepu Organization for the period of 2011 - 2015

8. SK Progam Fasilitas Kendaraan (CAR/CFP) Decree of Car Facility Progam (CAR/CFP)

9. SK Car Ownership Program (COP) & House Ownership Program (HOP)

Decree of Car Ownership Program (COP) & House Ownership Program (HOP)

10. SK Penetapan Upah Pekerja Perbantuan PT Pertamina Persero Decree of Wages of Secondment of PT Pertamina Persero11. SK Tunjangan Hari Raya Keagamaan PEPC 2012 Decree of Religious Holiday Allowance ofPEPC 2012

12. SK Penugasan Task Force MCL Terkait Perijinan Row EPC 2 Banyu Urip di Lahan Perhutani

Decree of the assignment of MCL Task Force related to the License of Row EPC 2 Banyu Urip in Perhutani Land

13. SK Fasilitas Kendaraan Untuk Pejabat PEPC Decree of Car Facility for PEPC Officials

14. SK Penugasan Task Force UA/UOA periode 20 Maret - 31 Agustus 2012

Decree of the Assignment of UA/UOA Task Force for the period of 20 March - 31 August 2012

15.

SK Perpanjangan Penugasan Task Force terkait persiapan penyusunan proposal dan dokumen perjanjian diantaranya UA/UOA CGMA dan Organization untuk plan pengembangan Lapangan Unitisasi Jambaran – Tiung Biru dan Lapangan Cendana secara terintegrasi

Decree of the Extension of Assignment of Task Force related to the preparation of agreement proposal and document among others UA/UOA CGMA and

Organization for the integrated development plan of Unitized Field of Jambaran – Tiung Biru and Cendana

Field 16. Penetapan Upah Pekerja Perbantuan PT Pertamina (Persero) Determination for Secondment of PT Pertamina (Persero)

17. Tim Persiapan Pengelolaan Lapangan Alas Dara Kemuning Preparation Team for the Management of Alas Dara Kemuning Field

Directors Decisions The Decision Letter (SK) and Standard Operating Procedure (SOP) serve as guidelines that all Functions need to comply with in managing the Company in accordance with their respective functions so as to achieve accountable performance.

The SOP is designed to provide a common perception among all employees being involved, and to provide understanding of each activity to be performed so that the Company would maintain consistency in operations and in product or service quality produced by Pertamina EP Cepu.

Directors Decisions issued in 2012 were as follows:


Evaluasi Kinerja Direksi Penilaian kinerja Direksi dilakukan oleh Pemegang Saham. Mekanisme penilaian dilakukan berdasarkan Laporan Pertanggungjawaban Dewan Komisaris dan Direksi yang disampaikan pada forum RUPS tahunan. Hasil penilaian kinerja Direksi sesuai hasil dari pencapaian kinerja tahunan perusahaan.

Dengan diterimanya laporan pertanggung jawaban Direksi dalam RUPS, maka Pemegang Saham memberikan pelunasan pembebasan tanggung jawab (aquite of the charge) bagi Direksi untuk tahun buku bersangkutan.

Penilaian kinerja Direksi Pertamina EP Cepu dapat diukur dari hasil evaluasi pencapaian Key Performance Indicators (KPI) yang disusun setiap awal tahun. KPI tersebut disusun oleh Direksi dalam bentuk KPI korporat dan individu. Secara struktur, KPI Pertamina EP Cepu merupakan bagian dari cascading KPI korporat PT Pertamina (Persero), sebagaimana skema berikut:

I

• KPI Korporat PT Pertamina

(Persero)

II

• KPI Direktur

Hulu PT Pertamina

(Persero)

III

• KPI Direktur

Utama Pertamina EP Cepu

IV

• KPI Direktur

Operasi Pertamina

EP Cepu

Kebijakan dan Struktur RemunerasiKebijakan pemberian remunerasi dan fasilitas lain bagi Direksi mengacu kepada keputusan dari Pemegang Saham sebagaimana ditetapkan dalam Rapat Umum Pemegang Saham. Pemegang Saham menetapkan remunerasi Direksi dengan pertimbangan kewajaran, meningkatnya tuntutan dan tanggung jawab pengurusan perusahaan serta meningkatnya kebutuhan Cost of Living Adjustment (COLA). Komponen remunerasi Direksi meliputi gaji, tunjangan, dan tantiem.

Pemberian remunerasi bagi Direksi untuk tahun 2012 dilakukan berdasarkan Keputusan Pemegang Saham secara sirkuler tentang Persetujuan Kenaikan Gaji Direksi dan Honorarium Dewan Komisaris Pertamina EP Cepu yang telah ditandatangani oleh pemegang saham PT Pertamina (Persero) tanggal 28 November 2011 dan pemegang saham Koperasi Energi Indonesia tanggal 1 Desember 2011. Keputusan

Directors Performance Evaluation Directors Performance Evaluation is made by the shareholders. The mechanism of evaluation is made based on the Accountability Report of the Board of Commissioners and Directors being submitted during the annual GMS. The Directors performance assessment results are in line with the Company’s annual performance results.

With the approval granted for the Directors accountability report in GMS, the shareholders granted full release and discharge (acquit et decharge) for the Directors for the respective fiscal year.

The performance evaluation of Directors of Pertamina EP Cepu may be measured based on the evaluation results of Key Performance Indicators (KPI) being prepared in the beginning of each year. Such KPI is prepared by Directors in the form of Corporate KPI and Individual KPI. Structurally, the KPI of Pertamina EP Cepu represents the cascading of Corporate KPI of PT Pertamina (Persero) as depicted the scheme below:

Policies and Structures of Remuneration The policy of given remuneration and other facilities for the Board of Directors refers to the resolutions made by the shareholders as resolved in the General Shareholders Meeting. Shareholders resolved the remuneration for the Board of Directors by considering the fairness, the increasing demand and responsibilities in the Company’s management and the increasing needs of Cost of Living Adjustment (COLA). The components of remuneration for the Board of Commissioners include honorarium, allowances and bonus.

The remuneration given for the Board of Directors for year 2012 was made based on the Decision of Shareholders in circular regarding the Approval for the Increase in the Salary of the Board of Directors and the Honorarium of the Board of Commissioners of Pertamina EP Cepu signed by the shareholder PT Pertamina (Persero) dated 28 November 2011 and by the shareholder Koperasi Energi Indonesia



tersebut menetapkan bahwa gaji Direktur Utama per bulan adalah sebesar Rp78.290.000. Gaji Direktur lainnya adalah sebesar 90% dari Gaji Direktur Utama. Jenis remunerasi lain yang diterima Direksi selama tahun 2012 adalah tunjangan/fasilitas yang diberikan sesuai dengan kewajaran dan kemampuan perusahaan yang mencakup: a) Perumahan maksimum sebesar Rp13.000.000.b) Utility maksimum sebesar Rp3.500.000.c) Kendaraan.d) Asuransi kesehatan atau penggantian biaya pengobatan

sesuai kemampuan biaya Perusahaan

SEKRETARIS PERUSAHAAN

Secara umum, Sekretaris Perusahaan merupakan Compliance Officer yang membantu tugas Direksi memenuhi ketentuan tata kelola perusahaan yang baik. Tugas dan tanggung jawab Sekretaris Perusahaan adalah sebagai berikut:1) Sebagai penghubung (Liaison Officer) dan fasilitator

antara Perusahaan dengan pemegang saham, regulator, lembaga pemerintah/instansi terkait, pemangku kepentingan dan masyarakat.

2) Mengkoordinasikan penyelenggaraan RUPS, rapat-rapat Direksi, rapat Dewan Komisaris, rapat gabungan termasuk mengelola jadwal rapat agar berlangsung efektif.

3) Mengkoordinasikan penyediaan informasi dalam bentuk orientasi formal, kliping, surat elektronik dan media lainnya kepada Direksi dan Dewan Komisaris serta pemangku kepentingan lainnya, menyeleksi dan merekomendasikan jenis-jenis informasi yang relevan untuk dipublikasikan maupun diedarkan di kalangan internal Perusahaan sekaligus merencanakan dan melaksanakan hubungan dengan media massa.

4) Menyelenggarakan kegiatan kesekretariatan dalam lingkungan Direksi, Dewan Komisaris dan Perusahaan serta pengadministrasiannya termasuk mengelola dokumen RUPS, risalah-risalah rapat Direksi, rapat Dewan Komisaris, rapat gabungan, dokumentasi perbedaan pendapat (dissenting opinion), undangan rapat, agenda dan materi rapat serta dokumen lainnya.

Perusahaan telah menyiapkan Fungsi Sekretaris Perusahaan yang berada langsung di bawah Direktur Utama pada pengembangan struktur organisasi pokok PEPC 2011-2015 yang telah disetujui oleh BOD-BOC Pertamina EP Cepu, Direktur Hulu PT Pertamina (Persero) dan Direktur Utama PT Pertamina (Persero). Untuk sementara fungsi Sekretaris Perusahaan dirangkap oleh Human Capital Manager sampai ditunjuk pejabat definitif dalam waktu dekat.

dated 1 December 2011. It was resolved that the salary of President Director amounts to Rp 78,290,000. The salary of other Directors is at 90% of the salary of President Director. The other types of remuneration received by the Board of Directors during 2012 are allowances/facilities provided in conjuction with the fairness level and also with the Company’s financial capacity which included: a) Housing allowance, maximum at Rp13,000,000.b) Utility, maximum at Rp3,500,000.c) Vehicles.d) Health insurance or medical expenses reimbursement in

accordance with the Company’s financial capacity.

CORPORATE SECRETARY

In general, the Corporate Secretary serves as a Compliance Officer who assists in the duties of the Directors to meet good corporate governance requirements. The roles and responsibilities of the Corporate Secretary are as follows:1) Serving as Liaison Officer and facilitator for the Company

and the shareholders, regulators, government agencies/ related institutions, the stakeholders and the public.

2) Coordinating the conduct of GMSs, Directors meetings, Commissioners meetings, joint meetings including managing the meeting schedule so as to produce effective proceedings.

3) Coordinating the provision of information in the form of formal orientation, clippings, electronic mail and other media to the Board of Directors, the Board of Commissioners and other stakeholders, selecting and recommending the types of information which are relevant for internal publication and distribution within the Company and also planning and establishing communication with the mass media.

4) Performing secretarial activities within the areas of the BOD, BOC and the Company and the administration for which, including managing the GMS documents, minutes of the BOD meetings, BOC meetings, joint meetings, documentation of dissenting opinions, meeting invitations, meeting agenda and the materials and other documents.

The Company already prepared the establishment of a Corporate Secretary function, who immediately reports to the President Director, in the development of PEPC’s main organizational structure for the years 2011 – 2015 which has already been approved by PEPC’s BOD and BOC, the Upstream Director of PT Pertamina (Persero) and the President Director of PT Pertamina (Persero). For the time being, the function of Corporate Secretary is assumed by the Human Capital Manager until an officer is definitely appointed, which is expected to occur in the near term.


INTERNAL AUDIT

Internal Audit merupakan organ Direksi yang bertugas membantu Direksi dalam melaksanakan fungsi pengawasan dan pengendalian internal. Untuk memastikan efektivitas pengelolaan perusahaan berdasarkan prinsip-prinsip GCG dan manajemen risiko, Perusahaan membentuk Fungsi Internal Audit & Risk Management pada tahun 2012. Fungsi Internal Audit & Risk Management (selanjutnya disebut Internal Audit) merupakan mitra manajemen dalam mencapai tujuan perusahaan dengan melaksanakan fungsi audit dan fungsi konsultansi secara independen dan objektif. Internal Audit dipimpin oleh seorang manager yang diangkat, diberhentikan dan bertanggung jawab langsung kepada Direksi.

Tugas dan Tanggung JawabInternal Audit bertugas menguji dan mengevaluasi pelaksanaan pengendalian internal dan sistem manajemen risiko sesuai kebijakan perusahaan. Untuk melaksanakan tugasnya, Internal Audit menyusun rencana audit tahunan yang disetujui dan disahkan oleh Direksi. Internal Audit melakukan pemeriksaaan dan penilaian atas efisiensi dan efektivitas di bidang keuangan, akuntansi, operasional, sumber daya manusia, pemasaran, teknologi informasi dan kegiatan lainnya.

Berdasarkan hasil audit, Internal Audit membuat laporan hasil audit untuk disampaikan kepada Direksi dan Dewan Komisaris. Selanjutnya, Internal Audit melakukan kegiatan monitoring tindak lanjut untuk memastikan bahwa rekomendasi perbaikan yang telah disepakati auditee telah dilaksanakan sesuai dengan komitmen.

Kegiatan Internal Audit 2012Pada tahun 2012 Internal Audit belum melakukan kegiatan audit internal secara penuh. Internal Audit mempersiapkan perangkat-perangkat kerja seperti piagam internal audit (Internal Audit Charter), rencana audit tahunan untuk tahun 2013, prosedur audit, alat bantu dan personil auditor internal. Internal Audit melakukan koordinasi dengan Satuan Pengawasan Intern (SPI) PT Pertamina (Persero) yang sebelumnya telah menjalankan fungsi audit internal di PEPC.

INTERNAL AUDIT

Internal Audit represents the organ of Directors which is assigned to assist the Directors in internal monitoring and internal control. To ensure the effectiveness of the Company’s management based on GCG principles and risk management, the Company established the Internal Audit & Risk Management department at the end of 2012. The Internal Audit & Risk Management (further referred to as “Internal Audit”) serves as partner to the management in achieving the Company’s goals, by performing the audit function and consultancy function in an independent and objective manner. The Internal Audit is led by a manager who is appointed, discharged and reports immediately to the Board of Directors.

Roles and Responsibilities The Internal Audit is tasked with examining and evaluating the conduct of internal control and risk management system in accordance with the Company’s policy. To perform the duties, the Internal Audit prepares the annual audit plan which is approved and authorized by the Board of Directors. The Internal Audit performs the examination and evaluation of the efficiency and effectiveness in finance, accounting, operations, human resources, marketing, information technology and other activities.

Based on the audit findings, the Internal Audit prepares the report of audit findings to be submitted to the Board of Directors and to the Board of Commissioners. Further, the Internal Audit performs the monitoring of follow-up actions to ensure that the corrective recommendations already approved by the auditee have been performed based on commitment.

Internal Audit Activities 2012In 2012, the Internal Audit did not perform its internal audit activities in full. The Internal Audit prepared the working tools such as the Internal Audit Charter, annual audit plan for 2013, audit procedures, enablers and internal audit personnel. The Internal Audit worked in coordination with the Internal Control Unit (SPI) of PT Pertamina (Persero) that previously performed the internal audit functions in PEPC.



Kegiatan Internal Audit pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:• Melaksanakan tiga penugasan audit. • Menyusun Piagam Internal Audit (Internal Audit Charter)

PT Pertamina EP Cepu. • Melakukan jasa konsultansi kepada manajemen.• Melakukan monitoring tindak lanjut hasil audit baik hasil

audit internal maupun eksternal.• Mengkoordinasikan pelaksanaan audit eksternal atas

Laporan Keuangan PEPC untuk tahun buku yang berakhir tanggal 31 Desember 2012 oleh KAP Tanudiredja, Wibisana & Rekan.

• Mendorong penerapan praktik-praktik tata kelola yang baik di seluruh aspek bisnis Perusahaan.

Profil Internal Audit & Risk Management ManagerInternal Audit & Risk Management Manager dijabat oleh Dadang Sunandar berdasarkan Surat Keputusan Direksi Nomor: P-844/K00000/2012-S8 tanggal 3 Agustus 2012. Lahir di Bandung pada tanggal 5 Mei 1959, Dadang Sunandar adalah lulusan Fakultas Ekonomi Akuntansi Universitas Padjadjaran, Bandung tahun 1986. Mengawali karir di PT Pertamina (Persero) pada tahun 1995, beliau telah menjalani berbagai penugasan di bidang audit/SPI hingga ditunjuk menjadi Internal Audit & Risk Management Manager PT Pertamina EP Cepu pada bulan Agustus 2012. Telah mengikuti berbagai pelatihan mengenai audit dan memiliki kualifikasi sebagai Certified Fraud Examiner (CFE), Dadang Sunandar aktif sebagai anggota di organisasi profesi The Institut of Internal Auditors (IIA) dan Association Certified Fraud Examiners (ACFE).

SISTEM PENGENDALIAN INTERNAL

Sistem pengendalian internal yang efektif sangat penting dalam upaya mengamankan investasi dan aset perusahaan. Dewan Komisaris dan Direksi berkomitmen untuk melaksanakan sistem pengendalian internal di lingkungan PEPC. Dewan Komisaris bertanggung jawab untuk melakukan pengawasan atas pelaksanaan pengendalian internal di seluruh tingkatan dan jenjang organisasi, sedangkan Direksi melaksanakan sistem pengendalian internal untuk mencapai tujuan perusahaan.

The activities of Internal Audit in 2012 were as follows: • Performing three audit assignments. • Preparing Internal Audit Charter of PEPC. • Providing consultancy services to management. • Monitoring the follow-up actions for both internal and

external audit findings. • Coordinating the conduct of external audit of financial

statements of PEPC for the year ended 31 December 2012 audited by KAP Tanudiredja, Wibisana & Rekan.

• Encouraging the good corporate governance practices in all business aspects within the Company.

Profile of Internal Audit & Risk Management Manager The position of Internal Audit & Risk Management Manager was assigned to Dadang Sunandar by virtue of the Decision Letter of the Board of Directors No. P-844/K00000/2012-S8 dated 3 August 2012. Born on May 5, 1959, Dadang Sunandar is a graduate of the Faculty of Economics majoring in Accounting from Padjadjaran University, Bandung in 1986. Starting his career at PT Pertamina (Persero) in 1995, he had been assigned to various positions in audit/SPI until he was appointed Internal Audit & Risk Management Manager of PT Pertamina EP Cepu in August 2012. He already participated in various audit-related trainings and is certified as Certified Fraud Examiner (CFE). Dadang Sunandar is actively involved in The Institute of Internal Auditors (IIA) and Association of Certified Fraud Examiners (ACFE).

INTERNAL CONTROL SYSTEM

Effective internal control system plays a very important role in the efforts of securing the Company’s investment and assets. The Boards of Commissioners and Directors are committed to performing the internal control system in PEPC. The Board of Commissioners is responsible for monitoring the conduct of internal control at all levels and ranks within the Company, while the Board of Directors performs the internal control system to achieve the Company’s goals.


Bentuk pengendalian internal di lingkungan perusahaan diantaranya adalah penerapan manajemen risiko, pemisahan fungsi anggaran dan pencatatan transaksi, fungsi kontrol transaksi sampai ke Direksi dengan Manager Keuangan sebagai counterpart. Pengendalian internal di lingkungan PEPC dievaluasi secara berkala agar mampu mengikuti perkembangan usaha Perusahaan.

Sistem pengendalian internal yang telah dilakukan diantaranya adalah: - Mengembangkan lingkungan pengendalian internal

dalam Perusahaan secara konsisten dan terstruktur, yang terdiri dari integritas, nilai etika dan kompetensi karyawan, filosofi dan gaya manajemen, cara yang ditempuh manajemen dalam melaksanakan kewenangan dan tanggung jawabnya, pengorganisasian dan pengembangan sumber daya manusia dan perhatian serta arahan yang dilakukan oleh Direksi.

- Melaksanakan pengkajian terhadap pengelolaan risiko usaha (risk assessment), yaitu suatu proses untuk mengidentifikasi, menganalisis, menilai pengelolaan risiko yang relevan.

- Melaksanakan aktivitas pengendalian terhadap kegiatan Perusahaan di setiap tingkat dan unit, antara lain mengenai kewenangan, otorisasi, verifikasi, rekonsiliasi, penilaian atas prestasi kerja, pembagian tugas, dan keamanan terhadap aset Perusahaan.

- Menata sistem informasi dan komunikasi dalam proses penyajian laporan mengenai kegiatan operasional, finansial, serta ketaatan dan kepatuhan terhadap ketentuan peraturan perundang-undangan.

MANAJEMEN RISIKO

PEPC menghadapi berbagai risiko bisnis dalam pencapaian target dan strategi perusahaan. Penerapkan manajemen risiko yang terarah, komprehensif dan berkelanjutan mutlak dibutuhkan untuk mengelola risiko dasar dalam upaya melindungi kesinambungan bisnis jangka panjang dan meminimalkan dampak yang tidak diharapkan pada kinerja keuangan.

Penerapan ini sesuai dengan Traktat Manajemen Risiko yang ditandatangani pada tanggal 4 Oktober 2010 dengan maksud memaksimalkan nilai Perusahaan dan kekayaan pemegang saham. Hal ini dilakukan dengan segala komitmen

The types of internal control in the Company are among others the conduct of risk management, segregation of duties for budget and recording of transactions, control of transactions up to the level of Directors and Financial Managers as counterpart. The internal control in PEPC is evaluated periodically so as to keep up with the Company’s business developments.

The internal control systems already performed are among others:- Developing internal control environment in the Company

in a consistent and structured manner, which comprises ethical values and competence of the employees, management philosophy and style, methods adopted by management in performing their authorities and responsibilities, organization and development of human resources and concerns and directions made by the Board of Directors.

- Performing analysis of risk assessment, which is a process to identify, analyze, and assess relevant risk management.

- Performing control over the Company’s activities at each level and unit, among others concerning the authorization, validation, verification, reconciliation, assessment of work performance, segregation of duties, and security over the Company’s assets.

- Managing the information and communication system in the process of presenting the reports pertaining to the operating and financing activities, and compliance and conformance with the rules and regulations.

RISK MANAGEMENT

PEPC is facing various business risks in achieving the Company’s targets and strategies. The implementation of risk management which is structured, comprehensive and continuous is essential to manage the basic risks in the efforts of protecting the long-term business sustainability and minimizing the unexpected impacts on financial performance.

The implementation of risk management as stated in the Risk Management Charter signed on 4 October 2010 is designed to maximize the Company’s values and the shareholders’ wealth. Therefore, the management and its officials are



dari manajemen dan jajarannya dalam implementasi sistem manajemen risiko berbasis integrasi korporasi (Enterprise-wide Risk Management/ERM) dimana PEPC akan taat pada prinsip-prinsip manajemen risiko sebagai berikut :

1. Bahwa manajemen risiko perusahaan, adalah kewajiban semua jajaran dalam perusahaan. Hal ini termasuk dan tidak terbatas kepada Direksi, Manajemen, Karyawan, dan pihak-pihak ketiga yang terkait dengan operasional perusahaan. Oleh karena itu, Direksi berkewajiban untuk menetapkan Profil Risiko Perusahaan (Risk Profile/ Risk Map) dan menetapkan Batas Toleransi Risiko Perusahaan (Risk Appetite/ Risk Tolerance) sebagai panduan dasar pengelolaan usaha dan pengendalian risiko dalam perusahaan, yang kemudian dituangkan dalam RJP dan RKAP perusahaan;

2. Bahwa manajemen risiko perusahaan, tidak saja bertujuan untuk meminimalisasi kerugian dan memperkecil dampak kerugian bagi perusahaan; namun juga bertujuan untuk mencapai nilai perusahaan yang lebih tinggi dan kemudian menghasilkan nilai tambah yang maksimal bagi pemegang saham (maximize shareholder value added);

3. Bahwa manajemen risiko perusahaan, melalui segenap sistem yang diterapkan, adalah alat utama dalam penentuan perencanaan strategi perusahaan ke depan dan alat strategi penilaian kinerja usaha dan kinerja sumberdaya manusia yang ada. Manajemen risiko bukan hanya menjadi alat ukur kinerja operasional harian semata;

4. Bahwa manajemen risiko perusahaan, dimulai dari pencapaian integritas sumberdaya manusia perusahaan dan integritas dari Pimpinan perusahaan sebagai prasyarat awal, dan yang dengan demikian manajemen anti-fraud (anti kecurangan) dalam perusahaan menjadi hal yang wajib dilakukan;

5. Bahwa manajemen risiko perusahaan, menjamin seluruh laporan yang menyajikan pengukuran kinerja perusahaan (corporate performance), dilakukan dengan penuh kehati-hatian (prudent) dan integritas tinggi, sehingga perusahaan terhindar dari potensi memberikan laporan yang tidak sesuai dengan factual yang sesuangguhnya terjadi;

6. Bahwa manajemen risiko mengutamakan kepada faktor keselamatan dan kesehatan kerja bagi segenap karyawan yang merupakan asset utama (human capital) yang dimiliki oleh perusahaan;

committed to implement Enterprise-wide Risk Management (ERM) in which PEPC will comply with the following risk management principles as follows:

1. The Company’s risk management represents the obligations for all lines within the Company including but not limited to Directors, the management, employees and third parties related to the Company’s operations. Therefore, Directors are obligated to establish the Company’s Risk Profile/Risk Map and to set up the Risk Appetite/Risk Tolerance as a guideline for business management and risk management which will then be stated in RJPP and RKAP;

2. The Company’s risk management is not only designed to minimize the losses and to reduce the impact of losses on the Company, but is also designed to achieve higher values for the Company and to create maximum added values for shareholders;

3. The Company’s risk management is the main tool in establishing the Company’s future strategies and acting as a strategy tool for the assessment of the current business performance and human resources performance;

4. The Company’s risk management should start with achieving the integrity of all units within the Company as its pre-requisite. Therefore, the anti-fraud management in the Company constitutes a mandatory requirement;

5. The Company’s risk management ensures that all reports presenting the assessment of the corporate performance are prepared under the prudent principles, made in high integrity and in accordance with the factual events;

6. Risk management prioritizes the safety and occupational health of all employees who serve as the main assets (human capital) to the Company;


7. Bahwa sebagai perusahaan minyak dan gas, manajemen risiko yang dilakukan perusahaan senantiasa menjunjung tinggi kelestarian dan konservasi lingkungan baik lingkungan fisik maupun lingkungan sosial;

8. Bahwa sebagai perusahaan minyak dan gas, sistem manajemen risiko yang dilakukan perusahaan senantiasa berpihak kepada langkah-langkah penghematan dan konservasi energi;

9. Bahwa manajemen risiko perusahaan, secara terus menerus dan terukur, juga ditujukan untuk menjaga agar posisi perusahaan & karyawan perusahaan, tidak berada berseberangan dengan hukum dan sehgala bentuk peraturan perundangan yang berlaku baik dalam hal pengembangan strategi usaha maupun dalam tindakan operasional sehari-hari;

10. Bahwa manajemen risiko perusahaan, secara khusus menjamin diterapkannya proses penghargaan dan konsekuensi terhadap segenap karyawan tanpa terkecuali, yang tidak mentaati azas manajemen risiko pada perusahaan;

11. Bahwa manajemen risiko perusahaan, harus menjdai bagian integral dari sistem budaya perusahaan, sebagai landasan dalam mewujudkan cita-cita menjadi perusahaan kelas dunia;

12. Bahwa manajemen risiko perusahaan, mewajibkan setiap Pimpinan perusahaan untuk memahami key risk indicators (KRI) atau indicator kunci terjadinya risiko, dalam setiap unit bisnis masing-masing; yang kemudian KRI tersebut akan menjadi butir penting yang harus dipertanggung jawabkan, bersama dan tidak terpisah dari Key Performance Indicators (KPI) yang ada dan diberlakukan;

13. Bahwa manajemen risiko perusahaan, mengandung konsekuensi bahwa segenap karyawan perusahaan harus terus menerus belajar dan meningkatkan pengetahuan serta keterampilan dalam penanganan manajemen risiko seoptimal mungkin, sehingga dapat menjadi bagian penting dari praktik kinerja usaha terbaik;

Pengembangan sistem manajemen risiko di PEPC mulai dibangun pada tahun 2009, diawali dengan adanya implementasi sistem manajemen risiko oleh PT Pertamina (Persero) dan Anak Perusahaan. PEPC menindaklanjuti dengan menerapkan sistem yang dibangun oleh PT Pertamina (Persero), yang selanjutnya dikembangkan sesuai dengan proses bisnis PEPC.

7. As an oil and gas company, its risk management is conducted at all times by highly upholding preservation and conservation of the environment both physical and social;

8. As an oil and gas company, the risk management system being performed at all times supports the steps taken towards energy saving and conservation;

9. The Company’s risk management, continuously and quantifiably, is also designed to safeguard the position of the Company and its employees so as not to breach the law and all prevailing rules and regulations both in business development strategies and also in the daily operating activities;

10. The Company’s risk management is particularly ensuring the implementation of reward and consequence process for all employees without any exception, for those who do not comply with the risk management principles;

11. The Company’s risk management should become an integral part of the Company’s culture as a basis for achieving the goal of being a world-class company;

12. The Company’s risk management requires each leader in the Company to understand the key risk indicators (KRI) or key indicators for the occurrence of such risks in his/her respective business unit. KRI would turn into an important point that needs to be collectively accounted for and would become an integral part of the current key performance indicators (KPI);

13. The Company’s risk management implies that all employees within the Company should continuously learn and improve their knowledge and skills in optimally managing the risk management, so that they become an essential part of the best business performance practices.

The development of the risk management system in PEPC began in 2009, starting with the implementation of a risk management system by PT Pertamina (Persero) and Subsidiaries. PEPC followed it up by implementing the system already built by PT Pertamina (Persero), which was then further developed in accordance with PPEC business processes.



Pada tahun 2012, pada struktur organisasi PEPC yang baru telah dibentuk fungsi Manajemen Risiko yang dipimpin oleh Risk Management Manager. Namun sebelum organisasi Risk Management terisi, fungsi pengelolaan manajemen risiko masih dilakukan oleh Manager Perencanaan dan Evaluasi (Reneval).

Skema Struktur Manajemen Risiko PEPC

DevelopmentDIRECTOR

VPEngineering

VPProject & Planning

GeosciencesManager

New VentureManager

Process & FacilitiesManager

Planning & EvaluationManager

Banyu UripProject Control

Manager

Jambaran-Tiung BiruProject Control

Manager

Identifikasi RisikoIdentifikasi risiko dilakukan untuk menentukan risiko-risiko yang berpotensi mempengaruhi kinerja, tujuan dan strategi Perusahaan.Proses identifikasi risiko terbagi atas beberapa kegiatan seperti pendataan seluruh risiko yang mungkin terjadi sebanyak mungkin, pemilahan pemilik risiko, kemungkinan dampak yang ditimbulkan, faktor yang mempengaruhi risiko, penentuan risk appetite, dan sebagainya. Proses identifikasi risiko merupakan kegiatan berulang sehingga proses monitoring identifikasi risiko harus dilakukan secara terus-menerus. Hasil identifikasi risiko dicatat dalam Daftar Risiko (Risk Register).

Risk AppetiteRisk Appetite adalah tingkat keseimbangan yang dapat diterima mencakup aspek antara pertumbuhan, risiko, tingkat pengembalian (return) dan nilai tambah bagi pemegang saham. Risk Appetite untuk setiap risiko yang telah diidentifikasi ditentukan oleh Direksi PEPC dan akan digunakan sebagai panduan dalam merumuskan strategi. Risk appetite Pertamina EP Cepu disetujui oleh Direktur Hulu dan Direksi Pertamina EP Cepu dan implementasinya dipantau secara berkala oleh Dewan Komisaris PT Pertamina (Persero).

In 2012, the PEPC new organizational structure established a new Risk Management division led by a Risk Management Manager. However, prior to such appointment, the risk management function was still handled by the Planning and Evaluation (Reneval) Manager.

PEPC Risk Management Scheme

Risk Identification Risk identification is performed to determine the potential risks affecting the performance, goals and strategies of the Company. The risk identification process is divided into various activities such as the gathering of data concerning all exposure risks at the most possible numbers of scenarios, categorizing the risk owners, considering the potential impacts, taking into account the factors which affect risks, establishing risk appetite, and others. The process of identifying the risks represents some repetitive activities so that the risk identification monitoring process should be conducted unceasingly. The results of risk identification are recorded in Risk Register. Risk AppetiteRisk Appetite represents the acceptable level of balance including all aspects in growth, risks, return and added values for shareholders. Risk appetite for each risk that has been identified is established by PEPC Directors and will be used as a guideline in formulating the strategies. Risk appetite of PEPC is approved by the Upstream Directorate and the Board of Directors of PEPC, and the implementation of which is periodically monitored by the Board of Commissioners of PT Pertamina (Persero).


Aktivitas perumusan action plan melibatkan setiap pemilik risiko, manajemen (pimpinan divisi dimana pemilik risiko bernaung), pekerja diluar divisi terkait tetapi masih berhubunganserta analissebagai pihak luar yang obyektif dalam memandang risiko yang ada.Hasil Risk Appetite dan Profil Risiko PEPC bulan Desember 2012 untuk Proyek Pengembangan Lapangan Banyu Urip, digambarkan sebagi berikut :

Tabel Risk Appetite Desember 2012

No. Kode RisikoRisk Code

No pada Risk Register

No to Risk Register

Kejadian RisikoRisk Event

Status Risiko Inherent

Risk Inherent Status

Status Risiko residual

Risk Residual Status

Target RisikoRisk Appetite

1. PEPC-MGT-001 12

Realisasi anggaran (Cash Call) tidak sesuai dengan RKAP (over/under secara signifikan)Budget realization (Cash Call) not in accordance with the Work Plan and Budget (significantly over/under)

EXTREME HIGH MEDIUM RISK LOW RISK

2. PEPC-MGT-003 14Kemunduran jadwal onstream main POD Banyu UripDelay of onstream schedule of Banyu Urip main POD

EXTREME HIGH HIGH RISK MEDIUM RISK

3. PEPC-TEK-003 8 Tidak tercapainya target pemboranDrilling target shortfall


4. PEPC-ORG-004 18 Biaya Non-Cos RecoveryCost of Non-Cost Recovery

EXTREME HIGH MEDIUM RISK LOW RISK

5. PEPC-ORG-006 20 Kehilangan dan kebocoran data PerusahaanCorporate data loss and leak EXTREME HIGH HIGH RISK MEDIUM RISK

6. PEPC-EKS-002 26Tidak tercapainya strategic insiatif bagi hasil 60:40Shortfall in strategic initiative production sharing 60:40


7. PEPC-MGT-004 30 Kehilangan data di server PEPCLoss of data from PEPC server EXTREME HIGH LOW RISK LOW RISK

8. PEPC-MGT-002 13 Menurunnya nilai keekonomian ProyekDecrease of the Project‘s economic value EXTREME HIGH HIGH RISK MEDIUM RISK

9. PEPC-HSE-004 4 Kecelakaan kerja di lokasi pemboranWork accident at drilling site HIGH RISK MEDIUM RISK LOW RISK

10. PEPC-HSE-005 5 Limbah pemboran yang mencemari lingkunganDrilling waste causing pollution HIGH RISK MEDIUM RISK LOW RISK

11. PEPC-ORG-001 15Hambatan dalam pengumpulan Joint Venture Data Blok CepuObstacle in collecting Joint Venture Data from Blok Cepu

HIGH RISK MEDIUM RISK LOW RISK

12. PEPC-ORG-002 16 Terhambatnya pembinaan SDMBelated HR development HIGH RISK MEDIUM RISK LOW RISK

13. PEPC-ORG-007 21 Denda Cash CallCash Call penalty HIGH RISK HIGH RISK MEDIUM RISK

14. PEPC-ORG-008 22 Denda keterlambatan pembayaran InvoicePenalty for invoice payment overdue HIGH RISK HIGH RISK MEDIUM RISK

15. PEPC-ORG-009 23Kesalahan dalam perhitungan & penyampaian Laporan KeuanganError in calculation and in submitting financial statements

HIGH RISK HIGH RISK MEDIUM RISK

16. PEPC-ORG-010 24

Ketidaktelitian dalam monitoring penyusunan anggaran (WP&B), realisasi expenditure (JIB), pelaporan keuangan (FQR)Inaccuracy in monitoring the preparation of budget (WP&B), realization of expenditure (JIB), financial reporting (FQR)

HIGH RISK HIGH RISK MEDIUM RISK

The activities of formulating action plans involve each risk owner, the management (division leader under which the risk owner is positioned), the workers outside the related division but to which they are still linked to, and analysts as external parties who are impartial in identifying the perceived risks. The results of Risk Appetite and Risk Profile of PEPC in December 2012 for Banyu Urip Field Development are depicted below:





No to Risk Register

Kejadian RisikoRisk Event

Status Risiko Inherent

Risk Inherent Status

Status Risiko residual

Risk Residual Status

Target RisikoRisk Appetite

17. PEPC-EKS-003 27

Gagalnya pembiayaan korporat (Debt Financing) terhadap Cash Call MCL ke PEPC untuk pengembangan Blok CepuFailure of corporate financing (Debt Financing) on MCL Cash Call to PEPC for the development of Blok Cepu


18. PEPC-ORG-003 17Dokumen/data Blok Cepu tersebar kepada pihak yang tidak berwenangThe leak of Blok Cepu document/data to unauthorized parties


19. PEPC-TEK-005 10

Tidak tercapainya target penambahan Sumber Daya tertunda dari kegiatan eksplorasi Blok CepuShortfall in the target of resource addition from Blok Cepu exploration


20. PEPC-TEK-006 11

Potensi Non-Cost Recovery untuk lokasi sumur eksplorasi yang belum mendapatkan persetujuan AFE BPMIGASNon-Cost Recovery potential for eploration well at locations not yet approved by AFE BPMIGAS


21. PEPC-EKS-004 28Dispute dengan pihak ketiga terkait masalah legalitasDispute with third parties related to legal issues


22. PEPC-HSE-003 3Pencemaran lingkungan di jalur pipa Banyu Urip - MudiPollution from Banyu Urip - Mudi pipelines


23. PEPC-TEK-001 6Terhambatnya pengiriman minyak mentah Banyu Urip ke fasilitas JOB PPEJThe obstructed delivery of Banyu Urip crude to PPEJ JOB facility

HIGH RISK LOW RISK LOW RISK

24. PEPC-HSE-001 1Terjadi kebakaran yang menyebabkan kecelakaan kerja di kantorWork accident caused by fire at the office

MEDIUM RISK MEDIUM RISK LOW RISK

25. PEPC-TEK-002 7Tidak dapat disalurkannya produksi minyak Lap Banyu Urip ke ESO Cinta NatomasThe failure of channeling oil from Banyu Urip field to ESO Cinta Natomas

MEDIUM RISK LOW RISK LOW RISK

26. PEPC-ORG-005 19

Kontrol & monitoring yang lemah terhadap operasi pemboran yang dilakukan oleh OperatorWeak control & monitoring over the drilling operation conducted by Operator


27. PEPC-EKS-001 25Demo masyarakat dan/atau pemblokiran kantor PPECDemonstration and/or blockading PPEC office


28. PEPC-TEK-007 29Gangguan koneksi jaringan LAN di kantorDisruption on the LAN network connection at the office


29. PEPC-HSE-002 2Kecelakaan Kendaraan Ringan Perumpang (KRP)/Operasional perusahaanLight Passenger Vehicle (KRP)/Operational vehicle Accidents


30. PEPC-TEK-004 9 Risiko Total LostRisk of Total Lost LOW RISK LOW RISK LOW RISK


Tabel: Sepuluh Besar Risiko per Desember 2012Table: Top Ten Risk per December 2012



No to Risk Register

Tanggal IdentifikasiRisiko

Risk Identification Date

Kejadian Risiko Risk Event

Status RisikoRisk Status

Pemilik RisikoRisk Owner

1. PEPC-TEK-003 8 1 Desember 2012 Tidak tercapainya target pemboranShortfall of drilling target HIGH RISK Manager Geoscience &

Manager Drilling

2. PEPC-MGT-003 14 1 Desember 2011Kemunduran jadwal onstream main POD Banyu UripDelay of onstream schedule of Banyu Urip main POD

HIGH RISK Manager Engineering Manager RenEval

3. PEPC-ORG-006 20 1 Desember 2011Kehilangan & kebocoran data PerusahaanLoss & leak of corporate data

HIGH RISK Manajer Op. Support

4. PEPC-ORG-007 21 1 Desember 2012 Denda Cash CallCash Call penalty HIGH RISK M. Treasury

5. PEPC-ORG-008 22 1 Desember 2012Denda keterlambatan pembayaran invoicePenalty for invoice payment overdue

HIGH RISKM. Treasury M. Finance Control Tax M. General

Services

6. PEPC-ORG-010 24 1 Desember 2012

Ketidaktelitian dalam monitoring penyusunan anggaran (WP&B), realisasi expenditure (JIB), pelaporan keuangan (FQR)Inaccuracy in monitoring the preparation of budget (WP&B), realization of expenditure (JIB), financial reporting (FQR)

HIGH RISK M. Finance Control M. Treasury M. Reneval

7. PEPC-ORG-009 28 1 Desember 2012Kesalahan dalam perhitungan & penyampaian laporan keuanganError in calculation and in submitting financial statements

HIGH RISK M. Finance Control M. Treasury

8. PEPC-EKS-002 26 1 Desember 2012Tidak tercapainya strategic insiatif bagi hasil 60:40Shortfall in strategic initiative production sharing 60:40

HIGH RISK M. Reneval

9. PEPC-MGT-002 13 1 Desember 2011Menurunnya nilai keekonomian proyekDecrease of the Project‘s economic value

HIGH RISK Manajer RenEval

10. PEPC-HSE-003 3 1 Desember 2011Pencemaran lingkungan di jalur pipa Banyu Urip - MudiPollution from Banyu Urip - Mudi pipelines

MEDIUM RISK Manajer Produksi



Profil Risiko Inherent Desember 2012Inherent Risk Profile, December 2012

Probabilitas

6 = Definitely (90% < x < 100%)

5 = Almost Certain(70% < x < 90%)

4 = Likely (50% < x < 70%)

3 = Moderate(30% < x < 50%)

2 = Rare (10% < x < 30%)

1 = Unlikely(0% < x < 10%)

FINANCIAL IMPACT < 2 Weeks Net Income Impact

2 Weeks Net Income ≤ x < One

month’s net income

One month’s net income < x < one

quarter’s net income

One quarter’s net income < x < oneyear’s net income

> One year net income

REPUTATION IMPACT No reputational impact Internal Impact Local Impact Regional Impact National Wide

Impact

HEALTH & SAFETY No health & safety impact Minor injuries Major injuries to one

personMajor injuries to several people

Employee or public death

ENVIRONMENTLimited damage to

minimal area of low significance

Minor effects on biological or phisical

environment

Moderate, short term effects but not effecting ecosystem

function

Serious medium term environmental

effects

Very serious, long term environmental

impairment of ecosystem function

1 = Insigificant 2 = Minor 3 = Moderate 4 = Significant 5 = CatastrophicDampak

9

2 7 19 29 6

271

3 3 5 16 20

18 12 14

8

26 30

17

25 10 1511 2128 22 23 24 13

Profil Risiko Residual Desember 2012Residual Risk Profile, December 2012

Probabilitas

6 = Definitely (90% < x < 100%)

5 = Almost Certain(70% < x < 90%)

4 = Likely (50% < x < 70%)

3 = Moderate(30% < x < 50%)

2 = Rare (10% < x < 30%)

1 = Unlikely(0% < x < 10%)

FINANCIAL IMPACT < 2 Weeks Net Income Impact

2 Weeks Net Income ≤ x < One

month’s net income

One month’s net income < x < one

quarter’s net income

One quarter’s net income < x < oneyear’s net income

> One year net income

REPUTATION IMPACT No reputational impact Internal Impact Local Impact Regional Impact National Wide

Impact

HEALTH & SAFETY No health & safety impact Minor injuries Major injuries to one

personMajor injuries to several people

Employee or public death

ENVIRONMENTLimited damage to

minimal area of low significance

Minor effects on biological or phisical

environment

Moderate, short term effects but not effecting ecosystem

function

Serious medium term environmental

effects

Very serious, long term environmental

impairment of ecosystem function

1 = Insigificant 2 = Minor 3 = Moderate 4 = Significant 5 = CatastrophicDampak

9 6

1 4 13

15

3 25 8 14 20 21 22

24

19 7

2 5

25

28 26

29

16 10

27

30

17 1118 12


Pengendalian RisikoDalam mengendalikan risiko yang mempengaruhi kelangsungan operasi perusahaan, PEPC melakukan prosedur tindakan pengendalian dengan cara: - Mengalihkan seluruh kegiatan utama bisnis Perusahaan

pada lokasi yang telahditentukan sesuai prosedur. - Merelokasi seluruh pekerja ke tempat yang aman yang

telah ditentukan sesuai rencanadalam menjalankan tugas.

- Memastikan pelayanan kepada pelanggan tetap berjalan sesuai komitmen.

- Melakukan penanganan emergency sesuai ketentuan. - Menyiapkan backupperalatan utama untuk menjamin

kehandalan operasi.

Pengelolaan sistem dan proses kerja dilakukan dalam beberapa tahapan yaitu: 1. Penanggung jawab utama bencana mengambil komando

operasi penanganan bencana, atau keadaan emergency.2. Tim Floor Warden (Tim pengelola bencana dan keadaan

darurat) mengatur strategi dan taktik operasi sesuai dengan bencana dan keadaan darurat yang dihadapi.

3. Beroperasi sesuai prosedur yang telah ditetapkan.

Upaya-upaya preventif dan mitigasi untuk mengantisipasi potensi risiko diantaranya adalah sebagai berikut :- Pengiriman rig secara parsial untuk backyard equipment

serta sosialisasi shipping kepada customs & shipper.- Koordinasi dengan pihak operator dalam pembebasan

lahan serta mendukung operator dalam percepatan persetujuan dari pemerintah terkait dengan proses tender EPC 1-5.

- Sosialisasi penggunaan ishare, penambahan frekuensi back up data serta melakukan sosialisasi & implementasi tentang kerahasiaan data oleh fungsi legal.

- Melakukan peningkatan monitoring pembayaran.- Penyusunan proses bisnis serta rencana implementasi

“Procure to Pay”.- Penambahan SDM sesuai dengan kompetensi.- Melakukan koordinasi dengan pihak terkait.- Koordinasi dengan partner untuk mempercepat

memperoleh persetujuan Contrac Award dari SKKMIGAS- Melalui TechCom dan OpCom, PEPC meminta partner

untuk mengantisipasi dan mengelola terjadinya Change Order yang signifikan.

- Meningkatkan monitoring, pengawasan dan evaluasi kualitas bahan kimia yang digunakan.

Risk ManagementIn managing the risks which may affect the Company’s

business sustainability, PEPC performs the risk management procedures as follows:

- Transferring all of the Company’s main business activities at the appointed locations based on the procedures.

- Relocating all employees to the designated secure locations in accordance with the planned duties.

- Ensuring that the services to customers are still provided in accordance with the commitment made.

- Handling emergency situations in accordance with the regulations.

- Preparing the backup of major equipment to ensure the reliability of operations.

The management of work system and process is conducted in various stages as follows:

1. The disaster management team leader is in charge of operational commands for the relief of disaster or emergency situations.

2. The floor warden team (disaster and emergency management team) prepares strategies and operating tactics in accordance with the disaster and emergency situations being encountered

3. The operations are conducted based on the prescribed procedures.

The preventive and mitigating efforts to anticipate potential risks are among others:- Sending rigs partially for backyard equipment and

informing about such shipping to Customs and Excise agency and to the shipping company (-ies).

- Coordinating with operators in land acquisition processes and supporting the operators to expedite the approval process from the government relating to the tender process of EPC 1-5.

- Diseminating information on the use of i-Share, adding the frequency of data backup and informing and implementing data privacy by the legal department.

- Improving the payment monitoring process.- Preparing the business process and implementation plan

of “Procure to Pay”.- Supplementing the number of human resources based

on competence.- Performing coordination with related parties.- Coordinating with partners to expedite the approval

process for Contract Award from SKKMIGAS.- Through TechCom and OpCom, requiring partners to

anticipate and to manage any significant change orders.- Improving the monitoring, supervision and evaluation of

the quality of the chemicals being used.



AUDITOR INDEPENDEN

Fungsi pengawasan independen terhadap aspek keuangan Perusahaan dilakukan dengan melaksanakan pemeriksaan audit eksternal. Proses penunjukan auditor independen Perusahaan telah memenuhi Peraturan Menteri Keuangan Nomor: 17/PMK.01/2008 tanggal 5 Februari 2008 khususnya pasal 3 ayat 1 yang menyatakan bahwa pemberian jasa audit umum atas laporan keuangan dari suatu entitas dilakukan oleh Kantor Akuntan Publik (KAP) paling lama untuk enam tahun buku berturut-turut dan oleh seorang akuntan publik paling lama untuk tiga tahun buku berturut-turut. Untuk menjamin independensi dan kualitas hasil pemeriksaan, auditor independen yang ditunjuk tidak boleh memiliki benturan kepentingan dengan perusahaan.

Auditor independen yang memeriksa laporan keuangan PEPC tahun buku 2012 ditetapkan dalam RUPS Tahunan PT Pertamina (Persero). Untuk melakukan audit laporan keuangan tahunan PEPC tahun buku 2012, PT Pertamina (Persero) telah menunjuk Kantor Akuntan Publik (KAP) Tanudiredja, Wibisana & Rekan yang berafiliasi dengan Price Waterhouse Cooper (PWC) dan beralamat di Plaza 89, jalan H.R. Rasuna Said Kav. X-7, Jakarta 12940, telepon +62 21 6212901 fax +62 21 62905555.

Total biaya yang dikeluarkan untuk audit Laporan Keuangan 2012 PEPC sebesar Rp135.031.104 (termasuk PPN). Sedangkan pada tahun 2011, Kantor Akuntan Publik (KAP) yang sama telah mengaudit laporan keuangan perusahaan dengan biaya Rp259.675.200 (termasuk PPN).

Tabel Auditor Eksternal PEPC tahun 2009-2012Table External Auditor PEPC in 2009-2012

Tahun Buku

Year BookAkuntan

Accountant

Kantor Akuntan Publik

Public Accountant Firm

OpiniOpinion

Jasa Diluar Audit KeuanganServices Other Financial Audit

2012 Yanto, SE, Ak., M.Ak, CPA Izin No. 09.1.1054

KAP Tanudiredja, Wibisana dan Rekan

Laporan Keuangan disajikan secara wajar, dalam semua hal yang materialThe Financial Statement is presented fairly in all material respects

Tidak adaNone




Tidak adaNone

INDEPENDENT AUDITOR

The independent monitoring over the Company’s financial aspect is made with the conduct of external audit examination. The process of appointing the Company’s independent auditor already met the requirements of the Ministry of Finance in Regulation No. 17/PMK.01/2008 dated 5 February 2008 particularly article 3 para 1 specifying that the provision of general audit service for financial statements of an entity shall be conducted by a Public Accounting Firm (KAP) for six consecutive years at the maximum and by a Public Accountant for three consecutive years at the maximum. To ensure independence and quality of examination, the independent auditor being appointed should have no conflicts of interest with the Company.

The independent auditor examining the financial statements of PEPC for fiscal year 2012 is appointed in the Annual GMS of PT Pertamina (Persero). To perform the audit of financial statements of PEPC for the year ended 31 December 2012, PT Pertamina (Persero) already appointed Public Accounting Firm (KAP) Tanudiredja, Wibisana & Rekan which is affiliated to PriceWaterhouse Coopers (PWC) located at Plaza 89, Jl. H.R. Rasuna Said Kav. X-7, Jakarta 12940, telepon +62 21 6212901 fax +62 21 62905555.

The total fees incurred for the audit of PEPC’s 2012 financial statements amounted to Rp135,031,104 (including PPN). While in 2011, the same KAP already audited the Company’s financial statements with fees amounting to Rp259,675,200 (including VAT).


Tahun Buku

Year BookAkuntan

Accountant

Kantor Akuntan Publik

Public Accountant Firm

OpiniOpinion

Jasa Diluar Audit KeuanganServices Other Financial Audit




Tidak adaNone

2009 Feniwati ChendanaIzin No. 00.1.0713

KAP Purwantono, Suherman dan Surja


Tidak adaNone

PERKARA PENTING YANG SEDANG DIHADAPI DIREKSI DAN DEWAN KOMISARIS YANG SEDANG MENJABAT

Selama tahun 2012, tidak ada perkara penting yang sedang dihadapi oleh Direksi dan Komisaris PEPC yang sedang menjabat.

PERMASALAHAN HUKUM

Selama tahun 2012 tidak ada permasalahan hukum, baik pidana maupun perdata, yang dihadapi Perusahaan.

DONASI UNTUK KEGIATAN SOSIAL DAN POLITIK

Perusahaan tidak terlibat di dalam kegiatan politik dan tidak memberikan donasi untuk kepentingan politik. Sebaliknya, kepedulian yang tinggi terhadap masalah sosial dan lingkungan hidup merupakan bagian penting dari tugas dan tanggung jawab Perusahaan terhadap pemangku kepentingan dan masyarakat luas. Perusahaan melaksanakan kegiatan CSR (corporate social responsibility) secara mandiri maupun melalui Program Kemitraan dan Bina Lingkungan yang pelaksanaannya berkoordinasi dengan PT Pertamina (Persero).

SIGNIFICANT LEGAL DISPUTES INVOLVING THE INCUMBENT BOARDS OF DIRECTORS AND COMMISSIONERS

During 2012, there were no significant legal disputes involving the incumbent Boards of Directors and Commissioners

LEGAL PROCEEDINGS

During no 2012, there were no legal proceedings, either criminal or civil cases involving the Company.

DONATION FOR SOCIAL AND POLITICAL ACTIVITIES

The Company is not involved in any political activities and does not give donations to political interests. In contrast, the Company’s deep concern for social and environmental issues constitute an important part of the Company’s roles and responsibilities towards the stakeholders and the public. The Company performs Corporate Social Responsibility (CSR) activities in an independent manner or through Partnership and the Environmental Development Program the implementation of which is coordinated with PT Pertamina (Persero).



AKSES INFORMASI DAN SISTEM KOMUNIKASI INTERNAL

Akses InformasiDalam melakukan penentuan klasifikasi informasi, Perusahaan senantiasa mengacu pada peraturan dan ketentuan yang berlaku. Informasi yang bersifat non rahasia dimungkinkan untuk dipublikasikan dan dapat diakses oleh masyarakat melalui sarana dan fasilitas yang cukup dan memadai. Pengelolaan informasi yang transparan dan mudah diakses oleh Pemegang Saham, pemangku kepentingan dan masyarakat lainnya diyakini dapat membentuk kepercayaan dan dukungan berbagai pihak kepada Perusahaan dalam mengembangkan bisnisnya.

Untuk memperoleh informasi mengenai PT Pertamina EP Cepu, Perusahaan membuka akses informasi seluas-luasnya bagi pemangku kepentingan dan masyarakat umum melalui situs www.pertamina-epcepu.com yang memuat informasi terkini seperti profil Perusahaan, bisnis Perusahaan, berita Perusahaan, tanggung jawab sosial perusahaan (CSR), pengumuman lelang, HSE (Health, Safety & Environmental), kesempatan kerja dan lainnya.

Agar dapat memberikan data dan informasi yang lebih spesifik, akurat dan sesuai dengan target segmen penerima informasi, maka kegiatan komunikasi kepada pihak-pihak eksternal dilakukan oleh Fungsi Public Relation dan Sekretaris Perusahaan. Pada tahun 2012 terjadi perubahan struktur organisasi PEPC dimana struktur baru telah dilengkapi dengan fungsi Sekretaris Perusahaan (Corporate Secretary). Diharapkan dengan adanya Sekretaris Perusahaan, hubungan dan komunikasi dengan pihak internal maupun eksternal akan lebih baik lagi. Sebelum pejabat Sektretaris Perusahaan ditunjuk, fungsi Sekretaris Perusahaan dijalankan oleh Human Capital Manager.

Sistem Komunikasi InternalPerusahaan membangun sistem komunikasi internal yang efektif melalui sarana Performance Dialog, Management Walk Through dan tatap muka yang bertujuan mengajak pekerja untuk terlibat aktif dalam pencapaian kinerja.

INFORMATION ACCESS AND INTERNAL COMMUNICATION SYSTEM

Information Access In classifying its corporate information, the Company constantly refers to the prevailing rules and regulations. Non-confidential information is made possible for publication and is accessible by the public through proper and adequate tools and facilities. The information management which is transparent for and easily accessible by the shareholders, stakeholders and the public is believed to establish trust and support from various parties to the Company in developing its business.

To obtain information concerning PT Pertamina EP Cepu, the Company opens wide the information access for its stakeholders and the public in its website www.pertamina-epcepu.com containing the most recent information, such as Company profile, corporate business, corporate social responsibility (CSR), announcement of auctions, HSE (Health, Safety & Environment), job vacancies and others.

For the purpose of providing data and information which are more specific, accurate and aligned with the segmented target of the receiver of such information, the communication to external parties is made by the Public Relation function and the Corporate Secretary. In 2012, there were changes in PEPC organizational structure in which the new structure has been supplemented with a Corporate Secretary function. It is expected that with the establishment of a Corporate Secretary, the relationship and communication with internal or external parties would improve to a better level. Prior to the appointment of the Corporate Secretary, the duties of the corporate secretary were performed by the Human Capital Manager.

Internal Communication System The Company builds effective internal communication system through its Performance Dialog, Management Walkthrough and direct meetings which are intended to encourage employees to be actively involved in performance achievements.


Gathering dan program coach secara bertingkat dikaitkan dengan pengelolaan Key Performance Indicators (KPI). Kegiatan tersebut dilakukan secara periodik dan berjenjang sesuai kebutuhan organisasi. Untuk mengajak secara penuh keterlibatan pekerja, sistem komunikasi dikelola, dimonitor dan dievaluasi oleh Fungsi Humas (Hubungan Masyarakat). Sistem komunikasi ini diintegrasikan dengan seluruh kepentingan perusahaan untuk memaksimalkan dukungan dan keterlibatan seluruh pemangku kepentingan.

Direksi PEPC mendorong terciptanya komunikasi dua arah yang terbuka di seluruh tingkatan organisasi perusahaan baik dengan menggunakan forum tatap muka langsung yang dilaksanakan bersama tim manajemen dan seluruh jajaran PEPC maupun melalui kontak tidak langsung melalui SMS atau e-mail. Hasil komunikasi dua arah digunakan untuk melakukan perbaikan-perbaikan maupun pengambilan keputusan yang diperlukan dalam peningkatan kinerja.

Evaluasi sistem komunikasi perusahaan dilakukan setahun sekali. Salah satu peningkatan terkini untuk sistem komunikasi PEPC adalah penyelenggaraan safety briefing setiap minggu bagi pada Manager ke atas dimana para peserta secara bergantian memberikan sharing pada forum itu. Hasil diskusi dan/atau keputusan di forum tersebut dikomunikasikan kepada para asisten manajer maupun staf untuk ditindaklanjuti.

Untuk membangun dan mengelola komunikasi dengan MCL selaku operator yang mendukung pencapaian target kinerja operasi perusahaan, Perusahaan mengembangkan media komunikasi antara lain melalui Opcom, FinCom, HRCom, TechCom. Metode ini dirancang untuk memaksimalkan sinergi antar mitra pengelola Blok Cepu dan sebagai sarana untuk menyelesaikan berbagai permasalahan yang terkait dengan implementasi rencana kerja dan akselerasi pengembangan blok Cepu.

Performance Dialog KPI Direktur Utama Untuk menindaklanjuti hasil pencapaian kinerja PEPC triwulan II tahun2012, pada tanggal 31 Juli 2012 telah dilakukan Performance dialog diikuti oleh seluruh Direksi dan manajemen PEPC untuk mengkaji rangkaian kinerja sehubungan dengan usaha dan target yang telah dicapai

Gathering and coaching programs are linked in tiers to the management of Key Performance Indicators (KPI). Such activities are performed periodically and hierarchically in accordance with the needs of the organization. To encourage the full participation of workers, the Public Relation function manages, monitors and evaluates the communication system. Such communication system is integrated with all of the Company’s interests to maximize the support and involvement of all the stakeholders.

PEPC directors support the establishment of a two-way communication method which is open at all levels of the Company either by having direct meetings held together with the management team and all PEPC personnel or by the establishment of indirect contacts through text messages or email. The outcome of the two-way communication is utilized to make improvements or to make the decisions needed to perform such improvements.

The evaluation of the Company’s communication system is conducted once a year. One of the most recent improvements in the PEPC communication system is the conduct of safety briefings on a weekly basis at the level of managers and up, in which each person in turn would share information. The outcome of discussions and/or decisions in the forum would be communicated to assistant managers and staff to be followed through.

To support and build communication with MCL as the operator that supports the achievement of the Company’s operational performance targets, the Company develops a media of communication which among others is made through Opcom, FinCom, HRCom, TechCom. Such method is designed to maximize the synergy among the partners of Cepu Block operator and to serve as a means to settle various issues related to the implementation of work plans and acceleration of the Cepu block development.

Performance Dialog for the KPIs of President DirectorTo follow up the results of PEPC performance achievements in the third quarter of 2012, on 31 July 2012 a Performance Dialog was conducted and followed up by all Directors and management of PEPC to analyze the series of performance in



selama Triwulan II. Kegiatan ini bertujuan untuk memahami setiap alasan terkait pencapaian target atas seluruh hasil kinerja. Dengan forum ini, diharapkan setiap masalah yang dihadapi dapat menemukan solusi, khususnya untuk target yang tidak tercapai, sehingga solusi tersebut dapat segera diimplementasikan.

Selama acara dialog berlangsung, peserta rapat memberikan kontribusi yang sangat baik mengenai pemecahan masalah dan rencana tindak lanjut yang tertuang dalam kerangka kerja SAMBAL. Hasil kinerja yang dicapai Perusahaan saat ini mencerminkan usaha dan kerja keras yang telah dilakukan dalam merealisasikan target yang ditetapkan. Hal itu dapat terlihat dalam realisasi KPI Pertamina EP Cepu triwulan II tahun 2012 yang telah disetujui oleh Direktur Hulu PT Pertamina (Persero).

PEDOMAN PERILAKU (CODE OF CONDUCT)

Untuk mendorong penerapan etika bisnis secara konsisten dalam setiap kegiatan operasi di semua tingkatan atau jenjang organisasi, Perusahaan berpedoman pada Code of Conduct yang disusun oleh induk perusahaan yaitu PT Pertamina (Persero). Code of Conduct tersebut merupakan standar etika bagi Dewan Komisaris, Direksi dan pekerja PEPC dalam berperilaku secara profesional, bertanggungjawab, wajar, patut dan dipercaya dalam melakukan hubungan bisnis dengan pelanggan, mitra bisnis, rekanan maupun dengan rekan sekerja.

Perusahaan berupaya menyusun Code of Conduct sendiri yang disesuaikan dengan lingkungan dan karakteristik bisnis Perusahaan. Diharapkan pada tahun 2013 Code of Conduct PEPC dapat diberlakukan, disosialisasikan dan selanjutnya seluruh pekerja menandatangani komitmen bersama atas kepatuhan terhadap Code of Conduct. Dengan upaya tersebut diharapkan praktik-praktik tata kelola yang baik dapat terwujud.

connection with business and targets already accomplished in the second quarter. Such activity is designed to identify every reason underlying the achievement of targets for all performance results. In this forum, it is expected that each problem being encountered may find the solutions for which, particularly pertaining to the unachieved targets, so that the solution could be immediately put into action.

During the dialog, the meeting participants may come up with their ideas of contribution for solving the problems and following up the plans which are stated in the SAMBAL framework. The Company’s present performance achievements reflected the efforts and hard work in realizing the established targets. Such condition was reflected in the realization of PEPC’s KPI in the second quarter of 2012 already approved by Upstream Director of PT Pertamina (Persero).

CODE OF CONDUCT

To support the implementation of business ethics in a consistent manner in each operating activity in all levels of organizational structure, the Company refers to Code of Conduct prepared by the holding company which is PT Pertamina (Persero). Such code of conduct serves as the ethical standards for the Board of Commissioners, Directors and PEPC workers to behave in a professional, responsible, fair, proper and trustworthy manner in developing business relationship with customers, business partners, associates or colleagues.

The Company is making efforts to prepare its own Code of Conduct which is tailored to the Company’s business environment and characteristics. It is expected that in 2013 PEPC Code of Conduct would be enforced, propagated and further signed by all workers as a joint commitment for the compliance with the Code of Conduct. By performing such efforts, the Company expects to manifest its good corporate governance practices.


NILAI-NILAI PERUSAHAAN

Perusahaan berupaya membentuk pola pikir dan meningkatkan motivasi pekerja yang fokus pada pencapaian kinerja Perusahaan. Program-program untuk merubah pola pikir dan meningkatkan motivasi pekerja disusun berdasarkan Human Resources Road Map dan Road Map Budaya Perusahaan yang diturunkan dari Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP).

Oleh karena itu kualitas SDM PEPC dikembangkan dengan berbasis kompetensi dan profesionalisme yang tinggi sejalan slogan Delivering World Class Values serta mengedepankan Tata Nilai Unggulan yang dirumuskan sebagai GREAT (Growth, Reliability, Excellence, Agility, Totality) dengan penjabaran sebagai berikut:

Berkembang (Growth) - Pertumbuhan bisnis ekonomi semakin meningkat.- Perkembangan infrastruktur dalam segala bidang.- Penerapan teknologi terkini.

Terpercaya (Reliability)- SDM yang jujur dan mempunyai loyalitas tinggi.- Informasi melalui sumber yang memiliki kompetensi.- Management Protection of Information (MPI).

Unggul (Excellence)- Visi dan Misi untuk menjadi role model yang sempurna.- Komitmen senior leadership untuk kesempurnaan

kinerja.- Komitmen untuk meningkatkan keterlibatan, kepuasan,

pengembangan dan kesejahteraan tenaga kerja.

Gesit (Agility)- Percepatan dalam segala perubahan.- Antisipasi blind spot pada lawan bisnis.- Terkini dalam penerapan teknologi.

Totalitas (Totality)- Fokus terhadap tantangan strategis.- Penyelesaian masalah sampai pada akarnya.- Teliti dalam segala aspek.

CORPORATE VALUES

The Company is making efforts to establish the mindset and raise workers motivation to focus on the achievement of the Company’s performance. The programs to change mindsets and raise the motivation of the workers are prepared based on a Human Resources Road Map and a Corporate Culture Road Map derived from the RJPP.

Accordingly, the quality of the competence-based human resources with high professionalism in PEPC is developed in line with the motto of Delivering World Class Values and prioritizing Excellent Values System formulated as GREAT (Growth, Reliability, Excellence, Agility, Totality) with the following explanation:

Growth - Ever-growing business in the economy. - Infrastructure improvement in all areas.- Application of a state-of-the-art technology

Reliability - Honest and loyal workforce.- Information from competent sources.- Application of Management Protection of Information

(MPI).

Excellence - Vision and Mission as a perfect role-model.- The commitment of the leadership for high-quality

performance.- The commitment to intensify the engagement, the

satisfaction, the development and the welfare of its human resources.

Agility- High adaptability to any changes.- Anticipation of blind spots of business counterparts.- Responsive to the latest technology application.

Totality - Focused on strategic challenges.- Problem-solving through to its root causes.- Meticulous in all aspects.



WHISTLEBLOWING SYSTEM (WBS)

Perusahaan menyadari perlunya suatu kebijakan pengelolaan pengaduan pelanggaran (Whistleblowing/WBS) sebagai sistem yang dapat dijadikan media bagi saksi pelapor untuk menyampaikan informasi mengenai tindakan pelanggaran yang diindikasikan terjadi di dalam Perusahaan. Pengaduan yang diperoleh dari mekanisme pengaduan pelanggaran WBS harus mendapatkan perhatian dan tindak lanjut, termasuk juga pengenaan hukuman yang tepat agar dapat memberikan efek jera bagi pelaku pelanggaran dan juga bagi mereka yang berniat melakukan hal tersebut.

Penerapan WBS di PEPC masih mengikuti sistem yang dikembangkan oleh PT Pertamina (Persero) sebagaimana diatur dalam SK 082/C00000/2009-SO dan Tata Kerja Organisasi (TKO) Pengelolaan Whistleblowing System (WBS) No.B-001/00300/2009-S0. Prosedur tersebut memberi ruang bagi insan perusahaan melakukan pengaduan atas terjadinya suatu pelanggaran yang berdampak pada kerugian PT Pertamina (Persero) maupun anak perusahaan baik yang bersifat kerugian keuangan maupun reputasi perusahaan.

Perusahaan sedang melakukan kajian untuk kebijakan Whistleblowing System secara mandiri, untuk dapat diimplementasikan di lingkungan internal PEPC. Diharapkan pada tahun 2013 Whistleblowing System PEPC dapat diberlakukan, disosialisasikan dan dilaksanakan secara efektif.

WHISTLEBLOWING SYSTEM (WBS)

The Company realizes the needs for a policy to address the reports of breaches (whistleblowing/WBS) as a system which can serve as a channel for the reporting witness to submit such information concerning the alleged violations in the Company. The reports obtained through the mechanism of WBC violation reporting system should receive attention and be followed up, including the right sanctions to be imposed so as to create a deterrent effect on those committing such violations and also on those intending to breach such policies.

The implementation of WBS in PEPC still follows the system developed by PT Pertamina (Persero) as regulated in SK 082/C00000/2009-SO and Organizational Work Procedures (TKO) of Whistleblowing System Management No.B-001/00300/2009-S0. Such procedures provide room for the Company’s personnel to submit reports of any violation which inflicts losses on PT Pertamina (Persero) and its subsidiaries, both those that inflict financial loss and undermining the Company’s good repute..

The Company is performing analysis for its Whistleblowing System in an independent manner so as to be able to implement such system within the PEPC circle. In 2013, the PEPC Whistleblowing System is expected to be enforced, disseminated and performed effectively.


Tanggung Jawab Sosial PerusahaanCorporate Social Responsibility

Tanggung JawabSosial PerusahaanCorporate Social Responsibility


PT Pertamina EP Cepu (PEPC) meyakini bahwa kesinambungan usaha (business sustainability) tidak hanya diperoleh melalui pencapaian target-target operasional dan kinerja finansial saja, tetapi juga harus didukung dengan aktivitas sosial yang memberikan manfaat bagi semua pemangku kepentingan termasuk para pekerja dan keluarganya, pemegang saham, pelanggan, kontraktor dan mitra kerja, pemasok, komunitas sekitar, masyarakat luas dan pemerintah. Hal ini tercermin dari misi Perusahaan untuk memberikan nilai tambah bagi para pemangku kepentingan termasuk memperbesar kesempatan bagi masyarakat Indonesia untuk mencapai kualitas kehidupan yang lebih baik.

Pada dasarnya aktivitas Corporate Social Responsibility (CSR) yang dilakukan PEPC ditujukanuntuk membangun hubungan yang harmonis dengan lingkungan, norma dan budaya masyarakat setempat. Perusahaan memprioritaskan masyarakat di sekitar wilayah terdekat operasional Perusahaan dan daerah yang terkena dampak operasi sebagai penerima manfaat. Perusahaan merancang program CSR baik secara mandiri maupun bersinergi dengan PT Pertamina (Persero). Disamping itu, tentu saja Perusahaan harus tanggap terhadap hal-hal yang bersifat musibah seperti bencana alam dan musibah besar lainnya yang terjadi di tengah masyarakat.

Pada tahun 2012 terjadi peningkatan yang sangat baik pada kualitas maupun cakupan pelaksanaan Program CSR. Kolaborasi CSR PEPC dengan CSR dan PKBL (Program Kemitraan dan Bina Lingkungan) PT Pertamina (Persero) menghasilkan sinergi yang memberi manfaat optimal bagi masyarakat di sekitar wilayah kerja Pertamina EP Cepu.

Struktur Pengelola CSRKegiatan CSR dikoordinasikan oleh Fungsi Human Resouces and General Affairs (HR & GA). Pengelolaan kegiatan CSR mencakup perencanaan (kegiatan dan anggaran), pelaksanaan, monitoring dan evaluasi. Fungsi HR & GA merancang dan melaksanakan program-program CSR secara sistematis dan terpadu. Pelaksanaan CSR dilakukan dengan metode partisipatif, yaitu dengan memberdayakan potensi daerah yang ada agar dapat meningkatkan kemampuan, penghasilan dan kemakmuran secara berkelanjutan. Evaluasi dan monitoring dilakukan agar program CSR yang dilaksanakan dapat mencapai tujuan yang sudah ditetapkan.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC) believes that business sustainability would not be attained merely through the achievements of operational targets and financial performance, but should also be supported by social activities which provide benefits for all stakeholders including the employees and their families, shareholders, customers, contractors and working partners, suppliers, the surrounding community, the general public and the government. It is reflected in the Company’s mission to provide added value for all stakeholders including widening opportunities for the people of Indonesia to achieve a better quality of life.

Basically the Corporate Social Responsibility (CSR) activities conducted by PEPC are intended to build a harmonious relationship with the environment, the norms and the cultures of the local community. The Company is prioritizing the people living nearest to the Company’s areas of operations and also in the areas being impacted by the Company’s operations, as those entitled to receive the benefits. The Company designed its CSR program both independently and synergistically with PT Pertamina (Persero). In addition, naturally the Company should also be responsive towards calamities such as natural disasters and other disasters which strike the community.

In 2012 very good improvements were noted in the quality and scope of the CSR program. The collaboration between PEPC CSR and PKBL (Partnership & Environmental Development Program) of PT Pertamina (Persero) created a synergy which provided optimal benefits to residents who domicile near the working areas of Pertamina EP Cepu.

CSR Management Structure CSR activities are coordinated by the Human Resources and General Affairs (HR & GA) Department. The management of CSR activities covers the planning (activities and budget), implementation, monitoring and evaluation. The HR & GA Department designs and implements the CSR program in a systematic and integrated manner. CSR is conducted under a participative method, which is by empowering the available local potentials to improve their capabilities, income and prosperity in a continuous manner. Evaluation and monitoring are also performed so that the CSR program being conducted could achieve the designated goals.

Tanggung Jawab SosialCorporate Social Responsibility



PELAKSANAAN CSR TAHUN 2012

Pada tahun 2012, pelaksanaan program-program CSR PEPC secara umum dapat dikelompokkan dalam bidang lingkungan, infrastruktur, keagamaan serta pendidikan dan olahraga.

LingkunganDi bidang lingkungan, aktivitas CSR Perusahaan mendapat penghargaan dari Kementerian Kehutanan atas partisipasi Perusahaan dalam program penanaman 38.020 pohon dalam rangka menyukseskan program “Singkarak Go Green”. Bekerjasama dengan CSR PT Pertamina (Persero), penanaman pohon juga dilakukan di Wilayah Kerja PEPC khususnya di Kabupaten Bojonegoro. Kegiatan penanaman 20.020 bibit pohon buah dan kayu dilakukan di 20 desa sepanjang Wilayah Kerja Blok Cepu. Kegiatan ini selain menjadi salah satu rangkaian acara PEPC dalam menyambut HUT Pertamina yang ke 55, juga menjadi fokus kegiatan sosial mendukung gerakan penanaman 1 miliar pohon yang telah dicanangkan pemerintah.

InfrastrukturPEPC bersinergi dengan CSR dan PKBL PT Pertamina (Persero) untuk memberikan bantuan infrastruktur sebagai berikut:• Bantuan material untuk renovasi 11 mesjid dan mushola

di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Bojonegoro dan Desa Rahayu, Kecamatan Soko, Tuban.

• Bantuan pembuatan tiga sumur artesis masing-masing di Desa Sumbertlaseh dan Desa Sumberagung, Kecama-tan Dander, Bojonegoro dan Desa Kalisumber, Kecama-tan Sukorejo, Bojonegoro. Dengan adanya sumur artesis yang dapat dipergunakan sepanjang tahun, masyarakat di ketiga desa yang dilalui jalur distribusi minyak Blok Cepu itu sudah terbebas dari masalah kekurangan air bersih dan kekeringan yang selalu dialami sebelumnya.

CSR IMPLEMENTATION IN 2012

In 2012, the implementation of CSR PEPC programs in general can be categorized under the areas of environment, infrastructure, religion and education and sport.

Environment In the area of environment, the Company’s CSR activities obtained an award from the Ministry of Forestry for its participation in the planting of 38,020 trees for the purpose of supporting the success of “Singkarak Go Green” program. In cooperation with the CSR of PT Pertamina (Persero), the planting of trees was also conducted within the Working Area of PEPC particularly in Bojonegoro Regency. The planting of 20,020 seeds of fruit trees and timber was conducted in 20 villages within the Working Area of Cepu Block. Such activity, other than being one of the series of PEPC activities to commemorate the 55th anniversary of Pertamina, also became the focus of social activity to support the planting of 1 billion trees already initiated by government.

Infrastructure PEPC works in synergy with the CSR and the PKBL of PT Pertamina (Persero) to provide the following infrastructure support:• Building materials for the renovation of 11 mosques and

small mosques in Bandungrejo Village, Ngasem Sub-dis-trict, Bojonegoro and Rahayu Village, Soko Sub-district, Tuban.

• Assistance for the digging of three artesian wells at Sum-bertlaseh Village and Sumberagung Village, Dander Sub-district, Bojonegoro and Kalisumber Village, Sukorejo Sub-district, Bojonegoro. With the availability of artesian wells which are usable all year long, the people residing in the three villages being crossed over by the Cepu Block oil distribution line are free from the problem of lack of clean water as well as the drought problem which they had experienced before.


• Bantuan pembangunan jembatan di Desa Jelu, Kecama tan Ngasem, Kabupaten Bojonegoro bersama dengan Mobil Cepu Limited (MCL). Pembangunan jembatan sepanjang 18 meter denganlebar 3,80 meter tersebut dimulai akhir bulan Juni dan selesai pada bulan Agustus 2012.Desa Jelu merupakan salah satu desa di Kabupaten

Bojonegoro yang dilalui pipa minyak dari Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu.Pembangunan jembatan ini akan

melancarkan roda perekonomian masyarakat, khususnya warga di beberapadusun di Desa Jelu dengan desa seki-tarnya. Sebab jembatan tersebut dapat menghubungkan beberapa desa sekitar Jelu dengan Desa Gayam, Kecama-tan Ngasem.

Selain kegiatan di atas, Perusahaan memberikan bantuan biaya pembangunan sekolah SMP Negeri 1 Pariaman.

KeagamaanKegiatan CSR bidang keagamaan sebagian besar berupa donasi untuk kelancaran pelaksanaan kegiatan keagamaan disamping juga bantuan sarana dan prasarana ibadah. Diantaranya adalah:• Bantuan dana pembangunan mesjid di Prabumulih,

mushola Almuhajirin dan mesjid PT Pertamina Trans Kontinental Jakarta.

• Bantuan berbagai kegiatan Ramadhan 1433H.• Bantuan sarana prasarana ibadah berupa Al-Quran,

karpet mesjid dan sajadah untuk 4 mesjid di Desa Sudu Kecamatan Kalitidu, Kabupaten Bojonegoro.

• Partisipasi Perayaan Natal 2012 PT Pertamina (Persero) dan anak perusahaan.

• Bantuan pembangunan pesantren.

Pendidikan dan OlahragaDi bidang pendidikan, PEPC bersama CSR dan PKBL Pertamina (Persero) memberikan bantuan paket pendidikan untuk pelajar di 77 sekolah SD/SMP/SMA/MTs di 20 desa yang tersebar di sepanjang Wilayah Kerja Blok Cepu khususnya di Kabupaten Bojonegoro. Bantuan sarana pendukung kegiatan belajar mengajar juga diberikan untuk SMP/SMA Negeri 1 Pariaman.

Perusahaan juga mendukung adanya kegiatan-kegiatan olah raga yang bisa menjadi kegiatan yang positif bagi pemuda warga di desa Sekitar Wilayah Blok Cepu. Bertepatan dengan

• Assistance of the building of bridges in Jelu Village, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency together with Mobil Cepu Limited (MCL). The bridge in Jelu Vil-lage, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency was con-structed in cooperation with Mobil Cepu Limited (MCL). The construction of the bridge with a length of 18 meters and width of 3.80 meters started in the end of June and was completed in August 2012. Jelu village is one of the villages in Bojonegoro Regency being crossed over by oil pipeline from Banyu Urip Field, Cepu Block. The con-struction of this bridge would sustain the economy of the local community, particularly the residents of several vil-lages in Jelu Village and nearby villages since the bridge connects several villages near Jelu with the Gayam Vil-lage, Ngasem Sub-district.

In addition to the activities mentioned above, the Company provides financial aid for the school construction of SMP Negeri 1 Pariaman.

Religious ActivitiesCSR religious activities are mostly made in the form of donations for the good conduct of religious activities in addition to the infrastructure assistance for worship services, which are among others:• Financial aid for the development of a mosque in

Prabumulih, Almuhajirin small mosques and a mosque at PT Pertamina Trans Kontinental Jakarta.

• Assistance for various activities during Ramadhan 1433H.

• Assistance for religious worship services such as Al-Quran, carpet for mosque and prayer mats for 4 mosques in Sudu Village, Kalitidu Sub-district, Bojonegoro Regency.

• Participation in Christmas Celebration 2012 of PT Pertamina (Persero) and subsidiary.

• Assistance for the construction of Islamic boarding schools.

Education and Sport In education, PEPC together with the CSR and PKBL of Pertamina (Persero) provided educational aid packages for students in 77 schools of elementary/junior high/high schools/Islamic schools in 20 villages all over Cepu Block’s Working Area particularly in the Bojonegoro Regency. The support of educational materials was also provided to SMP/SMA Negeri 1 Pariaman.

The Company also supported sport events which could serves as positive activities for young people in the villages near Cepu Block area. On the commemoration of the 67th



HUT RI yang ke-67, pada bulan Agustus 2012 Perusahaan memberikan sejumlah bantuan perlengkapan olahraga di 18 Desa di sekitar wilayah sumur Banyu Urip dan Jambaran - Tiung Biru.

Kegiatan CSR LainnyaDalam rangka kegiatan Safari Ramadhan 2012, PEPC membagikan paket sembako untuk Desa Bendungrejo dan Desa Rahayu, Kecamatan Soko, Tuban. Selain itu, Perusahaan juga mendukung kegiatan bakti sosial yang diadakan oleh PWP Direktorat Hulu.

Kebijakan SponsorshipSponsorship merupakan sumbangan atau partisipasi yang diberikan Perusahaan atas permintaan pihak lain, yang dapat berupa dana atau barang/natura, yang diberikan kepada yayasan, lembaga pemerintah (Pusat/Daerah), organisasi profesi, perguruan tinggidan pihak berkompeten lainnya. Sepanjang tahun 2012, Perusahaan memberikan sponsorship untuk berbagai kegiatan. Perusahaan tidak memberikan sponsorship untuk kegiatan-kegiatan politik ataupun kegiatan yang bertendensi konflik dan SARA.

Realisasi Pelaksanaan CSR

Bidang Kegiatan |Activities Nilai | Nominal (Rp)

Lingkungan | Environment 223.803.153

Infrastruktur | Infrastructure 27.367.538

Keagamaan | Religion 86.012.000

Pendidikan dan Olahraga | Sport and Education 218.950.000

Donasi dan Kesejateraan Masyarakat | Public Welfare and Donation 174.273.925

Sponsorship 208.000.000

TOTAL 938.406.616

Sinergi dengan CSR dan PKBL PT Pertamina (Persero) | Sinergy with CSR and PKBL PT Pertamina (Persero)

Lingkungan | Environment 454.170.000

Pendidikan | Education 211.750.000

Infrastruktur | Infrastructure 1.021.791.000

JUMLAH | TOTAL 1.687.711.000

independence day of the Republic of Indonesia, in August 2012 the Company donated sports equipment in 18 villages near Banyu Urip well and Jambaran – Tiung Biru.

Other CSR Activities During the 2012 RamadhanSafari , PEPC donated basic grocery needs packages for Bendungrejo Village and Rahayu Village, Soko Sub-district, Tuban. In addition, the Company also supported the social actions held by PWP Upstream Directorate.

Sponsorship Policy Sponsorship represents the donations or participation of the Company by request of another party, which may be in the form of fund or goods, which is granted to foundations, government institutions (Central/Regional), professional organizations, universities and other competent parties. During 2012, the Company provided sponsorship for various activities. The Company provides no sponsorship for political movements, nor to possibly-conflicting activities and SARA-related activities.

Realisasi Pelaksanaan CSR


Pertamina EP Cepu menempatkan aspek-aspek Health, Safety, Security & Environment (HSSE) sebagai salah satu prioritas utama. Lingkungan kerja kegiatan eksplorasi dan produksi memiliki potensi risiko bahaya seperti kebakaran, ledakan, kecelakaan kerja, penyakit akibat kerja dan pencemaran lingkungan. Hal ini mendasari kami untuk mengelola aspek Keselamatan, Kesehatan Kerja dan Lingkungan (K3L) semaksimal mungkin untuk menjamin keselamatan, keamanan dan kesehatan pekerja dalam beraktivitas serta agar tercipta lingkungan Kerja yang ramah lingkungan, operasi tanpa limbah berbahaya dan ramah lingkungan serta berusaha menekan emisi terhadap lingkungan dan meningkatkan efisiensi energi.

Untuk melindungi setiap orang, aset perusahaan, lingkungan dan komunitas sekitar dari potensial bahaya yang berhubungan dengan kegiatan Perusahaan, PEPC menerapkan HSSE Management System dengan mengacu kepada buku Pedoman HSSE Management System Pertamina Nomor A-001/100200/2011/SO Revisi ke-2. Berdasarkan sistem tersebut, PEPC telah menyusun sasaran utama, strategi dan program-program HSE untuk periode 5 tahun (2011 sampai 2015) dan telah disosialisasikan kepada seluruh unit di lingkungan PEPC dan mitra kerja serta vendor (Contractor Safety Management System - CSMS). Pemantauan dan evaluasi program-program HSE dilakukan secara harian, mingguan bulanan, triwulanan, maupun tahunan. Untuk memaksimalkan efektivitas pengelolaan dan pemantauan HSE, maka diterapkan sistem HSE Online sejalan dengan kebijakan optimalisasi pemanfaatan teknologi informasi. Parameter Kinerja HSE diatur dalam Buku Pedoman Ukuran Kinerja Terpilih atau Key Performance Indicator HSE Nomor A-006/100400/2009/SO.

Kinerja KeselamatanKinerja dan kegiatan HSE di bidang keselamatan selama tahun 2012 adalah sebagai berikut:• Pencapaian Safety Man Hours Sampai dengan tahun 2012, aktivitas operasi PEPC

telah mencapai “jam kerja aman” selama 2.387.633 jam. Pencapaian ini mendapat penghargaan dari Dinas Tenaga Kerja dan Transmigrasi (Disnakertrans) pada tanggal 5 April 2012 dan Kementerian Tenaga Kerja dan Transmigrasi pada tanggal 23 April 2012.

Pertamina EP Cepu places the aspects of Health, Safety, Security & Environment (HSSE) as one of its main priorities. The exploration and production working environment exposes potential hazards such as fire, explosion, work accidents, occupational health issues and environmental pollution. Such conditions serve as a basis for us to manage HSE at its maximum level to ensure the safety, security and health of our workers in their activities so as to create an environment-friendly work environment, operations that are free from hazardous waste and are environment-friendly, to reduce emissions into the environment and to improve energy efficiency.

To protect each member of personnel, corporate assets, the environment and the surrounding community from potential dangers related to the Company’s business, PEPC implements an HSSE Management System based on the manuals of Pertamina’s HSE Management System Number A-001/100200/2011/SO Second Revision. Based on such system, PEPC has prepared the main targets, strategies and programs of HSE for a five-year period (2011 to 2015) and has disseminated them to all units in PEPC and to working partners and vendors (Contractor Safety Management System – CSMS). The monitoring and evaluation of the HSE program are conducted daily, weekly, monthly, quarterly and annually. To maximize the effectiveness of management and monitoring of HSE, the HSE Online system is implemented in accordance with the policy of optimal adoption of information technology. HSE Performance parameters are regulated in the Selected Performance Measurement Manual or Key Performance Indicator HSE Number A-006/100400/2009/SO.

Performance in Safety HSE Performance and activities in safety during 2012 were as follows: • Achievement of Safety Man Hours As of 2012, PEPC operational activities already reached

“safe man hours” of 2,387,633 hours. Such achievement received an award from the Agency for Manpower and Transmigration (Disnakertrans) on 5 April 2012 and from Ministry of Manpower and Transmigration on 23 April 2012.

Laporan HSE (Health, Safety & Environment)Report of HSE (Health, Safety & Environment)



• Defensive Driving Untuk meningkatkan faktor keamanan dalam mengemudi,

setiap pengemudi Perusahaan diberikan pelatihan keterampilan mengemudi dengan aman. Pelaksanaan pelatihan dilakukan pada tanggal 20 - 21 Oktober 2012, dimana peserta yang mengikuti pelatihan berjumlah 23 pengemudi.

• Fire Drill Untuk meningkatkan kewaspadaan dan kesiagaan dalam

situasi keadaan darurat, pada tanggal 12 Oktober 2012 dilakukan pelatihan Pemadaman Api/Kebakaran (Fire Drill) yang diikuti 55 pekerja.

• Safety Moment/HSE Meeting Kegiatan yang bertujuan untuk meningkatkan wawasan

HSE tim manajemen ini dilakukan setiap minggu, dimana setiap personil manajemen memberikan materi HSE sebelum meeting mingguan dimulai. Selama tahun 2012, safety moment telah dilaksanakan sebanyak 50 kali yaitu pada setiap management meeting.

• Inspeksi Peralatan APAR (Alat Pemadam Api Ringan) Untuk menjaga peralatan pemadam Api tetap berfungsi,

dilakukan inspeksi APAR setiap bulan selama periode 2012. Dari 16 Tabung APAR 3 kg untuk jenis kebakaran A, B, C tercatat batas masa berlaku sampai dengan 15 Juni 2013 dengan kondisi masih layak pakai.

• Safety Induction Kegiatan pengenalan mengenai HSE bagi setiap pekerja

baru PEPC, tamu atau vendor yang berkunjung di lingkungan kerja PEPC. Induction yang diberikan berupa presentasi video Safety Induction yang berdurasi ± 8 menit. Untuk pekerja PEPC diberikan sesi induction tersendiri secara berkala dengan materi: Pengetahuan Dasar HSE, Pengetahuan Keamanan, Ruang Lingkup Perusahaan dan sebagainya. Program induction pekerja baru dilaksanakan pada tanggal 1 - 5 Oktober 2012.

• Contractor Safety Management System (CSMS). Pelaksanaan CSMS yang dilakukan pada tahun 2012

meliputi kegiatan:- Risk assesment terhadap 42 jenis pekerjaan.- Monitoring pelaksanaan HSE pada 14 jenis pekerjaan

yang memiliki skala risiko medium. Implementasi CSMS PEPC mendapat penilaian dari dari

Direktorat Hulu dengan memperoleh nilai 87.33, di atas nilai standar kelulusan (minimum 80).

• Defensive Driving To improve the safety factor in driving, the Company

conducted a safe driving training for every driver in the Company. The training was conducted on 20 – 21 October 2012, in which 23 drivers took part.

• Fire Drill To improve awareness and alertness during an emergency

situation, on 12 October 2012 the Company held a Fire Drill which was attended by 55 workers.

• Safety Moment/HSE Meeting The activity which was intended to broaden the horizon

of management team in HSE area was held on a weekly basis, in which each management personnel would provide HSE materials prior to the commencement of the weekly meeting. During 2012, safety moment meetings were conducted 50 times which were held during each management meeting.

• Inspection on Portable Fire Extinguishers. To ensure the good function of fire extinguishers, the

Company held inspections on a monthly basis during 2012. Out of 16 portable fire extinguishers made available for the A, B, C fire types, the Company noted that their expiry date was 15 June 2013 and were in good, functioning condition.

• Safety Induction HSE introduction was given to each new worker in

PEPC, guests or vendors paying visits to PEPC sites. The induction was presented by a video showing of Safety Induction lasting approximately 8 minutes. PEPC workers were given separate induction sessions on a regular basis with the following topics: HSE Basic Knowledge, Safety Knowledge, Corporate Scope of Work and others. The induction program for new workers was held from 1 to 5 October 2012.

• Contractor Safety Management System (CSMS). CSMS held in 2012 covered the following activities:

- Risk assessment of 42 types of assignments.- Monitoring of HSE implementation in 14 types of

works with medium risk scale. The implementation of CSMS in PEPC received a score of

87.33 from the Upstream Directorate which was above the passing grade (minimum 80).


• HSE Sign Aktivitas sosialisasi HSE yang dilakukan dengan cara

penempatan poster dan stiker yang berisi himbauan atau peringatan mengenai HSE yang tersebar di lingkungan kerja PEPC.

• HSE Training Sepanjang tahun 2012, sebanyak 33 pekerja telah

mendapatkan pelatihan HSE dengan pencapaian learning days 179 hari. Pelatihan bertujuan untuk meningkatkan pemahaman mengenai HSE di lingkungan pekerja PEPC.

• Emergency Response Plan (ERP) Perusahaan telah menyusun ERP sebagai prosedur

standar bila terjadi keadaan darurat seperti gempa bumi dan kebakaran. ERP mencakup perencanaan jalur evakuasi (evacuation route) sesuai dengan denah Kantor PEPC di Gedung Patra Jasa Lantai 6 dan Lantai 8. Sinkronisasi Emergency Response Team dari setiap penyewa gedung akan dilakukan pada tanggal 6 Pebruari 2013 berupa Evacuation Drill terpadu yang dikoordinasikan oleh pihak pengelola gedung Parta Jasa.

• Alat Pelindung Diri (APD) Perusahaan membagikan dan melengkapi APD untuk

seluruh pekerja PEPC sesuai kebutuhan dan lingkungan kerja masing-masing. APD yang didistribusikan diantaranya adalah; Masker Type 6200, Ear Plug, safety shoes dan Coverall.

Kinerja Kesehatan KerjaKinerja dan kegiatan HSE di bidang kesehatan kerja selama tahun 2012 adalah sebagai berikut:• Kegiatan Donor Darah PEPC berpartisipasi dalam kegiatan donor darah Parta

Jasa pada tanggal 14 November 2012.• Mosquitos Prevention Untuk meningkatkan perlindungan bagi kesehatan

pekerja, pada tahun 2012 Perusahaan memberikan proteksi anti nyamuk dalam bentuk aerosol dan lotion kepada 105 pekerja PEPC.

• Office Housekeeping Inspection Aktivitas Office Housekeeping Inspection tahun 2012

merupakan lanjutan dari program yang sama pada tahun 2011. Inspeksi yang dilakukan diantaranya memeriksa kerapihan dan penataan meja kerja, penyimpanan dokumen, perlengkapan komputer (CPU, Kabel dan sebagainya) serta peralatan pribadi pekerja.

• HSE Signs HSE dissemination was conducted by placing posters

and stickers conveying the message for notifying and reminding HSE aspects which were placed all over PEPC sites.

• HSE Training During 2012, there were 33 employees receiving HSE

training with the total learning days of 179 days. The training was intended to improve the understanding of HSE in PEPC sites.

• Emergency Response Plan (ERP) The Company already prepared ERP as standard

procedure should there be any emergency situation such as earthquake and fire. ERP includes the planning of evacuation route based on a site plan of the PEPC office in the Patra Jasa building on the 6th and 8th floor. The synchronization of Emergency Response Team from each tenant will be conducted on 6 February 2013 by performing the integrated Evacuation Drill which is coordinated by the Patra Jasa building management.

• Personal Protection Equipment (PPE) The Company distributed and equipped all PEPC workers

with PPE, commensurate with the needs and the work environment in the respective areas. The PPEs being distributed were among others: protective masks of type 6200, ear plugs, safety shoes and coveralls.

Performance in Health The HSE performance and activities in occupational health during 2012 were as follows:• Blood Donation PEPC participated in Patra Jasa’s blood donation activity

on 14 November 2012.• Mosquito Prevention To provide better health protection for its workers, in

2012 the Company provided anti-mosquito protection by providing aerosols and lotions to 105 workers in PEPC.

• Office Housekeeping Inspection Office Housekeeping Inspection in 2012 was the

continuation of a similar program in 2011. The inspection involved among others checking the tidiness and arrangement of working space, storage of documents, computer sets (CPU, cables, etc) and the personal kits of the workers.



Kinerja LingkunganKinerja dan kegiatan HSE di bidang lingkungan pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:• Pest Control Secara berkala dilakukan penyemprotan berkala

(fogging) di lingkungan kerja kantor PEPC dengan jadwal setiap 3 bulan sekali pada bulan April, Juli, September dan Desember 2012.

• Efisiensi Energi PEPC menerapkan upaya-upaya efisiensi energi dengan

melakukan pemantauan pemakaian BBM dan listrik dan memberikan penyuluhan mengenai ECO-Green kepada para pengemudi PEPC pada pelatihan Defensive Driving. Catatan penggunaan energi pada tahun 2012 adalah:- Total konsumsi BBM sebesar 81.816 Liter.- Total pemakaian listrik sebesar 74,208 Kwh untuk

kantor PEPC Gedung Patra Jasa lantai 13 (Wing 1,2,3,4), lantai 8 (R. 801, 804, 805 & 806) dan lantai 6 (Wing 1,2,3,4) sebesar.

- Pemantauan penurunan emisi CO2:

Emisi acuan tahun 2011Emission Reference 2011

43.457,60 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan IEmission in Q1-2012

1.522,63 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan IIEmission in Q2-2012

3.045,27 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan IIIEmission in Q3-2012

4.567,90 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan IVEmission in Q4-2012

6.090,53 ton CO2e

Total penurunan emisi tahun 2012Total emission reduction in 2012

32,78%

Kegiatan HSE lainnya• Management Walk Through (MWT) Pelaksanaan MWT sepanjang tahun 2012 sebanyak

empat kali yaitu:- MWT I dilaksanakan dengan kunjungan ke lapangan

tanggal 8 - 10 Februari 2012 dengan agenda meninjau Early Production Facility (EPF) MCL di Gas Oil Separator Plan (GOSP) dan peninjauan kegiatan looping pipa oleh PT Geo Link Nusantara.

Performance in Environment The performance and activities of HSE involving the environment in 2012 were as follows:• Pest Control Regular fogging was performed in PEPC work premises

on a quarterly schedule, namely in April, July, September and December 2012.

• Energy Efficiency PEPC implements energy efficiency efforts by monitoring

the usage of fuel and electricity and providing information concerning ECO-Green to the drivers of PEPC in the Defensive Driving training. Energy consumption in 2012 was recorded as follows:- Total consumption of fuel: 81,816 liters- Total consumption of electricity of 74.208 Kwh for

PEPC office at Patra Jasa building on the 13th floor 13 (Wings 1,2,3,4), the 8th floor (R. 801, 804, 805 & 806) and the 6th floor (Wings 1,2,3,4):

- Monitoring of decreasing emission of CO2:

Other HSE activities • Management Walk Through (MWT) MWT was conducted four times in 2012 as follows:

- MWT I was held by conducting a site visit from 8 to 10 February 2012 with the agenda of visiting the Early Production Facility (EPF) of MCL at the Gas Oil Separator Plant (GOSP) and visiting the pipe looping activities by PT Geo Link Nusantara.


- MWT II dilaksanakan pada tanggal 28 - 31 Mei 2012 dengan agenda asesmen HSE dan Operation pada kegiatan operasi PT Geo Link Nusantara (kegiatan penyaluran minyak), audit CSMS Direktorat Hulu dan finalisasi perhitungan emisi gas rumah kaca tahun 2011 dan 2012.

- MWT III dilaksanakan pada tanggal 08 - 10 Agustus 2012 dengan agenda peninjauan progress kegiatan looping pipa dan perbaikan fasilitas jembatan penunjang di Desa Jelu, asesmen calon kantor PEPC di Bojonegoro.

- MWT IV dilaksanakan pada tanggal 5 - 8 Desember 2012 dengan agenda WIP (Work In Progress) kegiatan fitting out kantor PEPC di Bojonegoro, pelaksanaan kegiatan CSR PEPC berupa pembangunan jembatan di Desa Jelu dan bantuan sarana dan prasarana ibadah di Desa Sudu.

• Realisasi penyelesaian SSHE OTTP sudah memasuki tahap review final yang antara lain:- Status OTTP - Safety dengan jumlah klarifikasi 33

item, diverifikasi 26 item dan 3 item yang dimasukkan kedalam HSSE Roadmap.

- Status OTTP – Security dengan jumlah klarifikasi 15 item, diverifikasi 13 item dan 2 item yang dimasukkan kedalam HSSE Roadmap.

- Status OTTP – Health dengan jumlah klarifikasi 18 item, diverifikasi 14 item dan 4 item yang dimasukkan kedalam HSSE Roadmap.

- Status OTTP – Environment dengan jumlah klarifikasi 14 item, yang sudah diverifikasi 12 item dan 2 item yang dimasukkan kedalam HSSE Roadmap.

- MWT II was held from 28 to 31 May 2012 with the agenda of HSE and Operation assessments in the operating activities of PT Geo Link Nusantara (oil distribution activities), audit of CSMS of Upstream Directorate and finalization of calculation of greenhouse emissions effect in 2011 and 2012.

- MWT III was held from 08 to 10 August 2012 with the agenda of checking the progress of the pipe looping activities and repairs of supporting bridge in Jelu Village, assessment of future office of PEPC in Bojonegoro.

- MWT IV was held from 5 to 8 December 2012 with the agenda of WIP (Work In Progress) of fitting out activities at PEPC office in Bojonegoro, the implementation of CSR activities of PEPC in the form of a bridge construction in Jelu Village and providing donation for the conduct of religious services in Sudu Village

• Realization of SSHE OTTP completion already entered into the final review stage which among others covered the following:- Status of OTTP - Safety with a number of clarifications

reaching 33 items, verified 26 items and the other 3 items were included as part of HSSE Roadmap.

- Status of OTTP – Security with the numbers of clarifications reaching 15 items, verified 13 items and the other 2 items were included as part of HSSE Roadmap.

- Status of OTTP – Health with a number of clarifications reaching 18 items, verified 14 items and the remaining 4 items were included as part of HSSE Roadmap.

- Status of OTTP – Environment with a number of clarifications reaching 14 items, verified 12 items and the remaining 2 items were included as part of HSSE Roadmap.



Membangun Budaya Fokus PelangganPT Pertamina EP Cepu (PEPC) mengembangkan Budaya fokus pada pelanggan dengan berpedoman pada Panduan Budaya Pertamina 6C (Clean, Competitive, Confident, Customer Focused, Commercial & Capable) dan Tata Nilai PEPC “GREAT” yang dipertajam dengan penerapan sistem manajemen kinerja yang mengakomodasi Customer Focus.

Sosialisasi mengenai pentingnya pelanggan dilakukan melalui pelatihan 6C & GREAT, PMS Performance Management System (PMS) Online, People Review/Performance Dialogue serta program-program lainnya yang dirancang dan diarahkan pada peningkatan kualitas layanan dan kepuasan pelanggan.

Hubungan baik dengan pelanggan dibangun melalui media rapat, media komunikasi serta media mendengarkan pelanggan. Sistem Komunikasi dimulai dari pengumpulan data tentang pelanggan (termasuk calon pelanggan dan pelanggan kompetitor). Data tersebut meliputi berbagai aspek tentang pelanggan. Kemudian dilakukan identifikasi dan analisis kebutuhan dan harapan mereka. Berdasarkan informasi tersebut dikembangkan sejumlah program yang bertujuan untuk memelihara pelanggan yang sudah ada maupun mendapatkan calon pelanggan potensial untuk produk gas, meningkatkan keterikatan bisnis dengan pelanggan (loyalty) serta untuk mengembangkan produk yang dibutuhkan atau diharapkan pelanggan.

Pendekatan untuk menciptakan budaya fokus kepada pelanggan dan membangun hubungan dengan pelanggan agar tetap selaras dengan kebutuhan dan arah bisnis baik dengan cara mengevaluasi dan meningkatkan proses menciptakan budaya fokus pada pelanggan.

Building a Customer-Focused Culture PT Pertamina EP Cepu (PEPC) develops its customer-focused culture by reference to the guidelines on the Pertamina 6C Corporate Culture (Clean, Competitive, Confident, Customer-focused, Commercial & Capable) and also to PEPC “GREAT” Values sharpened by the adoption of performance management system which accommodates Customer Focus in such system. The orientation program concerning the importance of customers is conducted through the 6C & GREAT trainings, Performance Management System (PMS) Online, People Review/Performance Dialogue and other programs which are designed and directed towards improving quality of service and customer satisfaction.

Good relationship with customers is built through meetings, communication and customer listening processes. The communication system begins from the gathering of data concerning the customers (including the potential customers and the competitors’ customers). Such data includes various customer-related aspects. Then the Company would identify and analyze their needs and expectations. Based on such information, the Company would develop a number of programs which are designed to retain current customers and also to acquire potential customers for gas products, to strengthen the customers’ business dependency (loyalty) and to develop the products needed or desired by the customers.

The Company’s approach to create a customer-focused culture and to build relationship with customers which remain aligned with the business needs and directions is conducted by both evaluating and improving the process of creating a customer-focused culture.

Tanggung Jawab Terhadap PelangganResponsibility Towards Customers


Mendengarkan Pelanggan PEPC menerapkan proses mendengarkan suara pelanggan untuk memperoleh informasi yang dapat ditindaklanjuti dan untuk memperoleh umpan balik tentang produk dan dukungan kepada pelanggan. Proses mendengarkan suara pelanggan dilakukan melalui media berikut:

Tabel: Media Mendengarkan Suara PelangganTable: Listening to Customers Media

Segmen Pelanggan | Customer Segment Media

SKKMIGAS, Pemerintah DaerahSKKMIGAS, Local Government

• Interface Coordinator• Meeting• Email• Stock Opname

PERTAMINA(Dit Hulu, ISC, RU)

• Meeting• Email• Site Visit• Complain handling• Stock Opname

TWU, GLN • Interface Coordinator• Meeting• Email• Stock Opname

Produk PEPC di masa mendatang adalah gas dan turunannya, dimana PEPC sudah mempunyai pelanggan potensial yang teridentifikasi yaitu: PT PLN, PT Petrokimia Gresik, PT PUSRI, PT Parnaraya, PT Aneka Gas dan PT Bina bangun Sarana. Suara calon pelanggan tersebut diperoleh melalui media meeting dan email, terutama berupa pemaparan spesifikasi produk dan volumenya. Dari proses mendengarkan pelanggan juga diperoleh informasi kebutuhan dan harapan pelanggan.

SKKMIGAS selain sebagai pelanggan juga sebagai pelanggan kompetitor/perusahaan komparator sehingga PEPC dapat memperoleh informasi kompetitor/komparator melalui hasil rapat koordinasi dan Laporan SKKMIGAS yang diantaranya mengenai HSE, target produksi dan penemuan cadangan hidrokarbon.

Listening to Customers PEPC adopts the “listening-to-customer” process to gather information for follow- up and to gain feedback regarding its products and support to customers. The listening-to-customer process is conducted by making use of the following media:

PEPC future products include gas and their derivatives, for which PEPC has already maintained identifiable potential customers such as PT PLN, PT Petrokimia Gresik, PT PUSRI, PT Parnaraya, PT Aneka Gas and PT Bina Bangun Sarana. The voice of its potential customers is heard through meetings and emails, particularly in the presentation of product specifications and volumes. Through listening to its customers, the Company also gathers information concerning the customers’ needs and expectations.

SKKMIGAS, other than being a customer, is also acting as a customer of the competitors/comparable companies. Accordingly, PEPC could obtain information regarding the competitors/comparable companies from the outcome of coordination meeting and SKKMIGAS reports which among others address data concerning HSE, production targets and the discovery of hydrocarbon reserves.



PT Pertamina (Persero) selain sebagai pelanggan PEPC juga sebagai pelanggan kompetitor/perusahaan komparator sehingga PEPC dapat memperoleh informasi suara pelanggan kompetitor/perusahaan komparator melalui rapat koordinasi pengapalan (shipping) dan intranet yang diantaranya mengenai HSE, volume pasokan dan kualitas produk. Sedangkan interaksi dengan pelanggan PT TWU adalah melalui Rapat Koordinasi Penyaluran yang diantaranya membahas tentang HSE, volume pasokan dan kualitas produk.

Untuk berinteraksi dengan pelanggan Perusahaan menunjuk seorang Person in Charge (PIC) untuk pelanggan Pertamina. Sedangkan untuk melayani pelanggan SKKMIGAS dan PT TWU dilakukan melalui Interface Coordinator dari MCL.

Mengelola Komplain Perusahaan mengelola komplain pelanggan dan memastikan bahwa komplain pelanggan diselesaikan secara efektif dan cepat, sehingga memulihkan kepercayaan pelanggan, meningkatkan kepuasan dan kesetiaan pelanggan, dan digunakan untuk perbaikan seluruh proses yang relevan baik di PEPC maupun di mitra PEPC (MCL, Ampolex, Pemda) melalui berbagai rapat koordinasi.

Proses mengelola komplain adalah sebagai berikut:1) Penerimaan Komplain dari pelanggan; 2) Analisa permasalahan yang dikomplain oleh pelanggan

dan ditindaklanjuti oleh bagian terkait atau bekerjasama dengan Mitra;

3) Identifikasi alternatif solusi;4) Penentuan solusi;5) Implementasi solusi;6) Penyampaian penyelesaian komplain kepada pelanggan;7) Dokumentasi dan evaluasi seluruh komplain yang masuk

untuk kemudian ditindaklanjuti dalam bentuk perbaikan dan inovasi proses kerja sehingga PEPC mampu menyediakan produk dan layanan yang memenuhi tuntutan bisnis dan harapan pelanggan.

Apabila komplain belum dapat ditangani segera, maka Perusahaan akan menyampaikan informasi kepada pelanggan melalui email atau rapat yang menjelaskan status dan waktu yang dibutuh untuk penyelesaian komplain.

PT Pertamina (Persero) , other than being a PEPC customer, is also a customer of competitors/comparable companies. Accordingly, PEPC could obtain information regarding the competitors/ comparable companies during the shipping coordination meetings and from the intranet which among others convey information concerning HSE, supply volumes and product quality. The interaction with the customer PT TWU is made during the Distribution Coordination Meetings which among others discuss HSE, supply volumes and product quality.

To interact with its customers, the Company appointed a Person in Charge (PIC) for its customer Pertamina. As for serving SKKMIGAS and PT TWU (Tri Wahana Universal) as customers, the Interface Coordinator from MCL is in charge.

Managing ComplaintsThe Company manages the complaints from its customers and ensures that such customers complaints are effectively and promptly resolved so as to restore the customers’ trust, to improve satisfaction and loyalty, and to serve as the means of improvements for all relevant processes either in PEPC or in PEPC partners (MCL, Ampolex, Regional Governments) through various coordination meetings.

The process of managing complaints is as follows:1) Receiving complaints from customers;2) Analyzing the issues raised by customers and follow- up

action by the relevant departments or by working in cooperation with Partners;

3) Identifying alternative solutions;4) Determining the resolutions;5) Implementing the resolutions;6) Delivering the resolution of complaints to customers;7) Documenting and evaluating all complaints being

received to be followed up in the form of improved and innovative business processes so as to enable PEPC to provide the products and services which meet the business demand and customer expectations.

When the complaints could not be immediately responded to, the Company would convey the information to its customers through email or in a meeting to clarify the status and the time required to resolve such complaints.


Penyelesaian permasalah yang dikomplainkan pelanggan kemudian dijelaskan dan diimformasikan secara menyeluruh kepada pelanggan melalui metode/media mendengarkan suara pelanggan. Hasil tindak lanjut akan selalu dipantau dan dievaluasi pada setiap pertemuan bulanan seperti rapat koordinasi sebagai usaha untuk memperoleh umpan balik tentang produk dan dukungan kepada pelanggan, perencanaan produk, optimalisasi kinerja peralatan, pengaturan produksi dan pasokan, perbaikan sistem kerja dan pengembangan bisnis baru. Hasil analisa dan evaluasi tersebut menjadi dasar untuk perbaikan proses kerja dan sistem kerja di PEPC.

PIC yang bertanggung jawab dalam menindak lanjuti komplain terbagi sesuai pelanggan. Pertamina dan PT TWU dikelola oleh Manager Produksi, sedangkan untuk SKKMIGAS ditangani oleh Manager Perencanaan dan Evaluasi (Reneval).

Untuk menjamin komplain dapat ditangani secara efektif dan cepat, Perusahaan melakukan upaya-upaya sebagai berikut:• Merespon langsung pada kesempatan pertama terhadap

komplain pelanggan yang diterima.• Pelatihan penanganan komplain untuk petugas. • Mengundang rapat seluruh unit yang terkait dengan

materi komplain.• Membuka akses media yang dapat dihubungi selama 24

jam.• Membuat dan menerapkan Tata Kelola Organisasi (TKO)

dan Tata Kerja Individu (TKI).• Melakukan koordinasi dengan pelanggan melalui email,

rapat dan surat-menyurat.

Mengukur Kepuasan PelangganPEPC menetapkan ukuran kepuasan pelanggan minyak (Pertamina dan TWU) dengan cara menghitung prosentase jumlah hari ketidak pencapaian yaitu sama dengan jumlah hari tidak dapat memenuhi produksi dibagi 365 hari. Kepuasan pelanggan sama dengan 100% dikurangi prosentase jumlah hari ketidak pencapaian. Sedangkan kepuasan pelanggan SKKMIGAS dihitung dari prosentase volume jumlah minyak yang terjual dibagi dengan volume produksi yang selama ini selalu mencapai 100%.

The resolution of issues being complained by customers would then be clarified and informed in a comprehensive manner to the customers by adopting the method of listening to customers’ voice. The results of follow-up actions would be monitored and evaluated from time to time in each monthly meeting, such as coordination meetings, as an effort to gain feedback concerning the products and support to customers, product planning, optimal equipment performance, management of products and supply, improvements of working system and development of new business. The results of analysis and evaluation would serve as a basis for improvements of business process and work system in PEPC.

PEPC communicates and accommodates the aspirations of its customers on a regular basis in a coordination meeting held once a month.

To ensure that the complaints are effectively and promptly managed, the Company takes the following measures:• Immediately responding to the complaints received from

its customers at the earliest opportunity.• Providing trainings for officers to manage complaints.• Holding a meeting for all units being involved in the

subject matter of the complaints.• Opening media access which can be contacted in 24

hours.• Preparing and implementing Organizational Work

Procedures (TKO) and Individual Work Procedures (TKI).• Coordinating with the customers through email, meetings

and correspondence.

Measuring Customer SatisfactionPEPC measures the satisfaction of its oil customers (Pertamina and TWU) by calculating the percentage of the unmet oil production days which equals to the days not meeting the oil production being divided by 365 days. Customer satisfaction equals to the 100% production being subtracted by the unmet oil production days. SKKMIGAS customer satisfaction is calculated by dividing the oil sales volume percentage by the production volume which to date has always reached 100%.



Pengukuran Kepuasan pelanggan dapat digunakan untuk upaya melampaui harapan pelanggan dan menjaga keterlibatan (engagement) pelanggan serta untuk digunakan dalam perbaikan di seluruh sistem kerja PEPC dan mitra PEPC melalui rapat koordinasi untuk membahas dan mengkaji tindak lanjut hari tidak dapat memenuhi produksi. Hasil dari sistem ini adalah kecenderungan prosentase hari tidak dapat memenuhi produksi semakin kecil dalam kurun waktu tahun 2009 – 2012.

The measurement of customer satisfaction could be utilized in the efforts of exceeding expectations and maintaining the customer’s engagement and improving all work systems in PEPC and PEPC partners through the coordination meetings to discuss and review the follow up actions for unmet oil production days. The results generated from such system are the decreasing trend shown in the percentage of unmet oil production days which have been decreasing during 2009 – 2012.


Tanggung Jawab Atas Laporan Tahunan 2012Responsibility of Annual Report 2012

KomisarisThe Board of

Commissioners

DireksiThe Board of Directors

Amril Thaib MandailingDirektur Utama

President Director(1 Januari - 31 Desember 2012)

Mangasi Darma GunawanDirektur Operasi

Operation Director(1 Januari - 31 Desember 2012)

Amran AnwarDirektur Pengembangan

Development Diretor(25 September - 31 Desember 2012)

Andri T. HidayatKomisaris Utama

President Commissioner(17 Februari - 31 Desember 2012)

AdriansyahAnggota Dewan Komisaris

Commissioner(10 Mei - 31 Desember 2012)

Ahmad BambangAnggota Dewan Komisaris

Commissioner(1 Januari - 19 Oktober 2012)

GusrizalAnggota Dewan Komisaris

Commissioner(1 Januari - 16 Februari 2012)

Rony GunawanAnggota Dewan Komisaris

Commissioner(1 Januari - 9 Mei 2012)

Dewan Komisaris dan Direksi menyatakan bertanggung jawab penuh atas kebenaran isi Laporan Tahunan ini berikut laporan keuangan dan informasi lain yang terkait.

Board of Commissioners and Board of Directors are fully responsible for correctness of this Annual Report, and the accompanying financial statement and related information.

Elfien GoentoroAnggota Dewan Komisaris

Commissioner(1 Januari - 31 Desember 2012)

LaporanKeuanganFinancial Report


PT PERTAMINA EP CEPULAPORAN KEUANGAN/FINANCIAL STATEMENTS

31 DESEMBER 2012 DAN 2011/31 DECEMBER 2012 AND 2011


PT PERTAMINA EP CEPU

Lampiran 1 Schedule

Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagianyang tidak terpisahkan dari laporan keuangan ini

The accompanying notes form an integral part of thesefinancial statements.

LAPORAN POSISI KEUANGAN31 DESEMBER 2012, 31 DESEMBER 2011, DAN1 JANUARI 2011(Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION31 DECEMBER 2012, 31 DECEMBER 2011 AND

1 JANUARY 2011(Expressed in US Dollar, unless otherwise stated)

31 Desember/ 31 Desember/ 1 Januari/Catatan/ December December January

Notes 2012 2011* 2011*

ASET ASSETS

ASET LANCAR CURRENT ASSETSKas dan setara kas 7 59,474,429 1,304,443 771,325 Cash and cash equivalentsPiutang usaha 8 29,499,404 6,964,786 10,806,838 Trade receivablesPiutang lain-lain 9 486,256 164,346,434 96,711,516 Other receivablesPersediaan 10 7,549,256 4,636,083 4,188,323 InventoriesUang muka dan biaya

dibayar dimuka 270,019 160,449 369,245 Advances and prepayments

JUMLAH ASET LANCAR 97,279,364 177,412,195 112,847,247 TOTAL CURRENT ASSETS

ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETSAset minyak dan gas bumi, bersih 11 650,398,407 400,941,490 289,810,218 Oil and gas properties, netPajak Pertambahan Nilai (“PPN”) Reimbursable

yang dapat ditagihkan kembali 14a 31,828,026 14,997,543 12,629,213 Value Added Tax (“VAT”)Aset pajak tangguhan 14e - - 23,143,196 Deferred tax assetsAset lain-lain 106,353 180,572 116,853 Other assets

TOTAL NON-CURRENTJUMLAH ASET TIDAK LANCAR 682,332,786 416,119,605 325,699,480 ASSETS

JUMLAH ASET 779,612,150 593,531,800 438,546,727 TOTAL ASSETS

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITIES AND EQUITY

LIABILITAS LANCAR CURRENT LIABILITIESUtang usaha 12 49,027,680 26,781,466 10,359,450 Trade payablesUtang lain-lain 13 13,946,368 618,919 570,123 Other payablesUtang pajak 14b 4,191,253 6,147,483 6,441,895 Taxes payableBiaya yang masih harus dibayar 15 40,684,745 21,744,373 25,010,741 Accrued expenses

JUMLAH LIABILITAS LANCAR 107,850,046 55,292,241 42,382,209 TOTAL CURRENT LIABILITIES

LIABILITAS TIDAK LANCAR NON-CURRENT LIABILITIESUtang pihak berelasi 22c - 450,472,982 440,508,279 Amount due to related partyPinjaman pemegang saham 22d 548,265,655 - - Shareholder loanKewajiban pajak tangguhan 14e 51,360,852 48,656,788 - Deferred tax liabilitiesProvisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioning

dan restorasi lokasi aset 16 3,773,721 684,398 464,659 and site restorationProvisi imbalan kerja 2,650,700 575,348 145,887 Provision for employee benefits

JUMLAH LIABILITAS TIDAK TOTAL NON-CURRENTLANCAR 606,050,928 500,389,516 441,118,825 LIABILITIES

JUMLAH LIABILITAS 713,900,974 555,681,757 483,501,034 TOTAL LIABILITIES

EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL) EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY)Modal saham Share capital

Modal dasar - 2.000 saham Authorised - 2,000 sharesRp1.000.000 per saham at par value of Rp1,000,000(nilai penuh) (full amount) per share

Modal ditempatkan dan Issued and paid-updisetor - 500 saham 17 48,972 48,972 48,972 capital - 500 shares

Laba ditahan/ Retained earnings/(akumulasi kerugian) 65,662,204 37,801,071 (45,003,279) (accumulated losses)

JUMLAH EKUITAS/ TOTAL EQUITY/(DEFISENSI MODAL) 65,711,176 37,850,043 (44,954,307) (CAPITAL DEFICIENCY)

TOTAL LIABILITIES ANDJUMLAH LIABILITAS DAN EQUITY/(CAPITAL

EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL) 779,612,150 593,531,800 438,546,727 DEFICIENCY)

* Disajikan kembali (lihat Catatan 5 dan 6) * As restated (refer to Notes 5 and 6)



Lampiran 2 Schedule



LAPORAN LABA RUGI KOMPREHENSIFUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOMEFOR THE YEARS ENDED

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

Catatan/2012 Notes 2011*

PENDAPATAN USAHA 143,882,860 19 226,304,924 REVENUES

BEBAN USAHA OPERATING EXPENSESBeban eksplorasi (12,374,384) 20a (7,306,182) Exploration expensesBeban produksi (37,546,622) 20b (32,725,543) Production expensesBeban umum dan administrasi (34,060,108) 20c (25,430,905) General and administration expensesBeban keuangan (4,581,572) 21 (7,389,866) Finance costsPendapatan keuangan 77,946 55,193 Finance incomePendapatan lain-lain, bersih 3,666,265 20d 3,706,949 Other income, net

LABA SEBELUM PAJAKPENGHASILAN 59,064,385 157,214,570 PROFIT BEFORE INCOME TAX

BEBAN PAJAK PENGHASILAN (31,203,252) 14d (74,410,220) INCOME TAX EXPENSES

LABA BERSIH 27,861,133 82,804,350 NET INCOME

PENDAPATAN KOMPREHENSIF OTHER COMPREHENSIVELAIN - - INCOME

JUMLAH PENDAPATAN TOTAL COMPREHENSIVEKOMPREHENSIF 27,861,133 82,804,350 INCOME




Lampiran 3 Schedule



LAPORAN PERUBAHAN EKUITASUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITYFOR THE YEARS ENDED

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

Saldo laba/Modal (akumulasi

ditempatkan kerugian)/dan disetor/ Retained JumlahIssued and earnings/ ekuitas/

paid-up (accumulated TotalNote capital losses) equity

Saldo 1 Januari 2011* 17 48,972 (45,003,279) (44,954,307) Balance as at 1 January 2011*

Pendapatan komprehensif Comprehensive incometahun berjalan - 82,804,350 82,804,350 for the year

Balance as atSaldo 31 Desember 2011* 48,972 37,801,071 37,850,043 31 December 2011*

Pendapatan komprehensif Comprehensive incometahun berjalan - 27,861,133 27,861,133 for the year

Saldo 31 Desember 2012 48,972 65,662,204 65,711,176 Balance as at 31 December 2012




Lampiran 4 Schedule



LAPORAN ARUS KASUNTUK TAHUN YANG BERAKHIR31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

STATEMENTS OF CASH FLOWSFOR THE YEARS ENDED

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

2012 2011*

CASH FLOWS FROM OPERATINGARUS KAS DARI AKTIVITAS OPERASI ACTIVITIESPenerimaan kas dari pelanggan 123,958,274 237,845,425 Receipts from customersPenerimaan kas untuk penggantian biaya 7,301,660 5,142,839 Receipts for reimbursement of expendituresPembayaran kas kepada pemasok

dan karyawan (78,554,829) (55,168,414) Payments to suppliers and employeesPembayaran pajak penghasilan (30,515,409) (1,915,387) Payments of income taxPenerimaan dari pendapatan bunga 77,946 55,193 Receipts from interest income

Kas bersih yang dihasilkan dari Net cash provided from operatingaktivitas operasi 22,267,642 185,959,656 activities

CASH FLOWS FROM INVESTMENTARUS KAS DARI AKTIVITAS INVESTASI ACTIVITIESPembayaran untuk perolehan Payments for acquisition of

aset minyak dan gas bumi (221,382,390) (120,807,751) oil and gas properties

Kas bersih yang (digunakan untuk) Net cash (used in) investingaktivitas investasi (221,382,390) (120,807,751) activities

CASH FLOWS FROM FINANCINGARUS KAS DARI AKTIVITAS PENDANAAN ACTIVITIESPenerimaan dari pihak berelasi 296,504,454 172,898,708 Receipts from related partiesPembayaran kas ke pihak berelasi (39,136,313) (237,724,828) Cash payments to related parties

Kas bersih yang (digunakan untuk)/ Net cash (used in)/provided fromdihasilkan dari aktivitas pendanaan 257,368,141 (64,826,120) financing activities

KENAIKAN BERSIH KAS DAN NET INCREASE IN CASH ANDSETARA KAS 58,253,393 325,785 CASH EQUIVALENTS

Efek perubahan nilai kurs pada Effects of exchange rate changeskas dan setara kas (83,407) 207,333 on cash and cash equivalents

SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS ATAWAL TAHUN 1,304,443 771,325 THE BEGINNING OF YEAR

SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA CASH AND CASH EQUIVALENTS ATAKHIR TAHUN 59,474,429 1,304,443 THE END OF YEAR




Lampiran 5/1 Schedule

CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN31 DESEMBER 2012 DAN 2011(Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS31 DECEMBER 2012 AND 2011

(Expressed in US Dollar, unless otherwise stated)

1. UMUM 1. GENERAL

a. Pendirian Perusahaan a. The establishment of the Company

Pendirian PT Pertamina EP Cepu(“Perusahaan”) merupakan tindak lanjut dariditerbitkannya Undang-undang No. 22Tahun 2001 tanggal 23 November 2001 tentangMinyak dan Gas Bumi dan PeraturanPemerintah No. 31 tahun 2003 tanggal 18 Juni2003 tentang Pengalihan Bentuk PerusahaanPertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara(PERTAMINA, selanjutnya disebut ”PertaminaLama”) menjadi Perusahaan Perseroan(Persero). Pengalihan bentuk Pertamina Lamamenjadi PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”)dituangkan dalam Akta Notaris No. 20 tanggal17 September 2003 dari Lenny Janis Ishak,S.H., dan telah disahkan Menteri Hukum danHak Asasi Manusia melalui Surat KeputusanNo. C-24025HT.01.01.TH.2003 tanggal9 Oktober 2003 dan diumumkan dalam BeritaNegara No. 93 Tambahan No. 11620 tanggal21 November 2003.

The establishment of PT Pertamina EP Cepu(the “Company”) is related with Law No. 22 of2001 dated 23 November 2001, regarding Oiland Gas and Government Regulation No. 31 of2003 dated 18 June 2003, regarding the changein the status of Perusahaan PertambanganMinyak dan Gas Bumi Negara (PERTAMINA,the “former Pertamina Entity”) to a limitedliability company. The change in the status ofthe former Pertamina Entity to PT Pertamina(Persero) (“Pertamina”) is documented inNotarial Deed No. 20 dated 17 September 2003of Lenny Janis Ishak, S.H., which was approvedby the Ministry of Justice and Human Rights inDecision Letter No. C-24025HT.01.01.TH.2003dated 9 October 2003 and published inSupplement No. 11620 to State Gazette No. 93dated 21 November 2003.

Berdasarkan ketentuan Pasal 104 PeraturanPemerintah (PP) No. 35 Tahun 2004 tentangKegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumidalam jangka waktu paling lama 2 tahunPertamina wajib membentuk anak perusahaanuntuk meneruskan Kontrak Kerja Sama (“KKS”)Pertamina di Indonesia. Dengan demikian,Perusahaan didirikan berdasarkan Akta No. 5tanggal 14 September 2005 dari MarianneVincentia Hamdani, S.H. Akta pendirian ini telahdisahkan oleh Menteri Hukum dan Hak AsasiManusia dalam Surat Keputusan No. C-26131HT.01.01.TH 2005 tanggal 21 September 2005dan diumumkan dalam Tambahan berita NegaraNo. 5 tanggal 17 Januari 2006.

Article 104 of Government Regulation No. 35 of2004 regarding Oil and Gas Upstream Activities,Pertamina is required to establish subsidiarycompanies within two years from itsestablishment in order to assume Pertamina’supstream oil and gas contract arrangements inIndonesia. As such, the Company wasestablished by virtue of Notarial Deed No. 5dated 14 September 2005 of MarianneVincentia Hamdani, S.H. The deed ofestablishment was approved by the Ministry ofLaw and Human Rights in Decision Letter No.C-26131 HT.01.01.TH 2005 dated21 September 2005 and published in StateGazette No. 5 dated 17 January 2006.

Anggaran Dasar Perusahaan telah mengalamibeberapa kali perubahan. Perubahan terakhirberdasarkan Akta No. 3 tanggal 7 Juli 2011 dariMarianne Vincentia Hamdani, S.H tentangperubahan domisili sesuai pasal 1 AnggaranDasar Perusahaan.

The Company’s Articles of Association havebeen amended several times. The latestamandement was based on Notarial Deed No. 3of Marianne Vincentia Hamdani, S.H. dated7 July 2011 regarding changes of domicile asstated in the first article of the Company’sArticles of Association.

Perusahaan didirikan untuk menjalankankegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi.

The Company was established to engage inupstream oil and gas activities.

Pada bulan September 2009, Kontrak Bagi Hasil(“KBH”) Blok Cepu mulai berproduksi secarakomersial.

In September 2009, Cepu Block ProductionSharing Contract (“PSC”) commenced itscommercial productions.







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

b. Dewan Komisaris, Direksi, dan Karyawan b. Board of Commissioners, Directors andEmployees

Sesuai dengan Akta Notaris No. 22 tanggal19 November 2012 dan No. 3 tanggal2 November 2011 dari Marianne VincentiaHamdani, S.H., susunan dari Dewan KomisarisPerusahaan pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011 adalah sebagai berikut:

In accordance with Notarial Deed No. 22 dated19 November 2012 and No. 3 dated2 November 2011 of Marianne VincentiaHamdani, S.H., the composition of the Board ofCommissioners of the Company as at31 December 2012 and 2011 was as follows:

2012 2011

Dewan Komisaris Board of CommissionersKomisaris Utama Andri T. Hidayat Gusrizal President CommissionerKomisaris Adriansyah Rony Gunawan CommissionerKomisaris Elfien Goentoro Ahmad Bambang CommissionerKomisaris - Elfien Goentoro Commissioner

Selanjutnya, berdasarkan keputusan sirkulerpemegang saham Perusahaan tanggal 3 Januari2013, para pemegang saham mengangkat InsanPurwarisya L. Tobing sebagai komisarisPerusahaan.

Subsequently, in accordance with a circularresolution of the Company’s shareholders dated3 January 2013, the shareholders appointedInsan Purwarisya L. Tobing as commissioner ofthe Company.

Sesuai dengan Keputusan Pemegang SahamSecara Sirkuler tanggal 8 September 2011 danAkta Notaris No. 17 tanggal28 September 2012 dari Marianne VincentiaHamdani, S.H., susunan dari Dewan DireksiPerusahaan pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011 adalah sebagai berikut:

In accordance with the Shareholders' Circulardated 8 September 2011 and Deed No. 17dated 28 September 2012 from MarianneVincentia Hamdani, SH, the composition of theBoard of Directors of the Company onDecember 31, 2012 and 2011 was as follows:

2012 2011

Direksi Board of DirectorsDirektur Utama Amril Thaib Mandailing Amril Thaib Mandailing President DirectorDirektur Operasi Mangasi Dharma Gunawan Mangasi Dharma Gunawan Director of OperationPj.Direktur Pengembangan Amran Anwar^^ - Acting Director of Development

^^ Direktorat baru di tahun 2012 ^^ New directorate in 2012

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011,Perusahaan memiliki karyawan tetap masing-masing sebanyak 123 karyawan dan 74karyawan, termasuk 43 karyawan dan 35karyawan adalah karyawan Pertamina denganstatus diperbantukan kepada Perusahaan (tidakdiaudit).

As at 31 December 2012 and 2011, theCompany had 123 employees and 74employees, respectively, whereas 43employees and 35 employees, respectively,were Pertamina’s employees seconded to theCompany (unaudited).

c. Domisili kantor pusat Perusahaan c. Principal address

Kantor pusat Perusahaan beralamat di GedungPerkantoran Patra, Lantai 6, Jl. Gatot Subroto,Kav. 32-34, Jakarta 12950, Indonesia.

The principal address of the Company is PatraOffice Building, 6th floor, Jl. Gatot Subroto Kav.32-34 Jakarta 12950, Indonesia.







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

d. BPMIGAS d. BPMIGAS

Berdasarkan putusan Mahkamah Konstitusi No.36/PUU-X/2012 tertanggal 13 November 2012,sejak tanggal 13 November 2012 BadanPelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak danGas Bumi (“BPMIGAS”) dibubarkan sehinggatugas dan fungsinya dialihkan kepadaPemerintah Indonesia sampai diterbitkannyaUndang-undang atau peraturan baru.

Based on Constitutional Court's decision No.36/PUU-X/2012 dated 13 November 2012,effective from 13 November 2012, BadanPelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak danGas Bumi (“BPMIGAS”) is dissolved andtherefore, its duties and functions are assignedto the Government of Indonesia until the issueof new laws or regulations.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 95/2012tertanggal 13 November 2012, sejak tanggal 13November 2012, tugas, fungsi dan organisasiBPMIGAS dialihkan kepada Kementerian Energidan Sumber Daya Mineral ("KESDM"). SemuaKontrak Kerja Sama yang telah ditandatanganioleh BPMIGAS dengan entitas usaha, termasukPerusahaan, tetap berlaku.

Based on Presidential Regulation No. 95/2012dated 13 November 2012, effective from 13November 2012, the duties, functions, andorganisation of BPMIGAS are assigned to theMinistry of Energy and Mineral Resources(“MoEMR”). All Cooperation Contracts signedbetween BPMIGAS with business entities,including the Company, remain in effect.

KESDM, berdasarkan Keputusan Menteri No.3135 K/08/MEM/2012 dan Keputusan MenteriNo. 3136 K/73/MEM 2012, tertanggal 13November 2012, membentuk Satuan KerjaSementara Pelaksana Kegiatan Usaha HuluMinyak dan Gas Bumi ("SKSP Migas"), yangefektif sejak 13 November 2012, mengambil alihtugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS.

MoEMR, based on Ministerial Decision No.3135 K/08/MEM/2012 and Ministerial DecisionNo. 3136 K/73/MEM 2012 dated 13 November2012, established the Temporary Working Uniton Upstream Oil and Gas Activities (“SKSPMigas”) effective from 13 November 2012 whichassumes the duties, functions, and organisationof BPMIGAS.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 9/2013tertanggal 10 Januari 2013, dibentuklah SatuanKerja Khusus Pelaksanaan Kegiatan UsahaMinyak dan Gas Bumi (“SKK MIGAS”)menggantikan SKSP Migas.

Based on Presidential Regulation No. 9/2013dated 10 January 2013, the Special WorkingUnit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKKMIGAS”) has been established to replace SKSPMigas.

Untuk tujuan laporan keuangan, pemakaianistilah BPMIGAS yang dipakai di tahun-tahunsebelumnya diubah menjadi SKK MIGAS.

For the purpose of these financial statements,the term BPMIGAS which is used in prior yearswill be changed to SKK MIGAS.

2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS 2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS

Pada tanggal 3 Agustus 1990, Pertamina Lama danPT Humpuss Patragas (“HPG”) sebagai kontraktormemulai Technical Assistance Contract (“TAC”)untuk Blok Cepu.

On 3 August 1990, the former Pertamina Entity andPT Humpuss Patragas (“HPG”) as contractorentered into a Technical Assistance Contract(“TAC”) for the Cepu Block.

Pada tahun 1997, HPG mengalihkan 49%participating interest di TAC Blok Cepu kepadaAmpolex Pte Ltd., (“Ampolex”) dan pada tahun 2000HPG mengalihkan sisa kepemilikan sebesar 51%kepada Mobil Cepu Ltd. (“MCL”), denganpersetujuan Pertamina Lama dan PemerintahRepublik Indonesia yang diwakili oleh MenteriEnergi dan Sumber Daya Mineral. TAC Blok Cepuefektif berakhir pada tanggal 16 September 2005.

In 1997, HPG assigned a 49% participacing interestin the Cepu Block TAC to Ampolex Pte Ltd.,(“Ampolex”) and in 2000, HPG assigned itsremaining 51% participacing interest to Mobil CepuLtd. (“MCL”) with the approval of the formerPertamina Entity and the Government of theRepublic of Indonesia acting through the Minister ofEnergy and Mineral Resources. The Cepu BlockTAC was terminated on 16 September 2005.







2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS(lanjutan)

2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS(continued)

Pada tanggal 17 September 2005 ditandatanganiKontrak Kerja Sama, dalam bentuk KBH antara SKKMIGAS dengan Perusahaan (50% participatinginterest), MCL (25,50% participating interest), danAmpolex (24,50% participating interest) (secarabersama-sama disebut “Kontraktor”) untuk jangkawaktu 30 tahun dari tanggal 17 September 2005sampai dengan tanggal 16 September 2035 dandapat diperpanjang sesuai dengan peraturan yangberlaku.

On 17 September 2005 a Cooperation Contract, inthe form of a PSC was signed between SKKMIGAS and the Company (50% participatinginterest), MCL (25.50% participating interest) andAmpolex (24.50% participating interest) (collectivelyreferred to as the “Contractors”) for a period of 30years from 17 September 2005 until 16 September2035, extendable in accordance with applicableregulations.

Pada tanggal 15 Maret 2006, para Kontraktor KBHBlok Cepu menandatangani Joint OperatingAgreement (“JOA”) untuk melaksanakan kegiatanoperasional minyak dan gas bumi dengan MCLbertindak sebagai operator.

On 15 March 2006, the Cepu Block PSCContractors entered into a Joint OperatingAgreement (“JOA”) to conduct oil and natural gasoperations with MCL as the Operator.

Sesuai dengan Pasal 19 dari JOA, beban masa laluyang terjadi dimasa TAC Blok Cepu merupakanbagian dari pengembalian biaya operasi dalam KBHBlok Cepu dimana MCL dan Ampolex mendapatkanprioritas utama di atas semua pihak yang terlibat didalam JOA untuk mendapatkan pengembalianbeban masa lalu tersebut. Pengembalian bebanmasa lalu dilakukan melalui lifting oleh MCL danAmpolex sampai dengan 50% dari jumlah liftingminyak dan gas bumi setiap tahun setelah dikurangiFirst Tranche Petroleum (“FTP”) (Catatan 2g).

In accordance with Article 19 of the JOA, prior yearcost incurred under the Cepu Block TAC, is treatedas part of recoverable cost under the Cepu BlockPSC in which MCL and Ampolex have the priorityover all other JOA parties in the recovery of suchprior year cost. Settlement of prior year cost is to beeffected by MCL and Ampolex lifting up to 50% ofthe total liftings of crude oil and natural gas eachyear, after deducting First Tranche Petroleum(“FTP”) (Note 2g).

KBH Blok Cepu mulai memproduksi minyak secarakomersial pada tanggal 31 Agustus 2009.

The Cepu Block PSC commenced commercial oilproduction on 31 August 2009.

a. Wilayah kerja a. Working area

Wilayah kerja KBH adalah wilayah dimanaKontraktor dapat melaksanakan kegiatan operasiminyak dan gas bumi. Area tersebut berada diMadang Alas Dara, Kemuning dan Banyu Urip,Kabupaten Cepu, Jawa Tengah.

The PSC working area is a designated area inwhich the Contractors may conduct oil and gasoperations. The working area represents areasin Madang Alas Dara, Kemuning and BanyuUrip, Cepu Regency, Central Java.

b. Bagi hasil produksi minyak mentah dan gasbumi

b. Crude oil and gas production sharing

Bagi hasil produksi minyak antara Kontraktordan Pemerintah ditentukan denganmenggunakan harga rata-rata tertimbang minyakmentah selama tahun yang bersangkutansebagai berikut:

The Contractors’ and the Government’s share ofequity (profit) oil production is determined basedon the annual weighted average oil price duringthe respective year as follows:









b. Bagi hasil produksi minyak mentah dan gasbumi (lanjutan)

b. Crude oil and gas production sharing(continued)

Harga rata-rata tertimbang minyak mentah selamatahun yang bersangkutan/

Crude oil annual weighted average price during therespective year Pemerintah diwakili oleh

SKK MIGAS/SKK MIGASrepresenting the

GovernmentKontraktor/Contractors

Lebih dari atau sama dengan/Greater than or equal to

(US$/bbl)

Kurang dari/Less than(US$/bbl)

0 35 46.4286% 53.5714%35 40 55.3572% 44.6428%40 45 64.2858% 35.7142%45 - 73.2143% 26.7857%

Bagi hasil produksi gas antara Kontraktor danPemerintah adalah masing-masing 62,5% dan37,5%.

The Contractors’ and the Government’s share ofequity (profit) gas production is 62.5% and37.5% respectively.

Pembagian hasil produksi minyak dan gas bumidihitung secara tahunan, yang merupakanjumlah liftings selama tahun yang berakhir padatanggal 31 Desember setelah dikurangi kreditinvestasi, FTP dan pengembalian biaya operasi.

Equity oil and gas production is determinedannually and represents the total liftings of oiland gas production in each year ending 31December net of investment credit, FTP andcost recovery.

Perusahaan dikenai pajak penghasilan darikegiatan KBH berdasarkan bagian hasil produksiminyak dan gas bumi, dikurangi bonus-bonusyang dibayarkan, dengan tarif pajak gabungansebesar 44%, yang terdiri dari pajak penghasilandengan tarif 30% dan pajak dividen dengan tarif20%.

The Company is subject to tax on its incomefrom the PSC operations based on its share ofequity oil and gas production, less bonuses, at acombined tax rate of 44%, comprising corporateincome tax at the rate of 30% and dividend taxat the rate of 20%.

c. Pengembalian biaya operasi c. Cost recovery

Pengembalian biaya operasi tiap tahun terdiridari:

Annual cost recovery comprises:

i. Biaya non-kapital tahun berjalan i. Current year non-capital costsii. Penyusutan biaya kapital tahun berjalan ii. Current year amortisation of capital costsiii. Biaya operasi tahun-tahun sebelumnya

yang belum memperoleh penggantian(unrecovered costs).

iii.Unrecovered previous years’ operating costs.

d. Kredit investasi d. Investment credit

Kontraktor memperoleh fasilitas kredit investasisebagai penambah pengembalian biaya operasi,sebesar maksimal 15,78% dari biaya investasikapital yang dikeluarkan untuk pengembanganfasilitas produksi minyak mentah dan gas bumi,apabila disetujui oleh SKK MIGAS.

The Contractors are entitled to investment credit(entitlement to additional cost recovery) of amaximum of 15.78% of the direct capitalinvestments required to develop crude oil andnatural gas production facilities, subject toapproval by SKK MIGAS.









e. Harga minyak mentah dan gas bumi e. Crude oil and natural gas prices

Produksi minyak mentah bagian Kontraktordinilai dengan Harga Minyak Indonesia(Indonesian Crude Prices - “ICP”). Gas bumiyang dikirim kepada pihak ketiga dan pihakberelasi dinilai dengan harga yang ditetapkandalam Perjanjian Jual Beli Gas (“PJBG”).

The Contractors’s share of crude oil productionis priced at Indonesian Crude Prices (“ICP”).Natural gas delivered to third parties and relatedparties are valued based on the pricesstipulated in the respective Gas Sales andPurchase Agreement (“GSPA”).

f. Domestic Market Obligation (“DMO”) f. Domestic Market Obligation (“DMO”)

Kontraktor wajib memenuhi kebutuhan dalamnegeri Indonesia dengan perhitungan setiaptahun sebagai berikut:

The Contractors are required to supply thedomestic market in Indonesia with the followingannual calculation:

i. Mengalikan jumlah minyak mentah yangdiproduksikan dari wilayah kerja denganhasil pembagian antara jumlah kebutuhanminyak mentah dalam negeri sebagaipembilang dan jumlah seluruh minyakmentah Indonesia yang diproduksi olehseluruh perusahaan perminyakan sebagaipenyebut.

i. Multiply the total quantity of crude oilproduced from the contract area by afraction the numerator of which is the totalquantity of crude oil to be supplied and thedenominator of which is the entireIndonesian production of crude oil of allpetroleum companies.

ii. Menghitung 25% jumlah minyak mentahyang diproduksi dari wilayah kerja.

ii. Compute 25% of the total quantity of crudeoil produced from the contract area.

iii. Mengalikan jumlah minyak mentah yanglebih kecil antara hitungan (i) dan (ii) denganpersentase bagi hasil minyak mentah(Catatan 2b).

iii. Multiply the lower result of (i) or (ii) by theresultant percentage of entitlement (Note2b).

Harga DMO untuk minyak mentah adalahharga rata-rata tertimbang dari seluruh jenisminyak mentah yang dijual berdasarkanharga jual yang disetujui di dalam kontrakpenjualan.

The price at which the DMO crude oil is theweighted average of all types of crude oilsold based on the agreed contracted salesprices.

g. First Tranche Petroleum g. First Tranche Petroleum

Setiap tahun Pemerintah dan Kontraktor berhakuntuk menerima sebesar masing-masing 20%dari produksi minyak dan gas sebelum dikurangidengan pengembalian biaya operasi dan kreditinvestasi. Pembagian hak atas FTP antaraPemerintah dan Kontraktor sama sepertipembagian hak atas minyak dan gas sepertidijelaskan di dalam Catatan 2b.

The Government and the Contractor are entitledto receive an amount equal to 20% of the totalproduction of oil and gas each year before anydeduction for recovery of operating costs andinvestment credit. FTP is shared between theGovernment and the Contractor in accordancewith the entitlements to production described inNote 2b.









h. Hak milik atas persediaan, perlengkapan danperalatan

h. Ownership of materials, supplies andequipment

Persediaan dan perlengkapan, serta peralatanyang dibeli oleh Kontraktor untuk kegiatanoperasi minyak dan gas bumi adalah milikPemerintah (dalam hal pengadaan barangimpor, saat barang-barang tersebut telah beradadi Pelabuhan Indonesia). Karena Perusahaantelah membayar, mempunyai hak untukmenggunakan aset tersebut dan mempunyai hakuntuk memulihkan biaya melalui pengembalianbiaya operasi, barang milik negara ini dicatatsebagai aset di laporan keuangan Perusahaansampai aset tersebut dinyatakan surplus atauditinggalkan dengan persetujuan SKK MIGAS.

Materials, supplies and equipment acquired bythe Contractors for oil and gas operationsbelong to the Government (in the case ofimports, when landed at Indonesian ports). Asthe Company has paid for, has the right toutilise such assets and has the right to recoverthe costs through cost recovery, these balanceshave been recorded as assets in the Company’sfinancial statements until they are declaredsurplus or abandoned with the approval of SKKMIGAS.

i. Kewajiban pengalihan Participating Interestkepada Badan Usaha Milik Daerah (“BUMD”)

i. Obligation to assign a participating interestto a Local Government Company (“BUMD”)

Kontraktor diwajibkan untuk menawarkanpengalihan 10% dari participating interest-nyakepada BUMD yang ditunjuk oleh Pemerintahberdasarkan perjanjian komersial yang wajar.

The Contractors must offer 10% of theirparticipating interest to BUMD to be designatedby the Government on the basis of a reasonablecommercial agreement with the designatedBUMD.

Para pihak-pihak yang berpartisipasi dalamperjanjian KBH Blok Cepu menyetujui bahwabagian dari 10% tersebut terdiri dari 5% dariparticipating interest Perusahaan dan 5% dariparticipating interest MCL dan Ampolex. 10%dari participating interest tersebut telah dialihkankepada PT Sarana Patra Hulu Cepu (“SPHC”),PT Blora Patragas Hulu (“BPH”), PT AsriDharma Sejahtera (“ADS”) dan PT PetrogasJatim Utama Cendana (“PJUC”) dengan porsiparticipating interest sebesar 1,0910%,2,1820%, 4,4847% dan 2,2423%.

It is agreed by the participating partners in CepuBlock PSC that such 10% shall comprise a 5%participating interest assigned by the Companyand a 5% participating interest assigned byMCL and Ampolex. The 10% of the participatinginterest has been transferred to PT SaranaPatra Hulu Cepu (“SPHC”), PT Blora PatragasHulu (“BPH”), PT Asri Dharma Sejahtera(“ADS”) and PT Petrogas Jatim Utama Cendana(“PJUC”) with participating interest of 1.0910%,2.1820%, 4.4847% and 2.2423% respectively.

3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTINGPOLICIES

Berikut ini adalah kebijakan akuntansi penting yangditerapkan dalam penyusunan laporan keuanganPerusahaan yang sesuai dengan Standar AkuntansiKeuangan di Indonesia. Kebijakan akuntansi telahditerapkan secara konsisten terhadap semua tahunyang disajikan, kecuali dinyatakan lain.

Presented below are the significant accountingpolicies adopted in preparing the financialstatements of the Company, which are in conformitywith Indonesian Financial Accounting Standards.These accounting policies have been consistentlyapplied to all years presented, unless otherwisestated.







3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING(lanjutan)

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTINGPOLICIES (continued)

a. Dasar penyusunan laporan keuangan a. Basis of preparation of financial statements

Laporan keuangan telah disusun atas dasarharga perolehan, kecuali aset keuangan yangtersedia untuk dijual, aset keuangan dan liabilitaskeuangan (termasuk instrumen derivatif) yangdiukur pada nilai wajar melalui laba rugi, sertamenggunakan dasar akrual kecuali untuk laporanarus kas.

The financial statements have been preparedon the basis of historical cost, except foravailable-for-sale financial assets, financialassets and financial liabilities (includingderivative instruments) which are measured atfair value through profit or loss, and using theaccrual basis except for the statements of cashflows.

Penyusunan laporan keuangan yang sesuaidengan Standar Akuntansi Keuangan diIndonesia memerlukan penggunaan estimasiakuntansi penting tertentu. Penyusunan laporankeuangan juga mengharuskan manajemen untukmenggunakan pertimbangannya dalam prosespenerapan kebijakan akuntansi Perusahaan.Area-area yang memerlukan tingkatpertimbangan atau kompleksitas yang tinggi,atau area dimana asumsi dan estimasimerupakan hal yang signifikan dalam laporankeuangan, diungkapkan dalam Catatan 4.

The preparation of financial statements inconformity with Indonesian FinancialAccounting Standards requires the use ofcertain critical accounting estimates. It alsorequires management to exercise itsjudgement in the process of applying theCompany’s accounting policies. The areasinvolving a higher degree of judgement orcomplexity, or areas where assumptions andestimates are significant to the financialstatements are disclosed in Note 4.

Laporan keuangan disajikan dalam DolarAmerika Serikat (“Dolar AS” atau “AS$”) yangmerupakan mata uang pelaporan Perusahaan,kecuali dinyatakan lain.

The financial statements are presented inUnited States Dollar (“US Dollar” or “US$”),which is the Company’s reporting currency,unless otherwise stated.

b. Perubahan pada pernyataan standarakuntansi keuangan dan interpretasipernyataan standar akuntansi keuangan

b. Changes to the statement of financialaccounting standards and interpretation tostatement of financial accounting standards

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaanmenerapkan pernyataan standar akuntansikeuangan (“PSAK”) dan interpretasi standarakuntansi keuangan (“ISAK”) baru dan revisiyang efektif pada tanggal tersebut. Perubahankebijakan akuntansi Perusahaan telah dibuatseperti yang disyaratkan sesuai denganketentuan transisi dalam masing-masing standardan interpretasi.

On 1 January 2012, the Company adoptednew and revised statements of financialaccounting standards (“SFAS”) andinterpretations of financial accountingstandards (“IFAS”) that are mandatory forapplication from that date. Changes to theCompany’s accounting policies have beenmade as required, in accordance with thetransitional provisions in the respectivestandards and interpretations.

Penerapan standar dan intepretasi baru ataurevisi, yang relevan dengan operasi Perusahaandan memberikan dampak pada laporankeuangan, adalah sebagai berikut:

The adoption of the new or revised standardsand interpretations, which are relevant to theCompany’s operations and resulted in an effecton the financial statements, are as follows:









b. Perubahan pada pernyataan standarakuntansi keuangan dan interpretasipernyataan standar akuntansi keuangan(lanjutan)

b. Changes to the statement of financialaccounting standards and interpretation tostatement of financial accounting standards(continued)

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

- SFAS No. 10 (Revised 2010), “The Effectsof Changes in Foreign Exchange Rates”

Standar yang telah direvisi ini mensyaratkanentitas untuk menentukan mata uangfungsional dan menjabarkan seluruh matauang asing ke mata uang fungsionalnya.Mata uang fungsional ditentukan denganmenggunakan hirarki faktor primer dansekunder. Sebuah entitas boleh menyajikanlaporan keuangannya dalam mata uangapapun. Standar ini juga memberikanpanduan mengenai penyajian laporankeuangan grup yang entitas anak, asosiasidan ventura bersamanya memiliki matauang fungsional berbeda.

The revised standard requires an entity todetermine its functional currency andtranslate all foreign currency items into itsfunctional currency. Functional currency isdetermined by using a hierarchy ofprimary and secondary factors. An entitymay present its financial statements in anycurrency. The standard also providesguidance on the presentation of thefinancial statements of a group whosesubsidiaries, asscociates and jointventures have different functionalcurrencies.

Setelah menilai semua faktor-faktor yangrelevan, manajemen berkeyakinan bahwamata uang fungsional adalah Dolar AS.Dengan demikian, Perusahaan mengubahmata uang penyajian dari Rupiah menjadiDolar AS.

After assessing all the relevant factors,management believes its functionalcurrency is the US Dollar. As such, theCompany changed its presentationcurrency from the Rupiah to the US Dollar.

Lihat Catatan 5 untuk penjelasan lebih rincimengenai perubahan mata uang penyajian.

Refer to Note 5 for detailed explanation ofthe changes in presentation currency.

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

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

PSAK 60 mengkonsolidasi dan memperluasketentuan pengungkapan yang ada danmenambahkan beberapa pengungkapanbaru yang signifikan berkaitan denganinstrumen keuangan mengenai pengukurannilai wajar dan risiko likuiditas. Secarakhusus, amandemen tersebut memerlukanpengungkapan mengenai pengukuran nilaiwajar menggunakan hirarki pengukuran nilaiwajar. Penerapan standar ini memerlukantambahan pengungkapan tetapi tidakberdampak terhadap posisi keuangan ataupendapatan komprehensif Perusahaankarena tidak memiliki dampak terhadapklasifikasi dan penilaian instrumen keuanganPerusahaan.

SFAS 60 consolidates and expands anumber of existing disclosurerequirements and adds some significantnew disclosures relating to financialinstruments about fair valuemeasurements and liquidity risk. Inparticular, the amendment requires thedisclosure of fair value measurements bylevel of a fair value measurementhierarchy. The adoption of the standardresults in additional disclosures but doesnot have an impact on the financialposition or the comprehensive income ofthe Company since it does not have anyimpact on the classification and valuationof the Company’s financial instruments.

Lihat Catatan 25 untuk tambahanpengungkapan yang diperlukan menurutstandar ini.

Refer to Note 25 for additional disclosuresrequired under this standard.











Penerapan standar dan interpretasi yang barudan direvisi berikut ini, tidak menyebabkanperubahan signifikan terhadap kebijakanakuntansi Perusahaan dan tidak berdampakmaterial terhadap jumlah yang dilaporkan dalamlaporan keuangan tahun berjalan atau tahunsebelumnya:

The adoption of the following new and revisedstandards and interpretations did not result insignificant changes to the Company’saccounting policies and had no material effecton the amounts reported for the current or priorfinancial years:

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

- SFAS No. 13 (Revised 2011), “InvestmentProperty”

- PSAK No. 16 (Revisi 2011), “Aset Tetap” - SFAS No. 16 (Revised 2011), “FixedAssets”

- PSAK No. 18 (Revisi 2010), “Akuntansi danPelaporan Program Manfaat Purnakarya”

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

- PSAK No. 24 (Revisi 2010), “Imbalan Kerja” - SFAS No. 24 (Revised 2010), “EmployeeBenefits”

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

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

- PSAK No. 28 (Revisi 2010), “Akuntansiuntuk Asuransi Kerugian”

- SFAS No. 28 (Revised 2010), “Accountingfor Loss Insurance”

- PSAK No. 30 (Revisi 2011), “Sewa” - SFAS No. 30 (Revised 2011), “Leases”- PSAK No. 33 (Revisi 2011), “Aktivitas

Pengupasan Lapisan Tanah danPengelolaan Lingkungan Hidup padaPertambangan Umum”

- SFAS No. 33 (Revised 2011), “StrippingActivities and Envrionmental Managementin General Mining”

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

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

- PSAK No. 36 (Revisi 2010), “Akuntansiuntuk Asuransi Jiwa”

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

- PSAK No. 45 (Revisi 2010), “PelaporanKeuangan Entitas Nirlaba”

- SFAS No. 45 (Revised 2010), “FinancialReporting for Non-Profit Organisations”

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

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

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

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

- PSAK No. 53 (Revisi 2010), “PembayaranBerbasis Saham”

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

- PSAK No. 55 (Revisi 2011), “InstrumenKeuangan: Pengakuan dan Pengukuran

- SFAS No. 55 (Revised 2011), “FinancialInstruments: Recognition andMeasurement”

- PSAK No. 56 (Revisi 2010), “Laba perSaham”

- SFAS No. 56 (Revised 2010), “Earningsper Share”

- PSAK No. 61, “Akuntansi Hibah Pemerintahdan Pengungkapan Bantuan Pemerintah”

- SFAS No. 61, “Accounting for GovernmentGrants and Disclosure of GovernmentAssistance”

- PSAK No. 62, “Kontrak Asuransi” - SFAS No. 62, “Insurance Contracts”- PSAK No. 63, “Pelaporan Keuangan dalam

Ekonomi Hiperinflasi”- SFAS No. 63, “Financial Reporting in

Hyperinflationary Economies”











Penerapan standar dan interpretasi yang barudan direvisi berikut ini, tidak menyebabkanperubahan signifikan terhadap kebijakanakuntansi Perusahaan dan tidak berdampakmaterial terhadap jumlah yang dilaporkan dalamlaporan keuangan tahun berjalan atau tahunsebelumnya (lanjutan):

The adoption of the following new and revisedstandards and interpretations did not result insignificant changes to the Company’saccounting policies and had no material effecton the amounts reported for the current or priorfinancial years (continued):

- PSAK No. 64, “Aktivitas Eksplorasi danEvaluasi pada Pertambangan Sumber DayaMineral”

- SFAS No.64, “Exploration and Evaluationof Mineral Resources”

- ISAK No. 13, “Lindung Nilai Investasi Netodalam Kegiatan Usaha Luar Negeri”

- IFAS No. 13, “Hedges of a Net Investmentin a Foreign Operation”

- ISAK No. 15 – “PSAK No. 24 - Batasan AsetImbalan Pasti, Persyaratan PendanaanMinimum dan Interaksinya”

- IFAS No. 15 – “SFAS No. 24 - The Limiton a Defined Benefit Asset, MinimumFunding Requirements and theirInteraction”

- ISAK No. 16, “Perjanjian Konsesi Jasa” - IFAS No. 16, “Service ConcessionArrangements”

- ISAK No. 18, “Bantuan Pemerintah - TidakAda Relasi Spesifik dengan AktivitasOperasi”

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

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

- IFAS No. 19, “Applying the RestatementApproach under SFAS No. 63: FinancialReporting in Hyperinflationary Economies”

- ISAK No. 20, “Pajak Penghasilan -Perubahan dalam Status Pajak Entitas atauPara Pemegang Saham”

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

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

- IFAS No. 22, “Service ConcessionArrangements: Disclosures”

- ISAK No. 23, “Sewa Operasi - Insentif” - IFAS No. 23, “Operating Leases -Incentives”

- ISAK No. 24, “Evaluasi Substansi BeberapaTransaksi yang Melibatkan suatu BentukLegal Sewa”

- IFAS No. 24, “Evaluating the Substance ofTransactions Involving the Legal Form of aLease”

- ISAK No. 25, “Hak atas Tanah” - IFAS No. 25, “Land Rights”- ISAK No. 26, “Penilaian Ulang Derivatif

Melekat”- IFAS No. 26, “Re-assessment of

Embedded Derivatives”

Pencabutan standar akuntansi dan interpretasiberikut ini tidak menyebabkan perubahansignifikan terhadap kebijakan akuntansiPerusahaan dan tidak berdampak materialterhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporankeuangan tahun berjalan atau tahunsebelumnya:

The withdrawal of the following accountingstandards and interpretations did not result insignificant changes to the Company’saccounting policies and had no material effecton the amounts reported for the current or priorfinancial years:

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

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

- PSAK No. 27, “Akuntansi Koperasi” - SFAS No. 27, “Accounting forCooperatives”

- PSAK No. 29, “Akuntansi Minyak dan GasBumi”

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










b. Changes to the statement of financialaccounting standards and interpretation tostatement of financial accountingstandards (continued)

Pencabutan standar akuntansi dan interpretasiberikut ini tidak menyebabkan perubahansignifikan terhadap kebijakan akuntansiPerusahaan dan tidak berdampak materialterhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporankeuangan tahun berjalan atau tahunsebelumnya: (lanjutan)

The withdrawal of the following accountingstandards and interpretations did not result insignificant changes to the Company’saccounting policies and had no material effecton the amounts reported for the current or priorfinancial years: (continued)

- PSAK No. 39, “Akuntansi Kerja SamaOperasi”

- SFAS No. 39, “Accounting for JointOperations”

- PSAK No. 44, “Akuntansi AktivitasPengembangan Real Estate”

- SFAS No. 44, “Accounting for Real EstateDevelopment Activities”

- PSAK No. 47, “Akuntansi untuk Tanah” - SFAS No. 47, “Accounting for Land”- PSAK No. 52, “Akuntansi Mata Uang

Pelaporan”- SFAS No. 52, “Accounting for Reporting

Currency”- ISAK No. 4, “Alternatif Perlakuan yang

Diizinkan atas Selisih Kurs”- IFAS No. 4, “Allowed Alternative

Accounting Treatment on ExchangeDifference”

- ISAK No. 5, “Pelaporan Perubahan NilaiWajar Investasi Efek dalam KelompokTersedia untuk Dijual”

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

Selain itu, Perusahaan sedang mengevaluasidampak yang mungkin ditimbulkan dari revisiatas PSAK No. 38, “Kombinasi Bisnis padaEntitas Sepengendali” dan pencabutan atasPSAK No. 51, “Akuntansi Kuasi-Reorganisasi(PPSAK No. 10)” yang wajib diterapkan untukperiode pelaporan keuangan yang dimulai 1Januari 2013.

Beside these, the Company is still evaluatingthe possible impact of the revision on SFASNo. 38, “Business Combinations on Entitiesunder Common Control” and withdrawal ofSFAS No. 51, “Quasi Reorganisation (PPSAKNo. 10)” which are mandatory for financialreporting periods beginning 1 January 2013.

c. Transaksi dengan pihak-pihak yang berelasi c. Related party transactions

Perusahaan melakukan transaksi dengan pihak-pihak yang berelasi sebagaimana didefinisikandalam PSAK No. 7 (Revisi 2010)“Pengungkapan Pihak-pihak yang Berelasi”.Seluruh transaksi dan saldo yang materialdengan pihak-pihak yang berelasi diungkapkandalam catatan atas laporan keuangan.

The Company enters into transactions withrelated parties as defined in SFAS No.7(Revised 2010) “Related Party Disclosures”.All significant transactions and balances withrelated parties are disclosed in the notes to thefinancial statements.

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

Kas dan setara kas termasuk kas, kas di bankdan semua deposito berjangka yang jatuhtempo dalam tiga bulan atau kurang sejaktanggal penempatan dan tidak digunakansebagai jaminan atau tidak dibatasipenggunaannya.

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









d. Kas dan setara kas (lanjutan) d. Cash and cash equivalents (continued)

Laporan arus kas disusun menggunakanmetode langsung dengan mengklasifikasikanarus kas berdasarkan aktivitas operasi,investasi, dan pendanaan. Untuk tujuan laporanarus kas, kas dan setara kas disajikan setelahdikurangi cerukan.

The statements of cash flows have beenprepared using the direct method by classifyingthe cash flows on the basis of operating,investing and financing activities. For thepurpose of the statements of cash flows, cashand cash equivalents are presented net ofoverdrafts.

e. Piutang usaha dan piutang lain-lain e. Trade and other receivables

Piutang usaha adalah jumlah tagihan daripelanggan untuk penjualan minyak dan gasbumi yang dilakukan dalam kegiatan usahabiasa. Piutang lain-lain adalah jumlah tagihandari pihak-pihak yang berelasi dan pihak-pihakketiga untuk transaksi selain usaha. Jika piutangdiharapkan tertagih dalam satu tahun ataukurang, piutang tersebut dikelompokkan sebagaiaset lancar. Jika tidak, piutang tersebut disajikansebagai aset tidak lancar.

Trade receivables are amounts due fromcustomers for crude oil and natural gas salesperformed in the ordinary course of business.Other receivables are amounts due fromrelated parties and third parties for non-tradetransactions. If collection is expected in oneyear or less, they are classified as currentassets. If not, they are presented as non-current assets.

Piutang usaha dan piutang lain-lain padaawalnya diakui sebesar nilai wajar dankemudian diukur pada biaya perolehandiamortisasi dengan menggunakan metode sukubunga efektif, dikurangi dengan provisi untukpenurunan nilai.

Trade and other receivables are recognisedinitially at fair value and subsequentlymeasured at amortised cost using the effectiveinterest method, less provision for impairment.

f. Persediaan f. Inventories

Persediaan consumable seperti suku cadang,bahan bakar, pelumas, bahan kimia, danperlengkapan dinilai dengan harga perolehandikurangi provisi persediaan usang dan bergeraklambat. Persediaan consumable diakui dalamlaba rugi pada saat digunakan dalam operasi.Harga perolehan ditentukan dengan metodeharga rata-rata tertimbang. Provisi persediaanusang dan bergerak lambat ditentukanberdasarkan estimasi penggunaan ataupenjualan masing-masing jenis persediaan padamasa mendatang.

Consumable inventories such as spare parts,fuel, lubricants, chemicals and supplies arevalued at cost less a provision for obsolete andslow moving inventory. Consumableinventories are charged to profit or loss in theperiod in which they are consumed duringoperation. Cost is determined based on theweighted average cost method. A provision forobsolete and slow moving inventory isdetermined on the basis of estimated futureusage or sale of individual inventory items.

g. Aset keuangan g. Financial assets

1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran 1. Classifications, recognition andmeasurement

Perusahaan mengklasifikasikan asetkeuangan dalam kategori sebagai berikut: (i)aset keuangan yang diukur pada nilai wajarmelalui laporan laba rugi, (ii) investasi yangdimiliki hingga jatuh tempo, (iii) pinjaman danpiutang, dan (iv) aset keuangan yangtersedia untuk dijual. Klasifikasi initergantung pada tujuan saat aset keuangantersebut diperoleh. Manajemen menentukanklasifikasi aset keuangan tersebut pada saatpengakuan awal.

The Company classifies its financial assetsinto the categories of: (i) financial assets atfair value through profit or loss, (ii) held-to-maturity investments, (iii) loans andreceivables and (iv) available-for-salefinancial assets. The classification dependson the purpose for which the financialassets were acquired. Managementdetermines the classification of its financialassets at initial recognition.









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

1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran(lanjutan)

1. Classifications, recognition andmeasurement (continued)

(i) Aset keuangan yang diukur pada nilaiwajar melalui laporan laba rugi

(i) Financial assets at fair value throughprofit or loss

Aset keuangan yang diukur pada nilaiwajar melalui laba rugi adalah asetkeuangan yang dimiliki untukdiperdagangkan. Aset keuangan yangdiklasifikasikan dalam kelompok ini jikadiperoleh terutama untuk tujuan dijualdalam jangka pendek. Derivatif jugadiklasifikasikan sebagai kelompokdiperdagangkan kecuali yang merupakaninstrumen lindung nilai. Aset dalamkategori ini diklasifikasikan sebagai asetlancar jika diharapkan dapatdirealisasikan dalam 12 bulan;sebaliknya, aset diklasifikasikan sebagaitidak lancar.

Financial assets at fair value throughprofit or loss are financial assets heldfor trading. A financial asset is classifiedin this category if acquired principally forthe purpose of selling in the short-term.Derivatives are also categorised as heldfor trading unless they are designatedas hedges. Assets in this category areclassified as current assets if expectedto be settled within 12 months;otherwise, they are classified as non-current.

Aset keuangan yang diukur pada nilaiwajar melalui laba rugi, pada awalnyadiakui sebesar nilai wajar dan biayatransaksi dibebankan dalam laba rugi,dan kemudian diukur sebesar nilaiwajarnya.

Financial assets carried at fair valuethrough profit or loss are initiallyrecognised at fair value, and transactioncosts are expensed in profit or loss, andsubsequently carried at fair value.

Keuntungan atau kerugian yang timbuldari perubahan nilai wajar dari asetkeuangan ini disajikan dalam laba rugisebagai ”keuntungan/(kerugian) lainnya -bersih” dalam tahun terjadinya.Pendapatan dividen dari aset keuanganyang diukur pada nilai wajar melalui labarugi ini diakui dalam laba rugi sebagaibagian dari pendapatan lainnya padasaat ditetapkannya hak Perusahaanuntuk menerima pembayaran tersebut.Pendapatan bunga aset keuangantersebut dicatat sebagai “pendapatankeuangan”.

Gains or losses arising from changes inthe fair value of the financial assets arepresented in profit or loss within “othergains/(losses) - net” in the year in whichthey arise. Dividend income from thefinancial assets at fair value throughprofit or loss is recognised in profit orloss as part of other income when theCompany’s right to receive payments isestablished. Interest income from thesefinancial assets is included within“finance income”.












(ii) Investasi dimiliki hingga jatuh tempo (ii) Held-to-maturity investments

Investasi dimiliki hingga jatuh tempoadalah aset keuangan non-derivatifdengan pembayaran tetap atau telahditentukan dan jatuh temponya telahditetapkan, serta Perusahaanmempunyai intensi positif dankemampuan untuk memiliki asetkeuangan tersebut hingga jatuh tempo,kecuali:

Held-to-maturity investments are non-derivative financial assets with fixed ordetermined payments and fixedmaturities that the Company has thepositive intention and ability to hold tomaturity, except for:

a. investasi yang pada saat pengakuanawal ditetapkan sebagai asetkeuangan yang diukur pada nilaiwajar melalui laba rugi;

a. investments that upon initialrecognition are designated asfinancial assets at fair valuethrough profit or loss;

b. investasi yang ditetapkan oleh entitassebagai tersedia untuk dijual; dan

b. investments that are designated inthe category of available-for-sale;and

c. investasi yang memenuhi definisipinjaman yang diberikan dan piutang.

c. investments that meet the definitionof loans and receivables.

Mereka diklasifikasikan sebagai asettidak lancar kecuali investasinya jatuhtempo atau manajemen bermaksuduntuk melepasnya dalam waktu 12 bulansejak akhir tahun pelaporan.

They are included in non-current assetsunless the investment matures ormanagement intends to dispose of themwithin 12 months of the end of thereporting year.

Investasi dimiliki hingga jatuh tempopada awalnya diakui sebesar nilai wajartermasuk biaya transaksi yang dapatdiatribusikan secara langsung dankemudian dicatat sebesar biayaperolehan diamortisasi menggunakanmetode suku bunga efektif.

Held-to-maturity investments are initiallyrecognised at fair value including directlyattributable transaction costs andsubsequently carried at amortised costusing the effective interest method.

Bunga dari investasi tersebut yangdihitung dengan menggunakan metodesuku bunga efektif diakui dalam laba rugisebagai bagian dari pendapatankeuangan.

Interest on the investments calculatedusing the effective interest method isrecognised in profit or loss as part offinance income.












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

Pinjaman yang diberikan dan piutangadalah aset keuangan non-derivatifdengan pembayaran tetap atau telahditentukan dan tidak mempunyaikuotasi di pasar aktif. Merekadiklasifikasikan sebagai aset lancarkecuali untuk yang jatuh temponya lebihdari 12 bulan setelah akhir tahunpelaporan. Aset keuangan inidiklasifikasikan sebagai aset tidaklancar. Pinjaman dan piutangPerusahaan dan Pinjaman yangdiberikan terdiri dari kas dan setara kas,piutang usaha dan piutang lainnya.

Loans and receivables are non-derivative financial assets with fixed ordeterminable payments that are notquoted in an active market. They areincluded in current assets, except forthose with maturities more than 12months after the end of the reportingyear. These are classified as non-current assets. Loans and Receivablesof the Company consist of cash andcash equivalents, trade receivables andother receivables.

Pinjaman yang diberikan dan piutangpada awalnya diakui sebesar nilai wajartermasuk biaya transaksi yang dapatdiatribusikan secara langsung dankemudian diukur sebesar biayaperolehan diamortisasi denganmenggunakan metode suku bungaefektif.

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

(iv) Aset keuangan yang tersedia untukdijual

(iv) Available-for-sale financial assets

Aset keuangan tersedia untuk dijualadalah aset keuangan non-derivatifyang ditetapkan sebagai tersedia untukdijual atau yang tidak diklasifikasikanpada kategori yang lain. Merekadiklasifikasikan dalam aset tidak lancarkecuali investasinya jatuh tempo ataumanajemen bermaksud untukmelepasnya dalam waktu 12 bulansetelah akhir tahun pelaporan.

Available-for-sale financial assets arenon-derivative financial assets that areeither designated as available-for-saleor that are not classified in any othercategories. They are included in non-current assets unless the investmentmatures or management intends todispose of them within 12 months of theend of the reporting year.












(iv) Aset keuangan yang tersedia untukdijual (lanjutan)

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

Aset keuangan yang tersedia untukdijual pada awalnya diakui sebesar nilaiwajar, ditambah biaya transaksi yangdapat diatribusikan secara langsung.Setelah pengakuan awal, asetkeuangan tersebut diukur sebesar nilaiwajar, dimana keuntungan ataukerugian diakui dalam pendapatankomprehensif lainnya, kecuali untukkerugian akibat penurunan nilai dankeuntungan atau kerugian akibatperubahan nilai tukar, sampai asetkeuangan tersebut dihentikanpengakuannya. Jika suatu asetkeuangan tersedia untuk dijual terjualatau mengalami penurunan nilai, makaakumulasi keuntungan atau kerugianyang sebelumnya telah diakui dipendapatan komprehensif lainnya dalamekuitas, diakui dalam laba rugi sebagaikeuntungan dan kerugian atas investasisekuritas.

Available-for-sale financial assets areinitially recognised at fair value,including directly attributabletransaction costs. Subsequently, thefinancial assets are carried at fairvalue, with gains or losses recognisedin other comprehensive income, exceptfor impairment losses and foreignexchange gains or losses, until thefinancial assets are derecognised. Ifthe available-for-sale financial assetsare sold or impaired, the cumulativegain or loss previously recognised inother comprehensive income withinequity is recognised in profit or loss asgains and losses on investmentsecurities.

Bunga atas sekuritas yang tersediauntuk dijual yang dihitung denganmetode suku bunga efektif diakui didalam laporan laba rugi sebagai bagiandari pendapatan lain-lain. Dividen atasinstrumen ekuitas yang tersedia untukdijual diakui didalam laporan laba rugisebagai bagian dari pendapatan lain-lain pada saat hak Perusahaan untukmenerima pembayaran tersebutditetapkan.

Interest on available-for-sale securitiescalculated using the effective interestmethod is recognised in the statementsof income as part of other income.Dividends on available-for-sale equityinstruments are recognised in thestatements of income as part of otherincome when the Company’s right toreceive the payments is established.

2. Penghentian pengakuan 2. Derecognition

Aset keuangan dihentikan pengakuannyaapabila hak untuk menerima arus kas darisuatu investasi telah berakhir atau telahditransfer dan Perusahaan telah mentransfersecara substansial seluruh risiko danmanfaat atas kepemilikan aset keuangantersebut.

Financial assets are derecognised whenthe rights to receive cash flows from theinvestments have expired or have beentransferred and the Company hastransferred substantially all of the risks andrewards of ownership.










3. Saling hapus antar instrumen keuangan 3. Offsetting financial statements

Aset keuangan dan liabilitas keuangandisajikan secara saling hapus dan nilaibersihnya disajikan di dalam laporan posisikeuangan jika terdapat hak yangberkekuatan hukum untuk melakukan salinghapus atas jumlah yang telah diakui tersebutdan ada niat untuk menyelesaikan secaraneto, atau merealisasikan aset danmenyelesaikan liabilitas secara simultan.

Financial assets and liabilities are offsetand the net amount reported in the balancesheet when there is a legally enforceableright to offset the recognised amounts andthere is an intention to settle on a net basis,or realise the asset and settle the liabilitysimultaneously.

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

1. Aset yang dicatat berdasarkan biayaperolehan diamortisasi

1. Assets carried at amortised cost

Pada setiap tanggal laporan posisikeuangan Perusahaan mengevaluasiapakah terdapat bukti yang objektif bahwaaset keuangan atau kelompok asetkeuangan mengalami penurunan nilai. Asetkeuangan atau kelompok aset keuanganditurunkan nilainya dan kerugian penurunannilai telah terjadi, jika dan hanya jika,terdapat bukti yang objektif mengenaipenurunan nilai tersebut sebagai akibat darisatu atau lebih peristiwa yang terjadi setelahpengakuan awal aset tersebut (peristiwayang merugikan), dan peristiwa yangmerugikan tersebut berdampak padaestimasi arus kas masa depan atas asetkeuangan atau kelompok aset keuanganyang dapat diestimasi secara andal.

The Company assesses on the statementof financial position date whether there isobjective evidence that a financial asset orgroup of financial assets is impaired.A financial asset or a group of financialassets is impaired and impairment lossesare incurred only if there is objectiveevidence of impairment as a result of oneor more events that have occurred after theinitial recognition of the asset (a “lossevent”) and that loss event (or events) hasan impact on the estimated future cashflows of the financial asset or group offinancial assets that can be reliablyestimated.

Bukti penurunan nilai termasuk indikasibahwa debitur atau kelompok debitursedang mengalami kesulitan keuangansignifikan, terjadi wanprestasi atautunggakan pembayaran pokok atau bunga,terdapat kemungkinan bahwa debitur akandinyatakan pailit atau melakukanreorganisasi keuangan lainnya, dan dimanadata yang dapat diobservasimengindikasikan adanya penurunan yangdapat diukur atas estimasi arus kas masadepan, seperti perubahan dalam tunggakanatau kondisi ekonomi yang berkorelasidengan wanprestasi.

Evidence of impairment may includeindications that the debtors or a group ofdebtors is experiencing significant financialdifficulty, default or delinquency in interestor principal payments, the probability thatthey will enter bankruptcy or other financialreorganisation, and where observable dataindicate that there is a measurabledecrease in the estimated future cashflows, such as changes in arrears oreconomic conditions that correlate withdefaults.









h. Penurunan nilai dari aset keuangan (lanjutan) h. Impairment of financial assets (continued)

1. Aset yang dicatat berdasarkan biayaperolehan diamortisasi (lanjutan)

1. Assets carried at amortised cost(continued)

Untuk investasi dalam kategori pinjamanyang diberikan dan piutang atau dimilikihingga jatuh tempo yang diukur sebesarbiaya perolehan diamortisasi, jumlahkerugian diukur sebagai selisih nilai tercatataset dengan nilai kini estimasi arus kasmasa depan (tidak termasuk kerugian kredityang belum terjadi) yang didiskontomenggunakan suku bunga efektif awal dariaset tersebut. Nilai tercatat aset tersebutdikurangi, baik secara langsung ataumenggunakan pos cadangan. Jumlahkerugian yang terjadi diakui pada laba rugi.Jika investasi dalam kategori pinjaman ataudimiliki hingga jatuh tempo memiliki sukubunga variabel, tingkat diskonto yangdigunakan untuk mengukur kerugianpenurunan nilai adalah suku bunga efektifkini yang ditentukan berdasarkan kontrak.Untuk praktisnya, Perusahaan dapatmengukur penurunan nilai dengan basis nilaiwajar instrumen menggunakan harga pasaryang dapat diobservasi.

For the loans and receivables category orheld-to-maturity investments carried atamortised cost, the amount of the loss ismeasured as the difference between theasset’s carrying amount and the presentvalue of the estimated future cash flow(excluding future credit losses that have notbeen incurred) discounted at the financialasset’s original effective interest rate. Thecarrying amount of the asset is reducedeither directly or through the use of anallowance account. The amount of the lossis recognised in profit or loss. If a loan orheld-to-maturity investment has a variableinterest rate, the discount rate formeasuring any impairment loss is thecurrent effective interest rate determinedunder the contract. As a practicalexpedient, the Company may measureimpairment on the basis of an instrument’sfair value using an observable market price.

Jika, pada tahun berikutnya, jumlah kerugianpenurunan nilai berkurang dan pengurangantersebut dapat dikaitkan secara objektif padaperistiwa yang terjadi setelah penurunannilai diakui (seperti meningkatnya peringkatkredit debitur), maka kerugian penurunannilai yang sebelumnya diakui harus dibalik,baik secara langsung, atau denganmenyesuaikan pos cadangan. Pembalikantidak boleh mengakibatkan nilai tercatat asetkeuangan melebihi biaya perolehandiamortisasi sebelum adanya pengakuanpenurunan nilai pada tanggal dilakukanpembalikan penurunan nilai. Jumlahpembalikan aset keuangan diakui dalamlaba rugi.

If, in a subsequent year, the amount of theimpairment loss decreases and thedecrease can be related objectively to anevent occurring after the impairment wasrecognised (such as an improvement in thedebtor’s credit rating), the previouslyrecognised impairment loss will be reversedeither directly or by adjusting an allowanceaccount. The reversal can not result in thecarrying of a financial asset that exceedswhat the amortised cost would have beenhad the impairment not been recognised atthe date at which the impairment wasreversed. The reversal amount will berecognised in profit or loss.









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 pelaporanPerusahaan mengevaluasi apakah terdapatbukti objektif bahwa aset keuangan ataukelompok aset keuangan mengalamipenurunan nilai. Untuk sekuritas utang,Perusahaan menggunakan kriteria padapoin 1 di atas. Dalam hal investasi ekuitasyang diklasifikasikan sebagai tersedia untukdijual, penurunan yang signifikan atauberkepanjangan pada nilai wajar sekuritas dibawah biaya perolehan juga merupakanbukti bahwa aset tersebut mengalamipenurunan nilai. Jika bukti tersebut ada padaaset keuangan tersedia untuk dijual,kerugian kumulatif - diukur sebagai selisihantara biaya perolehan (setelah dikurangipembayaran pokok dan amortisasi) dan nilaiwajar kini, dikurangi kerugian penurunannilai atas aset keuangan tersebut yangsebelumnya diakui dalam laba rugi -direklasifikasi dari ekuitas ke laba rugi ataspenyesuaian reklasifikasi meskipun asetkeuangan belum dihentikan pengakuannya.Kerugian penurunan nilai yang telah diakuidalam laba rugi atas investasi dalam bentukinstrumen ekuitas yang diklasifikasikandalam kelompok tersedia untuk dijual tidakdibalik melalui laba rugi.

The Company assesses at the end of eachreporting year whether there is objectiveevidence that a financial asset or a group offinancial assets is impaired. For debtsecurities, the Company uses the criteriareferred to in point 1 above. In the case ofequity investments classified as available-for- sale, a significant or prolonged declinein the fair value of the security below its costis also evidence that the assets areimpaired. If any such evidence exists foravailable-for-sale financial assets, thecumulative loss - measured as thedifference between the acquisition cost (netof any principal repayment andamortisation) and the current fair value, lessany impairment loss on that financial assetpreviously recognised in profit or loss – isreclassified from equity to profit or loss as areclassification adjustment even though thefinancial asset has not been derecognised.Impairment losses recognised in profit orloss for an investment in an equityinstrument classified as available-for-saleare not reversed through profit or loss.

Jika, pada tahun berikutnya, nilai wajarinstrumen utang yang diklasifikasikan dalamkelompok tersedia untuk dijual meningkatdan peningkatan tersebut dapat secaraobjektif dihubungkan dengan peristiwa yangterjadi setelah pengakuan kerugianpenurunan nilai dalam laba rugi, makakerugian penurunan nilai tersebut harusdipulihkan melalui laba rugi.

If, in a subsequent year, the fair value of adebt instrument classified as available-for-sale increases and the increase can beobjectively related to an event occurringafter the impairment loss was recognised inprofit or loss, the impairment loss isreversed 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 sehubungandengan kegiatan eksplorasi dan evaluasiminyak dan gas bumi dicatat denganmenggunakan metode akuntansi successfulefforts. Biaya-biaya yang terjadidiakumulasikan berdasarkan lapangan perlapangan.

Oil and natural gas exploration andevaluation expenditures are accounted forusing the ‘successful efforts’ method ofaccounting. Costs are accumulated on afield by field basis.

Biaya geologi dan geofisika, termasuk surveiseismik untuk tujuan eksplorasi dibebankanpada saat terjadi.

Geological and geophysical costs,including seismic surveys for explorationpurposes are expensed as incurred.









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 eksplorasidan biaya-biaya pengeboran sumur tesstratigrafi, dikapitalisasi sebagai bagian dariaset dalam penyelesaian - sumur eksplorasidan evaluasi di dalam aset minyak dan gasbumi hingga ditentukan apakah sumurtersebut menemukan cadangan terbukti.Pada saat sumur tersebut menemukancadangan terbukti, kapitalisasi biayapengeboran sumur dievaluasi terhadappenurunan nilai dan ditransfer menjadi asetdalam penyelesaian - sumur pengembangan(walaupun sumur tersebut nantinya tidakakan dijadikan sumur produksi). Namundemikian, apabila sumur tersebut tidakmenemukan cadangan terbukti, biayapengeboran sumur yang telah dikapitalisasiakan dibebankan ke dalam laba rugi.

The costs of drilling exploratory wells andthe costs of drilling exploratory-typestratigraphic test wells are capitalised aspart of assets under construction-exploratory and evaluation wells within oiland gas properties pending determinationof whether the well has found provedreserves. Once the wells have foundproved reserves, the capitalised costs ofdrilling the wells are tested for impairmentand transferred to assets underconstruction - development wells (eventhough the well may not be completed as aproducing well). However, when the wellhas not found proved reserves, thecapitalised costs of drilling the well arethen charged to profit or loss.

2. Aset pengembangan 2. Development assets

Biaya-biaya pengeboran sumurpengembangan termasuk biaya pengeboransumur pengembangan yang tidakmenghasilkan dan sumur pengembanganstratigrafi bersama dengan aset eksplorasidan evaluasi dikapitalisasi sebagai bagiandari aset dalam penyelesaian-sumurpengembangan hingga proses pengeboranselesai. Pada saat pengembangan sumur dilapangan tertentu telah selesai, maka sumurtersebut akan ditransfer menjadi sumurproduksi.

The costs of drilling development wellsincluding the costs of drilling unsuccessfuldevelopment wells and development-typestratigraphic wells together with thereclassified exploration and evaluationassets are capitalised as part of assetsunder construction-development wells untildrilling is completed. When thedevelopment well is completed on a.specific field, it is transferred to theproduction wells.

3. Aset produksi 3. Production assets

Aset produksi merupakan agregasi aseteksplorasi dan evaluasi dan pengeluaranpengembangan yang berhubungan dengansumur berproduksi. Aset produksidideplesikan menggunakan metode unitproduksi berdasarkan cadangan terbuktisejak dimulainya produksi komersialnya darimasing-masing lapangan.

Production assets are aggregatedexploration and evaluation assets anddevelopment expenditures associated withthe producing wells. Production assetsare depleted using a unit-of-productionmethod on the basis of proved reserves,from the date of commercial production ofthe respective field.









i. Aset minyak dan gas bumi (lanjutan) i. Oil and gas properties (continued)

4. Aset minyak dan gas bumi lainnya 4. Other oil and gas assets

Aset minyak dan gas bumi lainnyadisusutkan dengan menggunakan metodegaris lurus berdasarkan taksiran masamanfaat ekonomis atau masa KBH, manayang lebih rendah, sebagai berikut:

Other oil and gas assets are depreciatedusing the straight-line method over thelesser of their estimated useful lives or theterm of PSC as follows:

Tahun/YearsHarta bergerak 2 - 27 Moveable equipment

Masa manfaat dan metode penyusutanditelaah, dan disesuaikan jika diperlukan,setidaknya setiap akhir tahun. Dampak darisetiap revisi diakui dalam laba rugi, ketikaperubahan terjadi.

The useful lives and methods ofdepreciation of assets are reviewed, andadjusted prospectively if appropriate, atleast at each financial year end. The effectof any revisions is recognised in profit orloss, when the changes arise.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal asetdiakui sebagai bagian dari nilai tercatat asetatau sebagai aset yang terpisah,sebagaimana mestinya, hanya apabilakemungkinan besar Perusahaan akanmendapatkan manfaat ekonomis masadepan berkenaan dengan aset tersebut danbiaya perolehan aset dapat diukur denganhandal. Nilai tercatat komponen yang digantitidak lagi diakui. Biaya perbaikan danpemeliharaan dibebankan ke dalam laporanlaba rugi dalam periode dimana biaya-biayatersebut terjadi.

Subsequent costs are included in theasset’s carrying amount or recognised asa separate asset, as appropriate, onlywhen it is probable that future economicbenefits associated with the item will flowto the Company and the cost of the itemcan be measured reliably. The carryingamount of the replaced part isderecognised. All other repairs andmaintenance are charged to the statementof income during the financial period inwhich they are incurred.

Akumulasi biaya atas pembangunan,instalasi, atau penyelesaian bangunan,pabrik dan fasilitas infrastruktur sepertianjungan dan saluran pipa dikapitalisasisebagai aset dalam penyelesaian - lain-lain.Biaya-biaya ini direklasifikasi kepada asettetap pada saat pembangunan atau instalasitelah selesai. Depresiasi juga mulaidibebankan pada saat tersebut.

The accumulated costs of theconstruction, installation or completion ofbuildings, plant and infrastructure facilitiessuch as platforms and pipelines arecapitalised as assets under construction -others. These costs are reclassified to thefixed asset accounts when theconstruction or installation is completed.Depreciation is charged from that date.

j. Hak kepemilikan pada pengendalian bersamaaset

j. Ownership interests in jointly controlledassets

Aset bersama adalah aset dimana setiap pihakmempunyai hak dan kepemilikan bersama.Setiap pihak memiliki hak eksklusif untukmendapatkan bagian dari aset dan manfaatekonomis yang dihasilkan oleh aset tersebut.Dengan demikian, participating interestPerusahaan atas KBH Blok Cepu merupakansuatu pengendalian bersama aset.

A joint asset is an asset to which each party hasrights, and often has joint ownership. Each partyhas exclusive rights to a share of the asset andthe economic benefits generated from thatasset. As such, the Company’s participatinginterest in the Cepu Block PSC is a jointlycontrolled asset.









j. Hak kepemilikan pada pengendalian bersamaaset (lanjutan)

j. Ownership interests in jointly controlledassets (continued)

Pada pengendalian bersama aset, operator dannon-operator mempersatukan aset mereka didalam satu lapangan produksi untuk membentuksatu unit produksi dan sebagai imbalanmenerima kepemilikan di dalam unit tersebut.Berdasarkan perjanjian ini, Perusahaanmencatat bagiannya atas pengendalian bersamaaset, setiap kewajiban yang terjadi, bagiannyaatas kewajiban yang terjadi bersama denganpihak lain yang berkaitan dengan perjanjianbersama, setiap penghasilan dari penjualan ataupenggunaan bagiannya atas output venturabersama, bersama dengan bagiannya atasbeban yang terjadi pada ventura bersama.

In a jointly controlled assets, all the operatingand non-operating participants pool their assetsin a producing field to form a single unit and inreturn receive an undivided interest in that unit.Under this arrangement, the Company recordsits share of the joint asset, any liabilities itincurs, its share of any liabilities incurred jointlywith the other parties relating to the jointarrangement, any revenue from the sale or useof its share of the output of the joint asset andany expenses it incurs in respect of its interestin the joint arrangement.

Apabila Perusahaan sebagai operator,Perusahaan akan mengakui piutang dari pihaknon-operator (sebesar porsi pihak non-operatoratas beban dan pengeluaran modal yangditanggung oleh operator); jika sebaliknya,Perusahaan akan mengakui utang kepadaoperator.

If the Company is the operator, it recognisesreceivables from the other parties (representingthe other parties’ share of expenses and capitalexpenditure borne by the Operator); otherwise,the Company recognises payables to theoperator.

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

Utang usaha dan utang lain-lain pada awalnyadiakui pada nilai wajar dan kemudian diukurpada harga perolehan diamortisasi denganmenggunakan metode suku bunga efektif. Utangdikelompokkan sebagai liabilitas lancar apabilapembayaran jatuh tempo dalam waktu satutahun atau kurang (atau dalam siklus normaloperasi dari bisnis jika lebih lama). Jika tidak,utang usaha tersebut disajikan sebagai liabilitastidak lancar.

Trade and other payables are recognisedinitially at fair value and subsequentlymeasured at amortised cost using the effectiveinterest method. Payables are classified ascurrent liabilities if payment is due within oneyear or less (or in the normal operating cycle ofthe business if longer). If not, they arepresented as non-current liabilities.

l. Provisi untuk biaya pembongkaran danrestorasi lokasi aset

l. Provision for decommissioning and siterestoration

Provisi untuk biaya pembongkaran, restorasilokasi aset dan kegiatan lainnya yang terkaitdicatat untuk mengakui kewajiban hukumberkaitan dengan penarikan aset minyak dangas bumi termasuk penutupan dan peninggalansumur, pembongkaran dan pembuangan pipaminyak dan gas bumi, dan fasilitas produksiyang berasal dari akuisisi, konstruksi ataupengembangan dan/atau operasi normal dariaset tersebut. Penarikan aset tersebut ini,termasuk penjualan, peninggalan,pendaurulangan atau penghapusan dengan caralain, adalah penarikan selain penghentiansementara pemakaian.

The provision for decommissioning, siterestoration and other related activities providesfor the legal obligations associated with theretirement of oil and gas properties includingthe plugging and abandonment of wells andremoval and disposal of oil and natural gaspipelines, and production facilities that resultfrom the acquisition, construction ordevelopment and/or the normal operation ofsuch assets. The retirements of such assetsare their other than temporary removal fromservice including sale, abandonment, recyclingor disposal in some other manner.









l. Provisi untuk biaya pembongkaran danrestorasi lokasi aset (lanjutan)

l. Provision for decommissioning and siterestoration (continued)

Kewajiban ini diakui sebagai liabilitas pada saattimbulnya kewajiban konstruktif yang berkaitandengan penarikan sebuah aset, dan padaawalnya diakui sebesar nilai wajarnya. Biayapenarikan aset dalam jumlah yang setaradengan jumlah liabilitas dikapitalisasi sebagaibagian dari suatu aset tertentu dan kemudiandisusutkan atau dideplesi selama masa manfaataset tersebut. Kewajiban ini diukur pada nilai kinidari perkiraan pengeluaran yang diperlukanuntuk menyelesaikan kewajiban, menggunakantingkat diskonto sebelum pajak yangmencerminkan penilaian pasar atas nilai waktuuang dan risiko yang terkait dengan kewajibantersebut.

These obligations are recognised as liabilitieswhen a constructive obligation with respect tothe retirement of an asset is incurred, with theinitial measurement of the obligation at fairvalue. An asset retirement cost equivalent tothese liabilities is categorised as part of therelated asset’s carrying value and issubsequently depreciated or depleted over theasset’s useful life. These obligations aremeasured at the present value of theexpenditures expected to be required to settlethe obligation using a pre-tax rate that reflectscurrent market assessments of the time valueof money and the risks specific to theobligation.

Perubahan dalam pengukuran kewajibantersebut yang timbul dari perubahan estimasiwaktu atau jumlah pengeluaran sumber dayaekonomis yang diperlukan untuk menyelesaikankewajiban tersebut, atau perubahan dalamtingkat diskonto, akan ditambahkan ataudikurangkan dari harga perolehan aset yangbersangkutan pada periode berjalan. Jumlahyang dikurangkan dari harga perolehan asettidak boleh melebihi jumlah tercatatnya. Jikapenurunan dalam kewajiban melebihi nilaitercatat aset, kelebihan tersebut segera diakuidalam laporan laba rugi. Jika penyesuaiantersebut menghasilkan penambahan pada hargaperolehan aset, Perusahaan akanmempertimbangkan apakah hal inimengindikasikan bahwa nilai tercatat aset yangbaru mungkin tidak bisa dipulihkan secarapenuh. Jika terdapat indikasi tersebut,Perusahaan akan melakukan pengujianpenurunan nilai terhadap aset denganmelakukan estimasi atas nilai yang dapatdipulihkan dan akan mencatat kerugian daripenurunan nilai, jika ada.

Changes in the measurement of theseobligations resulting from changes in theestimated timing or amount of the outflow ofresources embodying economic benefitsrequired to settle the obligation, or a change inthe discount rate, will be added to or deductedfrom the cost of the related asset in the currentperiod. The amount deducted from the cost ofthe asset should not exceed its carryingamount. If a decrease in the liability exceedsthe carrying amount of the asset, the excess isrecognised immediately in the statements ofincome. If the adjustment results in an additionto the cost of an asset, the Company willconsider whether this is an indication that thenew carrying amount of the asset may not befully recoverable. If there is such an indication,the Company will test the asset for impairmentby estimating its recoverable amount and willaccount for any impairment loss incurred, ifany.

Provisi untuk hal-hal yang berkaitan denganlingkungan yang tidak berkaitan denganpenarikan aset, dimana Perusahaan merupakanpihak yang bertanggung jawab, diakui ketika:

Provision for environmental issues that maynot involve the retirement of an asset, wherethe Company is a responsible party, arerecognised when:

- Perusahaan memiliki kewajiban kini (baikyang bersifat hukum maupun konstruktif),sebagai akibat peristiwa masa lalu;

- Besar kemungkinan penyelesaian kewajibantersebut mengakibatkan arus keluar sumberdaya; dan

- Estimasi yang andal mengenai jumlahkewajiban tersebut dapat dibuat.

- The Company has present (legal orconstructive) obligations as a result of pastevents;

- It is probable that an outflow of resourceswill be required to settle the obligation;and

- The amount has been reliably estimated.









l. Provisi untuk biaya pembongkaran danrestorasi lokasi aset (lanjutan)

l. Provision for decommissioning and siterestoration (continued)

Provisi untuk biaya pembongkaran, restorasilokasi aset dan kegiatan lainnya yang terkaitdisajikan bersih setelah dikurangi kas yangdibatasi penggunaannya yang merupakan danauntuk tujuan pembongkaran, restorasi lokasiaset, dan aktivitas lain yang terkait.

Provision for decommissioning, siterestoration and other related activities ispresented net of restricted cash whichrepresents the deposit for thedecommissioning, site restoration, and otherrelated activities.

m. Biaya pinjaman m. Borrowing costs

Biaya bunga dan biaya pinjaman lain, sepertibiaya diskonto atas pinjaman baik yang secaralangsung ataupun tidak langsung digunakanuntuk mendanai pembangunan aset tertentuyang memenuhi syarat, dikapitalisasi sampaiproses pembangunan tersebut selesai. Untukpinjaman yang dapat diatribusi secara langsungpada suatu aset tertentu yang memenuhi syarat,jumlah yang dikapitalisasi adalah sebesar biayapinjaman yang terjadi selama tahun berjalan,dikurangi pendapatan investasi jangka pendekdari pinjaman tersebut. Untuk pinjaman yangtidak dapat diatribusi secara langsung padasuatu aset tertentu yang memenuhi syarat,jumlah biaya pinjaman yang dikapitalisasiditentukan dengan mengalikan tingkatkapitalisasi dengan pengeluaran untuk asettertentu yang memenuhi syarat. Tingkatkapitalisasi adalah rata-rata tertimbang biayapinjaman dibagi dengan jumlah pinjamanselama tahun tertentu, tidak termasuk pinjamanyang secara khusus digunakan untuk perolehanaset tertentu yang memenuhi syarat.

Interest and other borrowing costs, such asdiscount fees on loans either directly orindirectly used in financing the construction ofa qualifying asset, are capitalised up to thedate when construction is complete. Forborrowings directly attributable to a qualifyingasset, the amount to be capitalised isdetermined as the actual borrowing costsincurred during the year, less any incomeearned on the temporary investment of suchborrowings. For borrowings that are notdirectly attributable to a qualifying asset, theamount to be capitalised is determined byapplying a capitalisation rate to the amountexpended on the qualifying asset. Thecapitalisation rate is the weighted-average ofthe borrowing costs applicable to the totalborrowings outstanding during the year,excluding borrowings directly attributable tofinancing the qualifying asset underconstruction.

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

Pendapatan mencakup nilai wajar dari imbalanyang diterima atau piutang yang berasalpenjualan minyak bumi dan gas alam dalamaktivitas normal usaha Perusahaan. Pendapatandari penjualan minyak mentah dan gas bumidiakui berdasarkan persentase hak sementara(provisional entitlements) pada saat lifting.Perbedaan lifting aktual minyak mentah dan gasbumi menghasilkan piutang ketika finalentitlements melebihi lifting minyak mentah dangas bumi (posisi underlifting) dan menghasilkanutang ketika lifting minyak mentah dan gas bumimelebihi final entitlements (posisi overlifting).Underlifting dan overlifting tersebut akan dicatatsebagai penambah atau pengurang pendapatan.Volume underlifting dan overlifting dinilaiberdasarkan harga rata-rata tertimbang tahunanMinyak Mentah Indonesia (untuk minyak mentah)dan harga yang ditetapkan dalam PJBG (untukgas bumi).

Revenue comprises the fair value of theconsideration received or receivable for thesale of crude oil and natural gas in the ordinarycourse of the Company’s activities. Revenuesfrom the sale of crude oil and natural gas arerecognised on the basis of the provisionalentitlements at the point of lifting. Differencesbetween the Company’s actual liftings of crudeoil and natural gas result in a receivable whenfinal entitlements exceed liftings of crude oiland gas (underlifting position) and in a payablewhen lifting of crude oil and gas exceed finalentitlements (overlifting position). Thisunderlifting and overlifting will be adjustedagainst revenues. Underlifting and overliftingvolumes are valued based on the annualweighted average sales price for crude (i.eICP) and gas (i.e the agreed price in theGSPA).

Beban diakui pada saat terjadi berdasarkankonsep akrual.

Expenses are recognised when incurred on anaccrual basis.









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

(i) Kewajiban pensiun (i) Pension obligations

Skema pensiun dapat diklasifikasikansebagai program iuran pasti atau programimbalan pasti, bergantung pada substansiekonomis syarat dan kondisi utama programtersebut. Program iuran pasti adalahprogram imbalan pasca masa kerja yangmewajibkan perusahaan membayarsejumlah iuran tertentu kepada entitasterpisah, sehingga hukum dan perusahaantidak memiliki kewajiban konstruktif untukmembayar iuran lebih lanjut jika entitastersebut tidak memiliki aset yang cukupuntuk membayar seluruh imbalan pascamasa kerja sebagai imbalan atas jasa yangdiberikan pekerja pada periode berjalan danperiode lalu. Program imbalan pasti adalahprogram pensiun yang menentukan jumlahimbalan pensiun yang akan diterimaseorang karyawan pada saat pensiun,biasanya berdasarkan pada satu atau lebihfaktor seperti usia, masa kerja dankompensasi.

Pensions scheme are classified as eitherdefined contribution plans or definedbenefit plans, depending on the economicsubstance of the plan as derived from itsprincipal terms and conditions. A definedcontribution plan is a post-retirementbenefit plan under which an enterprisepays fixed contributions into a separateentity and will have no legal orconstructive obligation to pay furthercontributions if the fund does not holdsufficient assets to pay all employeebenefits relating to employee service inthe current and prior periods. A definedbenefit plan is a pension plan that definesthe amount of pension benefit that anemployee will receive on retirement,usually dependent on one or more factorssuch as age, years of service andcompensation.

Perusahaan harus menyediakan jumlahminimal imbalan pensiun sesuai denganUndang-undang (“UU”) KetenagakerjaanNo. 13/2003 atau Kontrak Kerja Bersama(“KKB”), mana yang lebih tinggi. Karena UUKetenagakerjaan atau KKB menentukanrumus tertentu untuk menghitung jumlahminimal imbalan pensiun, pada dasarnya,program pensiun berdasarkan UUKetenagakerjaan atau KKB adalah programimbalan pasti.

The Company is required to provide aminimum amount of pension benefit inaccordance with Labour Law No. 13/2003or the Company’s Collective LabourAgreement (the “CLA”), whichever ishigher. Since the Labour Law or the CLAsets the formula for determining theminimum amount of benefits, in substancepension plans under the Labour Law orthe CLA represent defined benefit plans.

Kewajiban program pensiun imbalan pastiyang diakui dalam laporan posisi keuanganadalah nilai kini kewajiban imbalan pastipada tanggal laporan keuangan dikuranginilai wajar aset program, serta disesuaikandengan keuntungan atau kerugian aktuariadan biaya jasa lalu yang belum diakui.Besarnya kewajiban imbalan pastiditentukan berdasarkan perhitungan aktuarisindependen yang dilakukan secara tahunanmenggunakan metode projected unit credit.Nilai kini kewajiban imbalan pasti ditentukandengan mendiskonto estimasi arus kaskeluar masa depan menggunakan tingkatsuku bunga obligasi pemerintah berkualitastinggi (dengan pertimbangan saat ini tidakada pasar aktif untuk obligasi korporatberkualitas tinggi) dalam mata uang yangsama dengan mata uang imbalan yang akandibayarkan dan waktu jatuh tempo yangkurang lebih sama dengan waktu jatuhtempo imbalan yang bersangkutan.

The liability recognised in the statement offinancial position in respect of the definedbenefit pension plans is the present valueof the defined benefit obligation at thefinancial statement date less the fair valueof plan assets, together with adjustmentsfor unrecognised actuarial gains or lossesand past service costs. The defined benefitobligation is calculated annually byindependent actuaries using the projectedunit credit method. The present value ofthe defined benefit obligation isdetermined by discounting the estimatedfuture cash outflows using interest rates ofhigh quality government bonds(considering currently there is no deepmarket for high quality corporate bonds)that are denominated in the currency inwhich the benefits will be paid, and thathave terms of maturity approximating theterms of the related pension liability.









o. Program pensiun dan imbalan kerja (lanjutan) o. Pension plan and employee benefits(continued)

(i) Kewajiban pensiun (lanjutan) (i) Pension obligations (continued)

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

Expenses charged to the statements ofcomprehensive income include the currentservice cost, interest expense,amortisation of past service costs andactuarial gains and losses.

Biaya jasa lalu diakui segera di laporan labarugi, kecuali perubahan pada programpensiun bergantung kepada sisa masa kerjakaryawan untuk jangka waktu tertentu(periode hak atau vested). Dalam kasus ini,biaya jasa lalu diamortisasi menggunakanmetode garis lurus selama periode rata-ratasampai imbalan tersebut menjadi hak atauvested.

Past-service costs are recognisedimmediately in the statements of income,unless the changes to the pension planare conditional on the employeesremaining in service for a specified periodof time (the vesting period). In this case,the past-service costs are amortised on astraight-line basis over the vesting period.

Keuntungan dan kerugian aktuaria yangtimbul dari penyesuaian kenyataan danperubahan asumsi-asumsi aktuaria, apabilamelebihi 10% dari nilai kini dari kewajibanimbalan pasti (sebelum dikurangi asetprogram) atau 10% dari nilai wajar asetprogram, dibebankan atau dikreditkan padalaporan laba rugi selama rata-rata sisa masakerja para karyawan dalam programtersebut.

Actuarial gains and losses arising fromexperience adjustments and changes inactuarial assumptions, when exceeding10% of the present value of the definedbenefit obligation (before deducting anyplan assets) or 10% of the fair value of anyplan assets, are charged or credited to thestatements of income over the averageremaining service lives of the employeesparticipating in the plan.

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

Pesangon pemutusan kontrak kerjaterhutang ketika karyawan dihentikankontrak kerjanya oleh Perusahaan sebelumtanggal pensiun normal atau ketikakaryawan menerima penawaranpengunduran diri secara sukarela sebagaiganti dari manfaat yang diterima.Perusahaan mengakui pesangonpemutusan kontrak kerja ketika Perusahaanmenunjukkan komitmennya baik untukmemutuskan kontrak kerja dengan karyawanberdasarkan suatu rencana formal terinciyang secara realistis kecil kemungkinanuntuk dibatalkan; atau menyediakanpesangon pemutusan kontrak kerja sebagaihasil dari penawaran yang diberikan untukmendorong pemberhentian secara sukarela.Pesangon yang jatuh tempo lebih dari 12bulan setelah periode pelaporan akandidiskonto ke nilai kini.

Termination benefits are payable when anemployee’s employement is terminated bythe Company before the normal retirementdate, or whenever an employee acceptsvoluntary redundancy in exchange forthese benefits. The Company recognisesthe termination benefits when it isdemonstrably committed to eitherterminating the employment of currentemployees according to a detailed formalplan without a realistic possibility ofwithdrawal; or providing terminationbenefits as a result of an offer made toencourage voluntary redundancy. Benefitsfalling due more than 12 months after theend of the reporting period are discountedto their present value.









p. Pajak penghasilan p. Income tax

Beban pajak terdiri dari pajak kini dan pajaktangguhan. Beban pajak diakui dalam laporanlaba rugi, kecuali jika pajak itu berkaitan dengankejadian atau transaksi yang langsung dicatat keekuitas. Pada kasus ini, beban pajak juga dicatatsecara langsung di ekuitas.

The tax expense comprises current anddeferred income tax. The tax expense isrecognised in the statements of income, exceptto the extent that it relates to items recogniseddirectly in equity. In this case the tax expenseis also recognised directly in equity.

Semua perbedaan temporer antara jumlahtercatat aset dan liabilitas di dalam laporankeuangan dengan dasar pengenaan pajaknyadiakui sebagai pajak penghasilan tangguhanmenggunakan metode liabilitas. Tarif pajak yangdigunakan oleh Perusahaan untuk menghitungpajak penghasilan tangguhan untuk aktivitasselain aktivitas KKS adalah tarif pajak yangberlaku atau yang secara substansial telahberlaku. Tarif pajak yang digunakan Perusahaanuntuk menghitung pajak penghasilan tangguhanyang berasal dari kegiatan KKS, dihitung denganmenggunakan tarif pajak efektif gabungan yangberlaku pada tanggal efektif KKS.

Deferred income tax is recognised using theliability method on temporary differencesarising between the tax bases of assets andliabilities and their carrying amounts in thefinancial statements. The tax rate used tocalculate the deferred income tax by theCompany for activities other than CooperationContract activities is the current or substantiallyenacted tax rate. The tax rate used to calculatethe deferred income tax assets and liabilitiesinvolving Cooperation Contract activities is thecombined effective tax rate in effect at theeffective date of the Cooperation Contract.

Aset pajak tangguhan yang berasal dari manfaatpajak masa mendatang dan saldo rugi fiskalyang dapat dikompensasi akan diakui apabilabesar kemungkinan jumlah laba fiskal padamasa mendatang akan memadai untukdikompensasi dengan manfaat pajak masamendatang dan saldo rugi fiskal masih dapatdipakai.

Deferred tax assets relating to future taxbenefits and the carry forward of unused taxlosses are recognised to the extent that it isprobable that future taxable profit will beavailable against which the future tax benefitsand unused tax losses can be utilised.

Koreksi terhadap kewajiban perpajakan diakuipada saat Surat Ketetapan Pajak diterima atau,jika mengajukan keberatan atau banding, padasaat keputusan atas keberatan atau bandingtersebut telah ditetapkan.

Amendments to taxation obligations arerecorded when an assessment letter isreceived or, if objected to or applealed against,when the results of the objection or appeal aredetermined.

q. Penurunan nilai dari aset non-keuangan q. Impairment of non-financial assets

Biaya perolehan aset yang belum terbukti diujiuntuk penurunan nilai secara periodik (minimalsetiap tahun).

Unproved property acquisition costs areassessed for impairment periodically (at leastannually).

Sumur eksplorasi diuji untuk penurunan nilaipada saat akan direklasifikasi sebagai sumurpengembangan, atau apabila terdapat kejadianatau perubahan keadaan yang mengindikasikanbahwa nilai tercatat tidak dapat dipulihkan. Rugipenurunan nilai diakui sebesar jumlah dimananilai tercatat dari sumur eksplorasi tersebutmelebihi jumlah terpulihkan, yang merupakannilai tertinggi antara nilai wajar aset dikurangibiaya untuk menjual atau nilai pakai dari sumureksplorasi. Dalam rangka menguji penurunannilai, aset dikelompokkan kepada unit penghasilkas yang ada dari lapangan produksi yangterletak di wilayah geografis yang sama. Rugipenurunan nilai diakui pada laporan laba rugi.Pemulihan penyisihan penurunan nilai diakuisebagai pendapatan dalam periode dimanapemulihan tersebut terjadi.

Exploration wells are tested for impairmentwhen reclassified to development wells, orwhenever events or changes in circumstancesindicate that the carrying amount may not berecoverable. An impairment loss is recognisedfor the amount by which the carrying amount ofthe exploration wells exceed their recoverableamount, which is the higher of the fair valueless cost to sell or value in use of theexploration wells. For the purpose of assessingimpairment, assets are grouped at the existingcash generating units of production fields thatare located in the same geographical region.Impairment losses are recognised in thestatements of income. Reversal of impairmentis recorded as income in the period when thereversal occurs.









q. Penurunan nilai dari aset non-keuangan(lanjutan)

q. Impairment of non-financial assets(continued)

Aset minyak dan gas bumi yang telahmenemukan cadangan terbukti ditelaah untukpenurunan nilai ketika kejadian atau perubahankeadaan mengindikasikan bahwa nilai tercatattidak dapat dipulihkan. Rugi penurunan nilaidiakui sebesar jumlah dimana nilai tercatat dariaset tersebut melebihi jumlah terpulihkan, yangmerupakan nilai tertinggi antara nilai wajar asetdikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakaidari aset tersebut. Dalam rangka mengujipenurunan nilai, aset dikelompokkan hingga unitterkecil yang menghasilkan arus kas terpisah.Rugi penurunan nilai diakui pada laporan labarugi. Pemulihan penyisihan penurunan nilaidiakui sebagai pendapatan dalam periodedimana pemulihan tersebut terjadi.

Proven oil and gas properties are reviewed forimpairment losses when events or changes incircumstances indicate that the carrying amountmay not be recoverable. An impairment loss isrecognised for the amount by which the carryingamount of such properties exceed theirrecoverable amount, which is the higher of thefair value less cost to sell of such assets or theirvalue in use. For the purpose of assessingimpairment, assets are grouped at the lowestlevels for which there are separately identifiablecash flows. Impairment losses are recognised inthe statements of income. Reversal ofimpairment is recorded as income in the periodwhen the reversal occurs.

r. Penjabaran mata uang asing r. Foreign currency translation

i. Mata uang fungsional dan penyajian i. Functional and presentation currency

Akun-akun yang tercakup dalam laporankeuangan Perusahaan diukur menggunakanmata uang dari lingkungan ekonomi utama dimana entitas beroperasi (“mata uangfungsional”). Laporan keuangan disajikandalam Dolar AS, yang merupakan mata uangfungsional dan penyajian Perusahaan.

Items included in the financial statementsof the Company are measured using thecurrency of the primary economicenvironment in which the entity operates(the “functional currency”). The financialstatements are presented in US Dollar,which is the Company’s functional andpresentation currency.

ii. Transaksi dan saldo ii. Transactions and balances

Transaksi dalam mata uang selain matauang Dolar AS dijabarkan menjadi Dolar ASmenggunakan kurs yang berlaku padatanggal transaksi. Keuntungan dan kerugianselisih kurs yang berasal dari pembayaranatas transaksi tersebut dan dari penjabaranaset dan liabilitas moneter dalam mata uangselain Dolar AS menggunakan kurs yangberlaku pada akhir tahun diakui dalam labarugi.

Transactions denominated in currenciesother than US Dollar are converted into USDollar at the exchange rate prevailing atthe date of the transaction. Foreignexchange gains and losses resulting fromthe settlement of such transactions andfrom the translation at year-end rates ofmonetary assets and liabilities incurrencies other than US Dollar arerecognised in profit or loss.

Kurs yang digunakan pada tanggal 31Desember, berdasarkan kurs tengah yangditerbitkan Bank Indonesia adalah sebagaiberikut :

At 31 December, the exchange rate used,based on the middle rates published byBank Indonesia (the Central Bank ofIndonesia), were as follows:

2012 2011*

Rupiah 10.000 (“Rp”) 1.03 1.10 Rupiah 10,000 (“Rp”)








4. PERTIMBANGAN AKUNTANSI YANGSIGNIFIKAN DAN SUMBER UTAMAKETIDAKPASTIAN ESTIMASI

4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS ANDKEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY

Penyusunan laporan keuangan sesuai denganStandar Akuntansi Keuangan di Indonesiamengharuskan manajemen untuk membuat estimasidan asumsi yang mempengaruhi jumlah aset danliabilitas yang dilaporkan, pengungkapan aset dankewajiban kontinjen pada tanggal laporankeuangan, serta jumlah pendapatan dan bebanselama periode pelaporan. Estimasi, asumsi danpenilaian tersebut dievaluasi secara terus menerusdan berdasarkan pengalaman historis dan faktor-faktor lainnya, termasuk ekspektasi peristiwa dimasa mendatang yang diyakini wajar berdasarkansituasi yang sekarang ada.

The preparation of financial statements inconformity with Indonesian Financial AccountingStandards requires management to makeestimates and assumptions that affect the reportedamounts of assets and liabilities, disclosure ofcontingent assets and liabilities at the date of thefinancial statements, and the reported amounts ofrevenue and expenses during the reporting period.Estimates, assumption and judgements arecontinually evaluated and are based on historicalexperience and other factors, includingexpectations of future events that are believed tobe reasonable under the circumstances.

Perusahaan telah mengidentifikasi kebijakanakuntansi penting berikut yang memerlukanpertimbangan, estimasi dan asumsi signifikan. Hasilaktual dapat berbeda dari estimasi tersebutberdasarkan asumsi dan kondisi yang berbeda dandapat mempengaruhi secara material hasilkeuangan atau posisi keuangan yang dilaporkandalam periode mendatang. Namun, arus kas danlikuiditas tidak terpengaruh oleh kebijakan akuntansidan estimasi ini.

The Company has identified the following criticalaccounting policies under which significantjudgements, estimates and assumptions are made.Actual results may differ from these estimatesunder different assumptions and conditions andthis may materially affect financial results or thefinancial position reported in future periods.However, cash flows and liquidity are not affectedby such accounting policies and estimates.

a. Pertimbangan a. Judgements

Pertimbangan-pertimbangan berikut dibuat olehmanajemen dalam proses penerapan kebijakanakuntansi Perusahaan yang memiliki dampakyang paling signifikan terhadap jumlah-jumlahyang diakui dalam laporan keuanganPerusahaan.

The following judgments are made bymanagement in the process of applying theCompany’s accounting policies that have themost significant effects on the amountsrecognised in the Company financialstatements.

(i) Mata uang fungsional (i) Functional currency

Dalam proses penerapan kebijakanakuntansi Perusahaan, manajemen telahmembuat pertimbangan untuk menentukanmata uang fungsional.

In the process of applying the Company’saccounting policies, management hasmade a judgement on the determination ofthe functional currency.

Mata uang fungsional Perusahaan adalahmata uang lingkungan ekonomi utama dimana entitas beroperasi. Mata uangtersebut adalah yang paling mempengaruhiharga jual barang dan jasa, dan mata uangdari negara yang kekuatan persaingan danperaturannya sebagian besar menentukanharga jual barang dan jasa entitas, danmerupakan mata uang yang mana danadari aktivitas pendanaan dihasilkan.

The functional currency of the Company isthe currency of the primary economicenvironment in which the entity operates. Itis the currency, among others, that mainlyinfluences sales prices for goods andservices, and of the country whosecompetitive forces and regulations mainlydetermine the sales prices of its goods andservices, and the currency in which fundsfrom financing activities are generated.







4. PERTIMBANGAN AKUNTANSI YANGSIGNIFIKAN DAN SUMBER UTAMAKETIDAKPASTIAN ESTIMASI (lanjutan)

4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS ANDKEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY(continued)

a. Pertimbangan (lanjutan) a. Judgements (continued)

(ii) Aset eksplorasi dan evaluasi (ii) Exploration and evaluation assets

Seperti yang telah dijelaskan dalam Catatan3i.1 atas laporan keuangan, Perusahaanmenerapkan metode successful effortsuntuk kegiatan eksplorasi dan evaluasiminyak dan gas bumi.

As disclosed in Note 3i.1 to the financialstatements, the Company follows theprinciples of the successful efforts methodof accounting for its oil and natural gasexploration and evaluation activities.

Untuk sumur eksplorasi dan sumur ujieksplorasi stratigrafi, biaya yang secaralangsung terkait dengan pengeboransumur-sumur tersebut, dikapitalisasi dahulusebagai aset dalam penyelesaian dalamakun aset minyak dan gas bumi, hinggaditentukan apakah telah ditemukancadangan minyak dan gas yang berpotensiekonomis berdasarkan pengeborantersebut. Penentuan ini biasanya dilakukandalam waktu satu tahun setelahpenyelesaian sumur, tetapi bisa memakanwaktu lebih lama, tergantung padakompleksitas struktur geologi. Kebijakan inimengharuskan manajemen untuk membuatestimasi dan asumsi tertentu atas peristiwadan keadaan di masa depan khususnyaapakah operasi eksploitasi dapatdilaksanakan secara ekonomis. Setiapestimasi dan asumsi tersebut dapatberubah seiring tersedianya informasi baru.Jika sumur tidak menemukan cadanganyang memiliki potensi ekonomi, biayasumur akan dibebankan sebagai bebassumur kering (dry hole) dan diklasifikasikansebagai biaya eksplorasi.

For exploration and exploratory-typestratigraphic test wells, costs directlyassociated with the drilling of those wellsare initially capitalised within assets underconstruction within oil and gas properties,pending determination of whetherpotentially economic oil and gas reserveshave been discovered by the drilling effort.The determination is usually made withinone year after well completion, but cantake longer, depending on the complexityof the geological structure. This policyrequires management to make certainestimates and assumptions as to futureevents and circumstances, in particularwhether an economically viable extractionoperation can be established. Suchestimates and assumptions may changeas new information becomes available. Ifthe well does not discover potentiallyeconomic oil and gas quantities, the wellcosts are expensed as a dry hole and arereported in exploration expense.

(iii) Biaya pengembangan (iii) Development expenditures

Kegiatan pengembangan dimulai setelahdilakukan pengesahan proyek oleh tingkatmanajemen yang berwenang.Pertimbangan diterapkan oleh manajemendalam menentukan kelayakan suatu proyeksecara ekonomis. Dalam melakukanpertimbangan ini, manajemen perlumembuat estimasi dan asumsi tertentuyang serupa dengan kapitalisasi biayaeksplorasi dan evaluasi yang dijelaskan diatas.

Development activities commence after aproject is sanctioned by the appropriatelevel of management. Judgement isapplied by management in determiningwhen a project is economically viable. Inexercising this judgement, management isrequired to make certain estimates andassumptions similar to those describedabove for capitalised exploration andevaluation expenditure.









b. Estimasi dan Asumsi b. Estimates and Assumptions

Asumsi utama mengenai masa depan dansumber utama lain dalam mengestimasiketidakpastian pada tanggal pelaporan yangmempunyai risiko signifikan yang dapatmenyebabkan penyesuaian material terhadapnilai tercatat aset dan liabilitas dalam periodeberikutnya diungkapkan di bawah ini.Perusahaan mendasarkan asumsi dan estimasipada parameter yang tersedia saat laporankeuangan disusun. Kondisi yang ada danasumsi mengenai perkembangan masa depandapat berubah karena perubahan situasi pasaryang berada di luar kendali Perusahaan.Perubahan tersebut tercermin dalam asumsiketika keadaan tersebut terjadi.

The key assumptions concerning the future andother key sources of estimation uncertainty atthe reporting date that have a significant risk ofcausing a material adjustment to the carryingamounts of assets and liabilities within the nextfinancial period are disclosed below. TheCompany based its assumptions and estimateson parameters available when the financialstatements were prepared. Existingcircumstances and assumptions about futuredevelopments may change due to marketchanges on circumstances arising beyond thecontrol of the Company. Such changes arereflected in the assumptions when they occur.

(i) Estimasi cadangan (i) Reserve estimates

Cadangan minyak dan gas bumi terbuktiadalah perkiraan jumlah minyak mentah,gas alam dan gas alam cair yangberdasarkan data geologis dan teknisdapat diambil dengan tingkat kepastianyang memadai di tahun-tahun mendatangdari reservoir yang ada berdasarkankondisi ekonomi dan operasi yangsekarang ada, yaitu harga dan biaya padatanggal estimasi tersebut dibuat.Cadangan terbukti meliputi (i) cadanganterbukti dikembangkan: jumlah hidrokarbonyang diharapkan akan diambil melaluisumur, fasilitas, dan metode operasi yangsekarang ada (ii) cadangan terbukti yangbelum dikembangkan: jumlah hidrokarbonyang diharapkan dapat diambil setelahadanya pengeboran, fasilitas, dan metodeoperasi baru. Berdasarkan jumlahcadangan ini, Perusahaan telahmenetapkan pengeluaran programpengembangan yang bertujuan untukmengembangkan cadangan tersebut.Cadangan terbukti tidak termasukcadangan terindikasi dan cadangan tereka.

Proved oil and gas reserves are theestimated quantities of crude oil, naturalgas, and natural gas liquids whichgeological and engineering datademonstrate with reasonable certainty to berecoverable in future years from knownreservoirs under existing economic andoperating conditions, i.e., prices and costsas at the date the estimate is made. Provedreserves include: (i) proved developedreserves: amounts of hydrocarbons that areexpected to be retrieved through existingwells, facilities and operating methods; and(ii) proved undeveloped reserves: amountsof hydrocarbons that are expected to beretrieved following new drilling, facilities andoperating methods. Based on theseamounts the Company has already defineda clear development expenditure programwhich is an expression of the Company'sdetermination to develop existing reserves.Proved reserves do not include probable orpossible reserves.

Keakuratan estimasi cadangan terbuktitergantung pada sejumlah faktor, asumsidan variabel seperti: kualitas data geologi,teknis dan ekonomi beserta interpretasi danpertimbangan terkait, hasil pengeboran,pengujian dan produksi setelah tanggalestimasi, kinerja produksi dari reservoir,teknik produksi, proyeksi tingkat produksi dimasa mendatang, estimasi besaran biayadan waktu terjadinya pengeluaranpengembangan, ketersediaan pasarkomersial, harga komoditi yang diharapkan,dan nilai tukar.

The accuracy of proved reserve estimatesdepends on a number of factors,assumptions and variables such as: thequality of available geological, technicaland economic data and their interpretationand judgement, results of drilling, testingand production after the date of theestimates, the production performance ofthe reservoirs, production techniques,projecting future rates of production, theanticipated cost and timing of developmentexpenditures, the availability forcommercial market, anticipated commodityprices and exchange rates.









b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan) b. Estimates and Assumptions (continued)

(i) Estimasi cadangan (lanjutan) (i) Reserve estimates (continued)

Karena asumsi ekonomis yang digunakanuntuk mengestimasi cadangan berubahdari waktu ke waktu dan tambahan datageologi yang dihasilkan selama operasi,estimasi cadangan dapat berubah dariwaktu ke waktu. Perubahan cadanganyang dilaporkan dapat mempengaruhi hasildan posisi keuangan Perusahaan dalamberbagai cara, diantaranya:

As the economic assumptions used toestimate reserves change from period toperiod, and additional geological data isgenerated during the course of operations,estimates of reserves may change fromperiod to period. Changes in reportedreserves may affect the Company’sfinancial results and financial position in anumber of ways, including:

- Nilai tercatat aset dapat terpengaruhakibat perubahan estimasi arus kasmasa depan.

- Penyusutan dan amortisasi yangdibebankan ke dalam laporan laba rugidapat berubah apabila beban-bebantersebut ditentukan berdasarkan unitproduksi, atau jika masa manfaatekonomi sumur aset berubah.

- Asset carrying values may be affecteddue to changes in estimated future cashflows.

- Depreciation and amortisation chargedin the statements of income may changewhere such charges are determined ona unit of production basis, or where theuseful economic lives of assets change.

- Provisi biaya pembongkaran, restorasilokasi aset, dan hal-hal yang berkaitandengan lingkungan dapat berubahapabila terjadi perubahan dalamperkiraan cadangan yangmempengaruhi ekspektasi tentangwaktu atau biaya kegiatan ini.

- Decommissioning, site restoration andenvironmental provision may changewhere changes in estimated reservesaffect expectations about the timing orcost of these activities.

- Nilai tercatat aset/liabilitas pajaktangguhan dapat berubah karenaperubahan estimasi pemulihan manfaatpajak.

- The carrying value of deferred taxassets/liabilities may change due tochanges in estimates of the likelyrecovery of the tax benefits.

(ii) Penurunan nilai aset non-keuangan (ii) Impairment of non-financial assets

Aset minyak dan gas bumi yang telahmenemukan cadangan terbukti, ditelaahuntuk penurunan nilai ketika kejadian danperubahan keadaan mengindikasikanbahwa nilai tercatat aset tidak dapatdipulihkan. Jika terdapat indikasi tersebut,nilai terpulihkan aset akan diestimasi. Nilaiterpulihkan aset ditentukan berdasarkannilai yang lebih besar antara nilai wajaraset dikurangi biaya untuk menjual ataunilai pakainya.

Proven oil and gas properties are reviewedfor impairment losses whenever events orchanges in circumstances indicate that thecarrying amount may not be recoverable. Ifany such indication exists, the asset’srecoverable amount is estimated. Therecoverable amount of an asset isdetermined as the greater of an asset’s fairvalue less cost to sell or value in use.









b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan) b. Estimates and Assumptions (continued)

(ii) Penurunan nilai aset non-keuangan(lanjutan)

(ii) Impairment of non-financial assets(continued)

Penentuan nilai wajar aset dikurangi biayauntuk menjual atau nilai pakaimengharuskan manajemen untuk membuatestimasi dan asumsi yang berkaitandengan volume produksi dan penjualan,harga komoditas (mempertimbangkanharga sekarang dan historis, tren hargadan faktor-faktor lain yang terkait),cadangan yang telah dikembangkan danbelum dikembangkan (Catatan 4b (i)),biaya operasi, biaya penutupan danpeninggalan sumur-sumur yang sudahtidak terpakai dan pengeluaran modal dimasa depan, penurunan tingkat produksi,tingkat diskonto dan faktor lainnya.Estimasi dan asumsi ini memiliki risiko danketidakpastian; oleh karena itu terdapatkemungkinan terjadi perubahan keadaanyang akan mengubah proyeksi ini, yangdapat mempengaruhi jumlah terpulihnyaaset. Dalam keadaan tersebut, beberapaatau semua nilai tercatat aset mungkinakan mengalami tambahan ataupengurangan penurunan nilai dengandampak yang dicatat dalam laba rugi.

The determination of fair value less cost tosell or value in use requires managementto make estimates and assumptions aboutexpected production and sales volumes,commodity prices (considering current andhistorical prices, price trends and relatedfactors), developed and undevelopedreserves (Note 4b(i)), operating costs,costs for plugging and abandonment ofwells and future capital expenditure, fielddecline rates, discount rates, and otherfactors. These estimates and assumptionsare subject to risk and uncertainty; hencethere is a possibility that changes incircumstances will alter these projections,which may have an impact on therecoverable amount of the assets. In suchcircumstances, some or all of the carryingvalue of the assets may be further impairedor the impairment charge reduced with theimpact recorded in profit or loss.

(iii) Pajak (iii) Taxation

Perhitungan beban pajak penghasilanPerusahaan melibatkan penafsiranterhadap peraturan perpajakan danperaturan yang berlaku termasuk KontrakKerjasama Perusahaan serta peraturanpemerintah yang terkait seperti PeraturanPemerintah No. 79 tanggal 20 Desember2010 mengenai Biaya Operasi yang DapatDikembalikan dan Perlakuan PajakPenghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyakdan Gas Bumi. Terdapat banyak transaksidan perhitungan yang dapat menyebabkanketidakpastian di dalam penentuankewajiban pajak. Resolusi dari posisi pajakyang diambil oleh Perusahaan, melaluinegosiasi dengan otoritas pajak yangrelevan atau auditor Pemerintah dapatberlangsung bertahun-tahun dan sangatsulit untuk memprediksi hasil akhirnya.

The calculation of the Company’s incometax expense involves the interpretation ofapplicable tax laws and regulationsincluding the Company’s CooperationContract as well as the related governmentregulation, such as Government RegulationNo. 79 dated 20 December 2010 regardingCost Recovery and Income Tax Treatmentin the Upstream Oil and Gas Business.There are many transactions andcalculations for which the ultimate taxdetermination is uncertain during theordinary course of business. The resolutionof tax positions taken by the Company,through negotiations with relevant taxauthorities or the Government’s auditor,can take several years to complete and insome cases it is difficult to predict theultimate outcome.









b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan) c. Estimates and Assumptions (continued)

(iv) Provisi untuk biaya pembongkaran danrestorasi

(iv) Provision for decommissioning and siterestoration

Perusahaan memiliki kewajiban untukmelakukan pembongkaran fasilitasproduksi minyak dan gas bumi dan pipapada akhir umur manfaat aset-asettersebut. Kewajiban pembongkaranterbesar yang dihadapi Perusahaanberkaitan dengan penutupan danpeninggalan sumur-sumur yang sudahtidak terpakai dan pembuangan platformminyak dan gas alam dan saluran pipapada area kontrak Perusahaan.

The Company is obliged to carry out futuredecommissioning of oil and natural gasproduction facilities and pipelines at the endof their economic lives. The largestdecommissioning obligations facing theCompany relate to the plugging andabandonment of wells and the removal anddisposal of oil and natural gas platformsand pipelines in its contract area.

Sebagian besar pembongkaran akandilakukan dimasa yang akan datangsehingga terdapat ketidakpastian mengenaipersyaratan yang harus dipenuhi pada saatdilakukannya pembongkaran. Teknologipembongkaran dan biaya pembongkaranterus berubah, termasuk ekspektasi politik,lingkungan, keselamatan, dan publik.Akibatnya, terdapat ketidakpastian yangsignifikan terkait kapan dan jumlah arus kasmasa depan yang harus dikeluarkan.Perubahan dalam ekspektasi biaya masadepan yang diharapkan tercermin dalamaset dan provisi, yang dapat memilikidampak yang material terhadap laporankeuangan Perusahaan.

Most of these decommissioning events aremany years in the future and the preciserequirements that will have to be met whenthe removal event actually occurs areuncertain. Decommissioning technologiesand costs are constantly changing, as wellas political, environmental, safety andpublic expectations. Consequently, thetiming and amounts of future cash flowsare subject to significant uncertainty.Changes in the expected future costs arereflected in both the provision and theasset and could have a material impact onthe Company’s financial statements.

Jika yang diharapkan biaya pembongkaranberbeda 1% dari estimasi manajemen,jumlah tercatat yang diprovisikan untukbiaya pembongkaran dan restorasi lokasiaset akan lebih rendah sebesar AS$39.363atau lebih tinggi sebesar AS$39.365

If the expected decommissioning costsused differ by 1% from management’sestimates, the carrying amount ofprovision for decommissioning and siterestoration will be an estimatedUS$39,363 lower or US$39,365 higher.







5. PERUBAHAN MATA UANG PELAPORAN 5. CHANGE IN REPORTING CURRENCY

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaanmengubah mata uang pelaporan dari Rupiah keDolar AS, mata uang fungsionalnya, karena secarasubstansial, jika tidak semua:

On 1 January 2012, the Company changed itsreporting currency from Rupiah to US Dollar, itsfunctional currency, due to substantially, if not all:

- Pendapatan Perusahaan dalam Dolar AS - The Company’s earnings are originated in USDollar

- Pengeluaran Perusahaan dalam Dolar AS - The Company’s expenditure are originated inUS Dollar

- Aktivitas pendanaan Perusahaan dalam Dolar AS - The Company’s financing activities areoriginated in US Dollar

Dengan demikian, Dewan Direksi berpendapatbahwa perubahan mata uang pelaporan akanmenghasilkan penyajian transaksi Perusahaan yanglebih tepat dalam laporan keuangan. Perubahanmata uang pelaporan Perusahaan sesuai denganPSAK No. 10 (Revisi 2010) “Pengaruh PerubahanKurs Valuta Asing”.

As such, the Board of Directors believe the changewill result in a more appropriate presentation of theCompany’s transaction in the financial statements.The change of the Company’s reporting currencyhas been accounted for in accordance with SFASNo. 10 (Revised 2010) “The Effects of Changes inForeign Exchange Rates”.

Untuk tujuan komparatif, laporan keuangan dancatatan yang terkait pada tanggal dan untuk tahunyang berakhir 31 Desember 2011 telah dinilaikembali, seolah-olah Dolar AS adalah mata uangpelaporan dalam tahun tersebut, denganmenggunakan prosedur sebagai berikut:

For comparative purposes, the financial statementsand associated notes as at and for the year ended31 December 2011 have been re-measured, asthough the US Dollar were the reporting currency inthat year, using the procedures outlined below:

- Pos moneter Perusahaan dikonversi menjadiDolar AS menggunakan kurs akhir tahun,sedangkan pos non-moneter termasuk ekuitasdikonversi menggunakan kurs yang berlaku padatanggal transaksi; dan

- The Company’s monetary items are convertedinto US Dollar using the closing rate, while non-monetary items including equity are convertedusing the exchange rate at the date of thetransactions; and

- Penghasilan dan beban dikonversimenggunakan kurs yang berlaku pada tanggaltransaksi, kecuali beberapa transaksi yangdikonversi menggunakan kurs rata-rata tahunan.

- Income and expenses are converted using anexchange rate at the date of the transactions,except for several transactions which wereconverted using the yearly average rate.

Berikut ini adalah laporan posisi keuangan untuktahun yang berakhir 31 Desember 2011 dan1 Januari 2011 yang disajikan dalam mata uangRupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecualinilai nominal dan data saham).

The following is the statements of financial positionas at 31 December 2011 and1 January 2011 presented in Indonesian Rupiah(expressed in millions of Rupiah, except for parvalue and share data).







5. PERUBAHAN MATA UANG PELAPORAN(lanjutan)

5. CHANGE IN REPORTING CURRENCY (continued)

31 Desember/ 1 Januari/December January

2011 2011

ASET ASSETS

ASET LANCAR CURRENT ASSETSKas dan setara kas 11,829 6,935 Cash and cash equivalentsPiutang usaha 63,196 97,164 Trade receivablesPiutang lain-lain 1,490,294 869,533 Other receivablesPersediaan 44,233 40,219 InventoriesUang muka dan biaya dibayar dimuka 1,403 3,354 Advances and prepayments

JUMLAH ASET LANCAR 1,610,955 1,017,205 TOTAL CURRENT ASSETS

ASET TIDAK LANCAR NON-CURRENT ASSETSAset pajak tangguhan - 158,411 Deferred tax assetsAset minyak dan gas bumi, bersih 3,906,299 2,918,606 Oil and gas properties, netPPN yang dapat ditagihkan kembali 130,154 113,549 Reimbursable VATAset lain-lain 1,637 1,051 Other assets

JUMLAH ASET TIDAK LANCAR 4,038,090 3,191,617 TOTAL NON-CURRENT ASSETS

JUMLAH ASET 5,649,045 4,208,822 TOTAL ASSETS

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITIES AND EQUITY

LIABILITAS LANCAR CURRENT LIABILITIESUtang usaha 437,888 317,864 Trade payablesUtang pajak 55,745 57,919 Taxes payableUtang lain-lain 5,537 5,126 Other payablesBiaya yang masih harus dibayar 2,144 149 Accrued expenses

JUMLAH LIABILITAS LANCAR 501,314 381,058 TOTAL CURRENT LIABILITIES

LIABILITAS TIDAK LANCAR NON-CURRENT LIABILITIESUtang pihak berelasi 4,084,964 3,960,610 Amount due to related partyKewajiban pajak tangguhan 479,121 - Deferred tax liabilitiesProvisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioning

dan restorasi lokasi aset 6,206 4,178 and site restorationProvisi imbalan kerja 5,217 1,312 Provision for employee benefits

JUMLAH LIABILITAS TIDAK LANCAR 4,575,508 3,966,100 TOTAL NON-CURRENT LIABILITIES

JUMLAH LIABILITAS 5,076,822 4,347,158 TOTAL LIABILITIES

EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL) EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY)Modal saham Share capital

Modal dasar - 2.000 saham Authorised - 2,000 sharesRp1.000.000 per saham at par value of Rp1,000,000(nilai penuh) (full amount) per share

Modal ditempatkan dan Issued and paid-updisetor - 500 saham 500 500 capital - 500 shares

Laba ditahan/(akumulasi kerugian) Retained earnings/571,723 (138,836) (accumulated losses)

JUMLAH EKUITAS/ TOTAL EQUITY/(DEFISENSI MODAL) 572,223 (138,336) (CAPITAL DEFICIENCY)

JUMLAH LIABILITAS DAN TOTAL LIABILITIES ANDEKUITAS/(DEFISIENSI MODAL) 5,649,045 4,208,822 EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY)







5. PERUBAHAN MATA UANG PELAPORAN(lanjutan)

5. CHANGE IN REPORTING CURRENCY (continued)

Berikut ini adalah laporan laba rugi komprehensifuntuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 yangdisajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakandalam jutaan Rupiah, kecuali dinyatakan lain).

The following is the statement of comprehensiveincome for the year ended 31 December 2011presented in Indonesian Rupiah (expressed inmillions of Rupiah, unless otherwise stated).

2011

PENDAPATAN USAHA 1,972,843 REVENUES

BEBAN USAHA OPERATING EXPENSESBeban eksplorasi (64,141) Exploration expensesBeban produksi (201,617) Production expensesBeban umum dan administrasi (222,912) General and administration expensesBeban penyusutan, deplesi Depreciation, depletion

dan amortisasi (80,475) and amortisation expense

TOTAL BEBAN USAHA (569,145) TOTAL OPERATING EXPENSES

LABA USAHA 1,403,698 OPERATING INCOME

(BEBAN)/PENDAPATAN LAIN-LAIN OTHER (EXPENSES)/INCOME(Kerugian)/keuntungan selisih kurs, bersih (480) Foreign exchange (loss)/gain, netBeban keuangan dan akresi (66,823) Interest and accretion expensesPendapatan lain-lain, bersih 35,364 Other income, net

JUMLAH BEBAN LAIN-LAIN (31,939) TOTAL OTHER EXPENSES

LABA SEBELUM PAJAK PENGHASILAN 1,371,759 PROFIT BEFORE INCOME TAX

BEBAN PAJAK PENGHASILAN (661,200) INCOME TAX EXPENSES

LABA BERSIH 710,559 NET INCOME

PENDAPATAN KOMPREHENSIF LAIN - OTHER COMPREHENSIVE INCOME

JUMLAH PENDAPATAN KOMPREHENSIF 710,559 TOTAL COMPREHENSIVE INCOME

Laporan arus kas Statement of cash flows

Arus kas dari aktivitas operasi 1,779,924 Cash flows from operating activitiesArus kas dari aktivitas investasi (1,067,526) Cash flows from investing activitiesArus kas dari aktivitas pendanaan (707,629) Cash flows from financing activities

Kenaikan bersih kas dan setara kas 4,769 Net increase in cash and cash equivalents

Efek perubahan nilai kurs pada Effect of exchange rate changeskas dan setara kas 125 on cash and cash equivalents

Saldo kas dan setara kas Cash and cash equivalentspada awal tahun 6,935 at the beginning of the year

Saldo kas dan setara kas Cash and cash equivalentspada akhir tahun 11,829 at the end of the year







6. PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASILAPORAN KEUANGAN

6. RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OFFINANCIAL STATEMENTS

Sebagai bagian dari proses penyusunan laporankeuangan Perusahaan pada tanggal dan untuktahun yang berakhir pada 31 Desember 2012,manajemen Perusahaan telah mempertimbangkankembali penafsiran terhadap fakta-fakta dankeadaan serta prinsip akuntansi yang sesuai danmenetapkan bahwa laporan keuangan periodesebelumnya perlu disesuaikan untuk hal-halsebagai berikut:

As part of the process of preparation of theCompany’s financial statements as at and for theyear ended 31 December 2012, the Company’smanagement reconsidered the interpretation of thefacts and circumstances and the applicableaccounting treatment for certain items anddetermined that certain adjustments to prior periodfinancial statements were required, as follows:

1. Kapitalisasi aset minyak dan gas bumi 1. Capitalisation of oil and gas properties

Manajemen melakukan evaluasi akun asetminyak dan gas bumi sehubungan denganoperasi di KBH Blok Cepu. Berdasarkaninformasi dalam Joint Interest Statements yangditerbitkan oleh Operator, manajemenmenyadari adanya kelebihan kapitalisasi padaaset minyak dan gas bumi tahun 2008.Dengan demikian, manajemen telahmelakukan penyesuaian atas kelebihankapitalisasi aset minyak dan gas bumi yangseharusnya dibiayakan tahun 2008, ke saldoawal laba ditahan tanggal 1 Januari 2011.

Management made evaluations of oil and gasproperties account in relation to the CepuBlock PSC operations. Upon review of theJoint Interest Statements issued by theOperator, management realised there hasbeen an over-capitalisation of oil and gasproperties in 2008. As such, managementhad adjusted the over-capitalised oil and gasproperties, that should have been expensedin 2008, to the opening retained earnings asat 1 January 2011.

2. Reklasifikasi 2. Reclassification

Mulai dari 1 Januari 2011, Perusahaan telahmereklasifikasi penyajian biaya yang masihharus dibayar dan utang lain-lain dari akunutang usaha dan utang pihak berelasi untukmenghasilkan penyajian yang lebih tepatsesuai sifat dari saldo yang dimaksud.

Effective from 1 January 2011, the Companyreclassified the presentation of accruedexpenses and others payables from tradepayables and amount due to related partyaccounts to provide more proper presentationaccording to the nature of the balances.

Laporan keuangan Perusahaan pada tanggal 31Desember 2011 telah disajikan kembali sebagaiberikut:

The financial statements of the Company as at 31December 2011 have been restated as follows:

Sebelumpenyajian Sebelum Setelah

kembali dan penyajian penyajianreklasifikasi kembali dan kembali dandalam jutaan reklasifikasi reklasifikasi

Rupiah/Before dalam Dolar AS/ Penyajian dalam Dolar AS/restatement Before kembali dan After

and restatement reklasifikasi/ restatementreclassification and Restatement and

in million reclassification and reclassificationof Rupiah in US dollar reclassification in US dollar

Laporan posisi keuangan Statement of financial position

Aset AssetsAset minyak dan gas bumi 3,906,299 419,613,852 (18,672,362) 400,941,490 Oil and gas properties

Kewajiban LiabilitiesUtang usaha (437,888) (48,289,409) 21,507,943 (26,781,466) Trade payablesUtang lain-lain (5,537) (610,618) (8,301) (618,919) Other payablesBiaya yang masih

harus dibayar (2,144) (236,430) (21,507,943) (21,744,373) Accrued expensesUtang pihak berelasi (4,084,964) (450,481,283) 8,301 (450,472,982) Amount due to related partyKewajiban pajak

tangguhan (479,121) (52,166,386) 3,509,598 (48,656,788) Deferred tax liabilitiesLaba ditahan (571,723) (52,963,835) 15,162,764 (37,801,071) Retained earnings

Laporan laba rugi Statements of comprehensivekomprehensif income

Beban penyusutan, deplesi Depreciation, depletion anddan amortisasi (80,475) (8,874,517) (872,885) (9,747,402) amortisation expenses

Beban pajak penghasilan (661,200) (73,222,318) (1,187,902) (74,410,220) Income tax expenses







6. PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASILAPORAN KEUANGAN (lanjutan)

6. RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OFFINANCIAL STATEMENTS (continued)

Laporan keuangan Perusahaan pada tanggal 1Januari 2011 telah disajikan kembali sebagai berikut:

The financial statements of the Company as at 1January 2011 have been restated as follows:

Sebelumpenyajian Sebelum Setelah

kembali dan penyajian penyajianreklasifikasi kembali dan kembali dandalam jutaan reklasifikasi reklasifikasi/

Rupiah/Before dalam Dolar AS/ Penyajian dalam Dolar AS/restatement Before kembali dan After

and restatement reklasifikasi/ restatementreclassification and Restatement and

in million reclassification and reclassificationof Rupiah in US dollar reclassification in US dollar

Laporan posisi keuangan Statement of financial position

Aset AssetsAset minyak dan gas bumi 2,918,606 308,877,050 (19,066,832) 289,810,218 Oil and gas propertiesAset pajak tangguhan 158,411 18,446,744 4,696,452 23,143,196 Deferred tax assets

Kewajiban LiabilitiesUtang usaha (317,864) (35,353,595) 24,994,145 (10,359,450) Trade payablesBiaya yang masih harus dibayar (149) (16,596) (24,994,145) (25,010,741) Accrued expensesLaba ditahan 138,836 30,632,899 14,370,380 45,003,279 Retained earnings

7. KAS DAN SETARA KAS 7. CASH AND CASH EQUIVALENTS

31 Desember/ 31 Desember/ 1 Januari/December December January

2012 2011* 2011*

Kas - Rupiah 20,371 10,209 8,164 Cash on hand - Rupiah

Bank: Bank:PT Bank Mandiri (Persero) Tbk PT Bank Mandiri (Persero) Tbk- Rekening Rupiah 1,096,996 167,682 197,724 Rupiah account -- Rekening Dolar AS 57,175,740 402,443 90,807 US Dollar account -

Jumlah 58,293,107 580,334 296,695 Total

Deposito berjangka: Time deposit:PT Bank Mandiri (Persero) PT Bank Mandiri (Persero)

Tbk - Rupiah 1,181,322 724,109 474,630 Tbk - Rupiah

Jumlah 59,474,429 1,304,443 771,325 Total

Tingkat bunga per tahun untuk deposito berjangkapada tahun 2012 dan 2011 adalah sebagaiberikut:

The annual interest rate on time deposit during2012 and 2011 was as folows:


2012 2011* 2011*

Rekening Rupiah 5.50% - 6.00% 6.50% - 7.00% 6.75% - 7.00% Rupiah account

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk adalah entitasberelasi dengan Pemerintah. Lihat Catatan 22funtuk rincian transaksi dan saldo dengan pihak yangberelasi.

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk is a Government-related entity. Refer to Note 22f for details of relatedparty transactions and balances.








8. PIUTANG USAHA 8. TRADE RECEIVABLES


2012 2011* 2011*

MCL 29,499,404 6,964,786 10,806,838 MCL

Jumlah 29,499,404 6,964,786 10,806,838 Total

Saldo piutang usaha merupakan bagianPerusahaan atas penjualan minyak ke konsumen,bagian atas DMO, dan penggantian biaya ke MCL.Penjualan minyak dilakukan oleh MCL mewakilipara Kontraktor.

The trade receivables balance represents theCompany’s share of oil sales to customers,portion of DMO, and reimbursement expense toMCL. The oil sales were made by MCL on behalfof the Contractors.

Karena jatuh temponya yang pendek, jumlahtercatat piutang usaha kurang lebih sama dengannilai wajarnya.

Due to the short-term nature of trade receivables,their carrying amount approximates their fairvalues.

Seluruh saldo piutang belum jatuh tempo dan tidakmengalami penurunan nilai.

All the balances are not yet past due norimpaired.

9. PIUTANG LAIN-LAIN 9. OTHER RECEIVABLES


2012 2011* 2011*

Pihak yang berelasi (Catatan 22a) 445,429 164,319,879 96,611,398 Related parties (Notes 22a)Piutang karyawan 40,827 26,555 100,118 Employee receivables

Jumlah 486,256 164,346,434 96,711,516 Total

Piutang lain-lain terdiri dari saldo setoran danakepada Pertamina atas hasil penjualan minyak,pembiayaan yang dilakukan oleh Perusahaan untukkepentingan pihak lain serta tagihan ataspenggunaan aset Perusahaan.

Other receivables represent transfer of cash toPertamina for the proceeds of oil sales,payments made by the Company on behalf ofother parties and charges to other parties for useof the Company’s assets.

Pada tanggal 30 September 2012, Perusahaantelah melakukan penyelesaian saldo utang kePertamina melalui offsetting dengan piutang lain-laindari Pertamina (Catatan 22a).

On 30 September 2012, the Company settled itsliabilities to Pertamina by way of offsetting themagainst the Company’s other receivables fromPertamina (Notes 22a).

Karena jatuh temponya yang pendek, jumlahtercatat piutang lain-lain kurang lebih sama dengannilai wajarnya.

Due to the short-term nature of other receivables,their carrying amount approximates their fairvalues.

Seluruh saldo piutang belum jatuh tempo dan tidakmengalami penurunan nilai.

All the balances are not yet past due norimpaired.








10. PERSEDIAAN 10. INVENTORIES


2012 2011* 2011*

Material umum 7,549,256 4,636,083 4,188,323 General material

Persediaan merupakan bagian Perusahaan ataspersediaan sehubungan dengan operasi di KBHBlok Cepu berdasarkan informasi dalam JointInterest Statements yang diterbitkan oleh Operator.

Inventories represent the Company’s share ofinventories in relation to the Cepu Block PSCoperations based on information in the JointInterest Statements issued by the Operator.

Pada tanggal 31 Desember 2012, persediaan telahdiasuransikan terhadap risiko kebakaran,pencurian, dan risiko lain yang mungkin terjadi(Catatan 11). Manajemen berpendapat bahwa nilaipertanggungan tersebut cukup untuk menutupkemungkinan kerugian yang timbul dari persediaanyang diasuransikan.

As at 31 December 2012, inventories wereinsured against fire, theft, and other possiblerisks (Note 11). Management believes that theinsurance coverage amount is adequate to coverany possible losses that may arise in relation tothe insured inventories.

Manajemen berkeyakinan bahwa seluruhpersediaan tersebut dapat dipakai, sehinggapenyisihan untuk persediaan usang dan lambatbergerak yang tidak dapat dipakai tidak diperlukan.

Management believes that the inventories areuseable and hence no allowance for obsoleteand slow-moving inventories is required.

11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI 11. OIL AND GAS PROPERTIES

2012Saldo awal/ Saldo akhir/Beginning Penambahan/ Reklasifikasi/ Ending

balance Additions Reclassifications balance

Nilai perolehan Acquisition costs

Sumur 400,867,713 17,564,074 55,076,579 473,508,366 WellsHarta bergerak 18,713,593 365,715 - 19,079,308 Moveable equipment

Sub-jumlah 419,581,306 17,929,789 55,076,579 492,587,674 Sub-total

Aset dalam penyelesaian Assets under construction- Sumur produksi - 55,076,579 (55,076,579) - Production well -- Fasilitas produksi - 188,908,670 - 188,908,670 Production facilities -

Jumlah nilai perolehan 419,581,306 261,915,038 - 681,496,344 Total acquisition costs

Akumulasi penyusutan, Accumulated depreciation,deplesi dan amortisasi depletion and amortisation

Sumur (17,762,348) (11,079,158) - (28,841,506) WellsHarta bergerak (877,468) (1,378,963) - (2,256,431) Moveable equipment

Jumlah akumulasi penyusutan, Total accumulated depreciation,deplesi dan amortisasi (18,639,816) (12,458,121) - (31,097,937) depletion and amortisation

Nilai buku bersih 400,941,490 650,398,407 Net book value








11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) 11. OIL AND GAS PROPERTIES (continued)

2011*Saldo awal/ Saldo akhir/Beginning Penambahan/ Reklasifikasi/ Ending

balance Additions Reclassifications balance

Nilai perolehan Acquisition costs

Sumur 280,553,861 120,313,852 - 400,867,713 WellsHarta bergerak 18,148,771 564,822 - 18,713,593 Moveable equipment

Jumlah nilai perolehan 298,702,632 120,878,674 - 419,581,306 Total acquisition costs

Akumulasi penyusutan, Accumulated depreciation,deplesi dan amortisasi depletion and amortisation

Sumur (8,438,669) (9,323,679) - (17,762,348) WellsHarta bergerak (453,745) (423,723) - (877,468) Moveable equipment

Jumlah akumulasi penyusutan, Total accumulated depreciation,deplesi dan amortisasi (8,892,414) (9,747,402) - (18,639,816) depletion and amortisation

Nilai buku bersih 289,810,218 400,941,490 Net book value

Biaya penyusutan sebesar AS$12.458.121 (2011:AS$9.747.402) dibebankan sebagai biayaproduksi.

Depreciation expenses of US$12,458,121(2011: US$9,747,402) were charged toproduction expenses.

Pada tanggal 31 Desember 2012 penambahansumur sebesar AS$2.893.102 (31 Desember 2012:AS$205.012 dan 1 Januari 2011: $48.142)merupakan kapitalisasi biaya pembongkaran danrestorasi (Catatan 16).

As at 31 December 2012, the addition to thewells amounting to US$2,893,102 (31December 2011: US$205,012 and 1 January2011: US$48,142) was related to capitalisationof the decommissioning and site restoration(Note 16).

Pada tanggal 31 Desember 2012, penambahansumur sebesar AS$15.041.050 (31 Desember2011: nihil dan 1 Januari 2011: nihil) merupakankapitalisasi biaya bunga yang dibebankan olehPertamina.

As at 31 December 2012, the addition to thewells amounting to US$15,041,050 (31December 2011: nil and 1 January 2011: nil)was related to capitalisation of interestexpenses charged by Pertamina.

Aset minyak dan gas bumi, serta persediaanmencerminkan participating interest Perusahaandalam aset minyak dan gas bumi serta persediaanyang diakui pada laporan keuangan Operator.

Oil and gas properties as well as inventoriesreflect the Company’s participating interest inthe oil and gas properties and inventoriesrecognised in the Operator’s financialstatements.

Aset minyak dan gas bumi, serta persediaan KBHCepu diasuransikan kepada beberapa perusahaanasuransi dengan nilai pertanggungan sebagaiberikut:

Oil and gas properties and inventories of CepuPSC are insured with insurance companiesinvolving coverage amounts as follows:

- Nilai pertanggungan asuransi atas risikobencana alam sebesar AS$180.000.000 yangmencakup pertanggungan seluruh asetonshore yang dimiliki oleh Kontraktor meliputipersediaan, fasilitas produksi, terminal minyakdan gas, stasiun pengumpul dan blok, pompa,booster dan stasiun kompresor, minyakmentah, gas bumi, produk-produk minyakmentah dan gas bumi yang disimpan dalamtangki-tangki penyimpanan dan persediaanbahan-bahan lainnya.

- Natural disaster insurance coverage ofUS$180,000,000 for all of the Contractors'onshore assets, involving inventories,production facilities, oil and gas terminals,gathering and block stations, pumps,boosters and compressor stations, stocksof crude oil, natural gas, oil and gasproducts contained in storage tanks andstocks of other materials.

- Nilai pertanggungan asuransi sebesarAS$15.750.000 untuk setiap peristiwa sumuronshore dan sumur kerja ulang pindah lapisanyang tidak terkendali (blowout).

- Insurance coverage of US$15,750,000 forindividual incidents involving blowouts ofonshore and workover drilling activities.

- Nilai pertanggungan asuransi sebesarAS$2.920.960 mencakup pertanggungan untukpersediaan KBH Cepu.

- Insurance coverage of US$2,920,960involving insurance of the Cepu PSCinventories.








11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) 11. OIL AND GAS PROPERTIES (continued)

Manajemen berkeyakinan bahwa nilaipertanggungan tersebut cukup untuk menutupkemungkinan kerugian yang timbul dari risiko yangdiasuransikan.

Management believes that the insurancecoverage amount is adequate to cover anypossible losses that may arise in relation to therisks insured.

12. UTANG USAHA 12. TRADE PAYABLES


2012 2011* 2011*

MCL 48,678,020 26,327,091 10,359,450 MCLLain-lain 349,660 454,375 - Others

Jumlah 49,027,680 26,781,466 10,359,450 Total

Utang kepada MCL merupakan hutang cash calluntuk kepentingan pembiayaan operasi di KBHBlok Cepu.

Payables to MCL represent cash call payablesto finance the Cepu Block PSC operations.

13. UTANG LAIN-LAIN 13. OTHER PAYABLES


2012 2011* 2011*

Pihak yang berelasi (Catatan 22b) 12,937,797 8,301 - Related parties (Notes 22b)Piutang pihak ketiga 1,008,571 610,618 570,123 Third party receivables

Jumlah 13,946,368 618,919 570,123 Total

14. PERPAJAKAN 14. TAXATION

a. PPN yang dapat ditagihkan kembali a. Reimbursable VAT


2012 2011* 2011*

PPN yang dapat ditagihkankembali 31,828,026 14,997,543 12,629,213 Reimbursable VAT

PPN yang dapat ditagihkan kembali dari SKKMIGAS merupakan bagian Perusahaan atasPPN yang dibayar oleh Kontraktor sehubungandengan pembelian persediaan, peralatan danperlengkapan yang berkaitan dengan kegiatanoperasi KBH.

The reimbursable VAT by SKK MIGASrepresents the Company’s portion of VAT paidby the Contractor in relation to purchase ofmaterials, equipment and services involvingthe PSC operations.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadapstatus PPN yang dapat ditagihkan kembalipada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011,dan 1 Januari 2011 manajemen berkeyakinanbahwa tidak diperlukan penyisihan piutangragu-ragu untuk menutup kemungkinankerugian dari tidak tertagihnya PPN dari SKKMIGAS tersebut.

Based on the review of the status ofreimbursable VAT by SKK MIGAS as at 31December 2012 and 2011, and 1 January2011 management is of the opinion that noallowance for reimbursable VAT is required tocover possible losses on uncollectiblereimbursable VAT by SKK MIGAS.








14. PERPAJAKAN (lanjutan) 14. TAXATION (continued)

b. Utang pajak b. Taxes payable


2012 2011* 2011*

PPN 23,893 52,919 - VATPajak penghasilan: Income tax:

- Pasal 29 3,731,758 5,747,979 6,107,735 Article 29 -- Pasal 21 429,567 325,623 333,530 Article 21 -- Pasal 4 (2) 306 10,892 - Article 4 (2) -- Pasal 23 5,729 10,070 630 Article 23 -

Jumlah 4,191,253 6,147,483 6,441,895 Total

c. Beban pajak penghasilan c. Income tax expense

2012 2011*

Kini (Catatan 14d) (28,499,188) (2,610,236) Current (Note 14d)Tangguhan (Catatan 14e) (2,704,064) (71,799,984) Deferred (Note 14e)

Bersih (31,203,252) (74,410,220) Net

d. Pajak kini d. Current income tax

Rekonsiliasi antara laba sebelum pajakpenghasilan menurut laporan laba rugi denganlaba sebelum pajak penghasilan dari kegiatanusaha KKS untuk tahun yang berakhir padatanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalahsebagai berikut:

The reconciliation between income beforeincome tax as shown in the statements ofincome and income before income tax fromCooperation Contract activities for the yearsended December 31, 2012 and 2011 were asfollows:

2012 2011*

Laba sebelum pajak penghasilan Income before income taxmenurut laporan laba rugi 59,064,385 157,214,570 as shown in the statements of income

Ditambah/(dikurangi): Add/(less):

Beda temporer: Temporary differences:Provisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioning

dan restorasi lokasi aset 3,089,323 219,739 and site restorationProvisi imbalan kerja 2,075,350 (430,454) Provision for employee benefitsPenyusutan, deplesi dan amortisasi Depreciation, depletion and

aset minyak dan gas bumi (11,310,272) (21,530,386) amortisation of oil and gas assets

Sub-jumlah beda temporer (6,145,599) (21,741,101) Sub-total temporary differences

Beda tetap: Permanent differences:Pendapatan bunga yang sudah Interest income subject to

terkena pajak penghasilan final (77,946) (55,193) final taxSelisih kurs (1,542,702) 223,051 Foreign exchange differencesBeban bunga 4,581,572 7,389,866 Interest expense

Correction on tax payable atKoreksi atas utang pajak awal tahun - (2,892,975) beginning of the yearLain-lain 8,891,172 7,234,819 Others

Sub-jumlah beda tetap 11,852,096 11,899,568 Sub-total permanent differences

Laba kena pajak sebelum rugi fiskal 64,770,882 147,373,037 Taxable profit before tax loss carried forward

Tax losses carried forwardRugi fiskal awal tahun - (141,440,683) at beginning of year

Laba kena pajak/(rugi Taxable income/(tax losses carriedfiskal akhir tahun) 64,770,882 5,932,354 forward at end of year)

Beban pajak penghasilan kini 28,499,188 2,610,236 Current income tax expense









d. Pajak kini (lanjutan) d. Current income tax (continued)

Rekonsiliasi antara beban pajak penghasilandengan hasil perkalian laba akuntasi sebelumpajak penghasilan dan tarif pajak yangberlaku adalah sebagai berikut:

The reconciliation between income taxexpense and the the theoretical tax amounton the Company’s profit before income taxusing currently enacted tax rates is as follows:

2012 2011*

Laba sebelum pajak penghasilan 59,064,385 157,214,570 Income before income tax

Pajak dihitung dengan tarif Income tax calculated atpajak yang berlaku applicable tax rate(dengan tarif 44%) 25,988,330 69,174,411 (at rate 44%)

Pendapatan bunga (34,296) (24,285) Interest incomeSelisih kurs (678,789) 98,143 Foreign exchange differencesBeban bunga 2,015,892 3,251,541 Interest expense

Correction on tax payable atKoreksi atas utang pajak awal tahun - (1,272,909) beginning of the yearLain-lain 3,912,115 3,183,319 Others

Beban pajak penghasilan 31,203,252 74,410,220 Income tax expense

e. Pajak tangguhan e. Deferred tax

Aset dan kewajiban pajak tangguhanPerusahaan pada tanggal 31 Desember 2012dan 2011, dan beban pajak tangguhan tahunberjalan adalah sebagai berikut:

The details of deferred tax assets andliabilities as at 31 December 2012 and 2011,and the deferred tax expenses for the yearended are as follows:

Saldo awal/ Saldo akhir/Beginning Ending

balance balance1 Januari/ Mutasi/ 31 Desember/

January 2012* Movement December 2012

Aset/(kewajiban) Deferred taxpajak tangguhan: assets/(liabilities):

Provisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioningdan restorasi lokasi aset 301,135 1,359,302 1,660,437 and site restoration

Provisi imbalan kerjakaryawan perbantuan dari Provision for employee benefits obligationsPertamina dan karyawan for seconded employees from PertaminaPerusahaan 253,153 913,155 1,166,308 and direct hire employees

Sub-jumlah aset pajaktangguhan 554,288 2,272,457 2,826,745 Sub-total deferred tax assets

Kewajiban pajak tangguhan: Deferred tax liabilities:Aset minyak dan gas bumi (49,211,076) (4,976,521) (54,187,597) Oil and gas properties

Sub-jumlah kewajibanpajak tangguhan (49,211,076) (4,976,521) (54,187,597) Sub-total deferred tax liabilities

Beban pajak tangguhan (2,704,064) Deferred tax expense

Kewajiban pajak Deferred taxtangguhan, bersih (48,656,788) (51,360,852) liabilities, net









e. Pajak tangguhan (lanjutan) e. Deferred tax (continued)

Saldo awal/ Saldo akhir/Beginning Ending

balance balance1 Januari/ Mutasi/ 31 Desember/

January 2011* Movement December 2011*

Aset/(kewajiban) Deferred taxpajak tangguhan: assets/(liabilities):

Biaya yang belum dipulihkan 62,233,900 (62,233,900) - Unrecovered costsProvisi untuk biaya pembongkaran Provision for decommissioning

dan restorasi lokasi aset 204,450 96,685 301,135 and site restorationProvisi imbalan kerja 442,577 (189,424) 253,153 Provision for employee benefits

Sub-jumlah aset pajaktangguhan 62,880,927 (62,326,643) 554,288 Sub-total deferred tax assets

Kewajiban pajak tangguhan: Deferred tax liabilities:Aset minyak dan gas bumi (39,737,731) (9,473,341) (49,211,076) Oil and gas properties

Sub-jumlah kewajibanpajak tangguhan (39,737,731) (9,473,341) (49,211,076) Sub-total deferred tax liabilities

Beban pajak tangguhan (71,799,984) Deferred tax expense

Aset/(kewajiban) pajak Deferred taxtangguhan, bersih 23,143,196 (48,656,788) assets/(liabilities), net


2012 2011* 2011*

Pajak tangguhan: Deferred tax:- Pajak tangguhan yang akan Deferred tax to be -

dipulihkan dalam 12 bulan (2,402,523) (2,704,064) 23,143,196 recovered within 12 months- Pajak tangguhan yang akan Deferred tax to be recovered -

dipulihkan setelah 12 bulan (48,958,329) (45,952,724) - after more than 12 months

Pajak tangguhan, bersih (51,360,852) (48,656,788) 23,143,196 Deferred tax, net

f. Administrasi pajak di Indonesia f. Tax administration in Indonesia

Undang-undang Perpajakan yang berlaku diIndonesia mengatur bahwa Perusahaanmenghitung, menetapkan dan membayarsendiri besarnya jumlah pajak yang terutang.Berdasarkan peraturan perundang-undanganyang berlaku, Direktur Jenderal Pajak dapatmenetapkan atau mengubah jumlah pajakterutang dalam jangka waktu tertentu. Untuktahun pajak 2007 dan sebelumnya, jangkawaktu tersebut adalah sepuluh tahun sejaksaat terutangnya pajak tetapi tidak lebih daritahun 2013, sedangkan untuk tahun pajak2008 dan seterusnya, jangka waktunya adalahlima tahun sejak saat terutangnya pajak.

The taxation laws of Indonesia require thatthe Company submits its tax returns on thebasis of self asessment. Under prevailingregulations the Director General of Tax mayassess or amend taxes within a certainperiod. For the fiscal years of 2007 andbefore, this period is within ten years of thetime the tax become due, but not later than2013, while for the fiscal years of 2008 andonwards, the period is within five years of thetime the tax becomes due.








15. BIAYA YANG MASIH HARUS DIBAYAR 15. ACCRUED EXPENSES


2012 2011* 2011*

Pemasok dan kontraktor 39,695,894 21,744,373 24,994,145 Suppliers and contractorsBonus dan insentif 901,811 - - Bonuses and incentivesLain-lain 87,040 - 16,596 Others

Jumlah 40,684,745 21,744,373 25,010,741 Total

Biaya yang masih harus dibayar kepada pemasokdan kontraktor merupakan bagian Perusahaan atasakrual sehubungan dengan kegiatan di KBH BlokCepu berdasarkan informasi dalam Joint InterestStatements yang diterbitkan oleh operator.

Accrued expenses to suppliers and contractorsrepresent the Company’s share of accruals inrelation to the Cepu Block PSC operationsbased on information in the Joint InterestStatements issued by the operator.

16. PROVISI BIAYA PEMBONGKARAN DANRESTORASI LOKASI ASET

16. PROVISION FOR DECOMMISIONING ANDSITE RESTORATION

Mutasi kewajiban biaya pembongkaran danrestorasi lokasi adalah sebagai berikut:

The movements in the provision fordecommisioning and site restoration costs areas follows:


2012 2011* 2011*

Saldo awal 684,398 464,659 410,114 Beginning balancePenambahan 2,893,102 205,012 48,142 AdditionsBeban akresi (Catatan 21) 196,221 14,727 6,403 Accretion expense (Note 21)

Saldo akhir 3,773,721 684,398 464,659 Ending balance

17. MODAL SAHAM 17. SHARE CAPITAL

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, dan 1Januari 2011 jumlah modal ditempatkan dandisetor oleh Perusahaan adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012 and 2011, and 1January 2011 the Company’s issued and paid-upcapital position was as follows:

Persentasekepemilikan/

Nilai Saham/ Percentage ofLembar/Shares Share Value ownership

Pertamina 495 48,482 99 PertaminaKoperasi Energy Indonesia (“KEI”) 5 490 1 Koperasi Energy Indonesia (“KEI”)

Jumlah 500 48,972 100 Total

Saham biasa memberikan hak kepadapemegangnya untuk memperoleh dividen dan hasildari pembubaran perusahaan sesuai denganproporsi jumlah dan jumlah yang dibayarkan atassaham yang dimiliki.

Ordinary shares entitle the holder to participatein dividends and the proceeds on winding up ofthe Company in proportion to the number of andamounts paid on the shares held.








18. CADANGAN UMUM 18. GENERAL RESERVE

Undang-undang Perseroan Terbatas RepublikIndonesia No. 1/1995 yang diterbitkan di bulanMaret 1995, dan telah diubah dengan Undang-undang No. 40/2007 yang diterbitkan pada bulanAgustus 2007, mengharuskan pembentukancadangan umum dari laba bersih sejumlah minimal20% dari jumlah modal yang ditempatkan dandisetor penuh. Tidak ada batasan waktu untukmembentuk cadangan tersebut.

The Limited Liability Company Law of theRepublic of Indonesia No. 1/1995 introduced inMarch 1995, and amended by Law No. 40/2007,issued in August 2007, requires theestablishment of a general reserve from netincome amounting to at least 20% of acompany’s issued and paid up capital. There isno time limit on the establishment of the reserve.

19. PENDAPATAN USAHA 19. REVENUES

2012 2011*

Penjualan minyak mentah Crude oil salesTahun 2012 135,474,630 220,372,572 Year 2012Tahun 2011-revisi 2,123,446 - Year 2011-revision

DMO fee DMO feesTahun 2012 6,482,839 5,932,352 Year 2012Tahun 2011-revisi (198,055) - Year 2011-revision

Jumlah 143,882,860 226,304,924 Total

20. BEBAN USAHA 20. OPERATING EXPENSES

a. Beban eksplorasi a. Exploration expenses

2012 2011*

Umum dan administrasi (12,187,449) (6,810,420) General and administrationGeologi dan geofisika (182,184) (495,762) Geological and geophysicalSeismik dan survei (4,751) - Seismic and survey

Jumlah (12,374,384) (7,306,182) Total

b. Beban produksi b. Production expenses

2012 2011*

Material (18,139,989) (16,685,249) MaterialsBeban penyusutan, deplesi Depreciation, depletion and

dan amortisasi (Catatan 11) (12,458,121) (9,747,402) amortisation expenses (Note 11)Gaji, upah dan tunjangan (6,807,391) (5,806,199) Salaries, wages and allowancesLain-lain (141,121) (486,693) Others

Jumlah (37,546,622) (32,725,543) Total

c. Beban umum dan administrasi c. General and administration expenses

2012 2011*

Gaji, upah dan tunjangan (24,008,926) (14,284,217) Salaries, wages and allowancesJasa umum (2,731,027) (6,838,359) General servicesBeban perlengkapan (1,848,543) (254,077) SuppliesJasa profesional (1,464,138) (1,214,998) Professional feesSewa (1,009,597) (1,944,155) Rents expenseLain-lain (2,997,877) (895,099) Others

Jumlah (34,060,108) (25,430,905) Total








20. BEBAN USAHA (lanjutan) 20. OPERATING EXPENSES (continued)

d. Pendapatan lain-lain, bersih d. Other income, net

2012 2011*

Pendapatan jasa manajemen 1,738,032 600,000 Management feesKerugian (keuntungan) Foreign exchange

selisih kurs, bersih 1,542,702 (223,051) (loss)/gain, netPendapatan operasi bersama (KSO) 360,000 360,000 Joint operation (KSO) incomePenyesuaian terkait Adjustment related to

signature bonus - 2,970,000 signature bonusLain-lain 25,531 - Others

Jumlah 3,666,265 3,706,949 Total

21. BEBAN KEUANGAN 21. FINANCE COSTS

2012 2011*

Beban bunga - proyek (4,385,251) (7,375,139) Financial costs - projectsBeban akresi (Catatan 16) (196,221) (14,727) Accretion expense (Note 16)

Jumlah (4,581,472) (7,389,866) Total

Beban bunga atas proyek merupakan biaya bungayang dibebankan oleh Pertamina atas pinjamanPertamina dari pihak ketiga untuk proyekpengembangan dan produksi minyak dan gas bumidi KBH Blok Cepu.

Financial costs in relation to projects representsinterest charged by Pertamina in relation to loansobtained by Pertamina from third parties used foroil and gas development and production projectsin the Cepu Block PSC.

22. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAKYANG BERELASI

22. RELATED PARTY BALANCES ANDTRANSACTIONS


2012 2011* 2011*

Kas dan setara kas (Catatan 7) 59,454,058 1,294,234 763,161 Cash and cash equivalents (Note 7)Piutang lain-lain (Catatan 22a) 445,429 164,319,879 96,611,398 Other receivables (Note 22a)

59,899,487 165,614,113 97,374,559

Persentase terhadap jumlah aset 8% 28% 22% As a percentage of total assets

Utang lain-lain (Catatan 22b) 12,937,797 8,301 - Other payables (Note 22b)Utang pihak berelasi Amount due to related

(Catatan 22c) - 450,472,982 440,508,279 party (Note 22c)Pinjaman pemegang saham Shareholder loan

(Catatan 22d) 548,265,655 - - (Note 22d)

561,203,452 450,481,283 440,508,279

Persentase terhadap jumlah liabilitas 79% 81% 91% As a percentage of total liabilities

a. Piutang lain-lain a. Other receivables


2012 2011* 2011*

Pertamina 445,429 164,313,762 96,605,229 PertaminaPT Pertamina Hulu Energi - 6,117 6,169 PT Pertamina Hulu Energi

Jumlah 445,429 164,319,879 96,611,398 Total








22. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAKYANG BERELASI (lanjutan)

22. RELATED PARTY BALANCES ANDTRANSACTIONS (continued)

b. Utang lain-lain b. Other payables31 Desember/ 31 Desember/ 1 Januari/

December December January2012 2011* 2011*

Pertamina 12,779,211 - - PertaminaPT Pertamina Hulu Energi 51,882 - - PT Pertamina Hulu EnergiPT Pertamina Bina Medika 50,845 3,876 - PT Pertamina Bina MedikaPT Patra Jasa 45,512 - - PT Patra JasaPT Pertamina EP 10,347 608 - PT Pertamina EPPT Pertamina Dana Ventura - 3,817 - PT Pertamina Dana Ventura

Jumlah 12,937,797 8,301 - Total

c. Utang pihak berelasi c. Amounts due to related party


2012 2011* 2011*

Pinjaman jangka panjang dancash calls 548,265,655 425,301,120 414,582,138 Long-term loan and cash calls

Pembebanan biaya imbalan kerja Seconded employee benefitskaryawan perbantuan Pertamina expenses charged by Pertaminakepada Perusahaan 632,185 378,530 859,971 to the Company

Pembebanan bunga Interest expense charged byoleh Pertamina atas pinjaman Pertamina in relation toPertamina dari pihak ketiga Pertamina’s loans from third partiesuntuk proyek Blok Cepu 8,716,173 6,904,231 24,754,866 utilised for Cepu Block project

Lain-lain 3,430,853 17,889,101 311,304 Others

561,044,866 450,472,982 440,508,279Dikurangi: Less:Konversi menjadi pinjaman Converted into

pemegang saham (548,265,655) - - shareholder loan

12,779,211 450,472,982 440,508,279Bagian lancar (12,779,211) - - Current portion

Bagian tidak lancar - 450,472,982 440,508,279 Non-current portion

Saldo utang pihak berelasi dari Pertaminaadalah sebagai berikut:

Movements of amounts due to related partyfrom Pertamina are as follows:

2012 2011*

Saldo awal 450,472,982 440,508,279 Beginning balancePinjaman jangka panjang dan cash calls 272,595,528 166,775,449 Long-term loan and cash callsPembebanan biaya imbalan kerja Seconded employee benefits

karyawan perbantuan Pertamina expenses charged by Pertaminakepada Perusahaan 632,185 423,943 to the Company

Pembebanan bunga Interest expense charged byoleh Pertamina atas pinjaman Pertamina in relation toPertamina dari pihak ketiga Pertamina’s loans from third partiesuntuk proyek Blok Cepu 19,426,289 7,375,139 utilised for Cepu Block project

Lain-lain 22,326,219 5,786,283 OthersOffset dengan piutang lain-lain (204,408,337) (170,396,111) Offset against other receivables

Saldo akhir 561,044,866 450,472,982 Ending balance








22. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAKYANG BERELASI (lanjutan)

22. RELATED PARTY BALANCES ANDTRANSACTIONS (continued)

d. Pinjaman pemegang saham d. Shareholder loan


2012 2011* 2011*

Pinjaman dari Pertamina 548,265,655 - - Loan from Pertamina

Pada tanggal 9 November 2012, Perusahaandan Pertamina menandatangani PerjanjianPinjaman Dana dengan jangka waktu 10(sepuluh) tahun. Pinjaman ini digunakan untukmendanai proyek pengembangan Banyu Uripdi Perusahaan. Besarnya jumlah pinjamanpada tanggal 31 Desember 2012 adalahsebesar AS$548.265.655. Pinjaman inidikenakan tingkat bunga mengambangberdasarkan suku bunga pasar yangdisepakati kedua belah pihak. Tingkat bungayang dikenakan adalah sebesar 4,70%.Pembayaran angsuran pokok pinjaman akandimulai tanggal 30 Juni 2015 dan dilakukansetiap enam bulan.

On 9 November 2012, the Company andPertamina signed a Fund Loan Agreement(Perjanjian Pinjaman Dana) for a period of tenyears. This loan is intended to finance BanyuUrip project development in the Company.Total loan as at 31 December 2012 wasUS$548,265,655. This loan is subject to afloating interest rate which is applicable in themarket as agreed among the parties. Theinterest rate applied is 4.70%. The loanprinciple repayment will start on 30 June 2015and then take place every six months.

e. Kompensasi kepada manajemen kunci e. Compensation to key management

Manajemen kunci termasuk Dewan Komisarisdan Dewan Direksi. Kompensasi yang dibayaruntuk manajemen kunci atas dasar jasapekerjaan adalah sebagai berikut:

Key management includes the Board ofCommissioners and Board of Directors. Thecompensation paid to key management foremployee services is as follows:

2012 2011*

Gaji dan imbalan karyawan jangka Salaries and other short-termpendek 914,156 714,242 employee benefits

Persentase terhadap jumlah As a percentagebeban gaji 8.5% 15.0% of total salary expenses

f. Sifat hubungan dan transaksi dengan pihakyang berelasi

f. The nature of relationships andtransactions with related parties

Hubungan dengan pihakPihak yang berelasi/ yang berelasi/ Relationship Sifat transaksi/

Related parties with related parties Nature of transaction

Pertamina Pemegang saham/ Pinjaman dana dan pegawai yang diperbantukan/Shareholder Borrowing of funds and secondment of employee

PT Pertamina Hulu Energi Entitas sepengendali/ Penggantian Biaya/Entity under common control Reimbursement of expense

PT Pertamina EP Entitas sepengendali/ Penggantian Biaya/Entity under common control Reimbursement of expense

PT Pertamina Bina Medika Entitas sepengendali/ Penggantian Biaya/Entity under common control Reimbursement of expense

PT Pertamina Dana Ventura Entitas sepengendali/ Penggantian Biaya/Entity under common control Reimbursement of expense

PT Patra Jasa Entitas sepengendali/ Sewa gedung/Entity under common control Rental building

PT Bank Mandiri Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Penempatan dana/(Persero) Tbk Government related entities Placement of funds








23. KOMITMEN DAN LIABILITAS KONTIJENSI 23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES

a. Perjanjian jual beli minyak mentah BanyuUrip

a. Banyu Urip’s crude oil sale and purchaseagreement

Pada tanggal 20 Agustus 2009, paraKontraktor menandatangani Perjanjian JualBeli minyak mentah Banyu Urip denganPertamina. Berdasarkan perjanjian tersebutKontraktor akan mengirim minyak mentahkepada Pertamina sesuai dengan KuantiítasKontrak Harian (“DCQ”) sebesar 10.000 barrelatau Kuantitas Minimum Per Hari (“MDTQ”)sebesar 50% dari DCQ dengan harga yangsama atau lebih tinggi diantara: (i) Hargaekspor minyak mentah Indonesia Free OnBoard (“FOB”) Banyu Urip setelah dikurangidengan estimasi biaya pengangkutan; dan (ii)Harga domestik minyak mentah IndonesiaFOB Banyu Urip. Perjanjian ini berlaku hinggatahun 20 Agustus 2012 dan diperbaharuimelalui Amandemen No. 1 yang terhitungefektif per tanggal 1 Oktober 2012.

On 20 August 2009, the Contractor enteredinto a Crude Oil Sale and Purchaseagreement with Pertamina. In accordance withthis agreement, the Contractors are requiredto deliver Banyu Urip crude oil to Pertaminainvolving a Daily Contract Quantity (“DCQ”) of10,000 barrels, or Minimum Daily TakeQuantity (“MDTQ”) at 50% of the DCQ on thebasis of the following prices, whichever ishigher: (i) Indonesia export Crude Price FreeOn Board (“FOB”) Banyu Urip less theestimated delivery cost; or the (ii) DomesticBanyu Urip Indonesia Crude Price FOB. Thisagreement is valid until 20 August 2012 wasrenewed through Amandment No. 1 and shallbe effective as at 1 October 2012.

Pada tanggal 31 Agustus 2009, Kontraktormengadakan perjanjian penjualan danpembelian minyak mentah dengan PT TriWahana Universal. Berdasarkan perjanjiantersebut Kontraktor akan menjual minyakmentah kepada PT Tri Wahana Universalsesuai dengan kontrak tahunan yang sudahdisepakati (“ACQ”) dengan harga yang samaatau lebih tinggi diantara: (i) Harga eksporminyak mentah Indonesia FOB Banyu Uripsetelah dikurangi dengan estimasi biayapengangkutan; dan (ii) Harga domestik minyakmentah Indonesia FOB Banyu Urip. Perjanjianini berlaku hingga tahun 31 Agustus 2014.

On 31 August 2009, the Contractor enteredinto a Crude Oil Sale and Purchaseagreement with PT Tri Wahana Universal. Inaccordance with this agreement, theContractors are required to deliver Banyu Uripcrude oil to PT Tri Wahana Universal involvingan Annual Contract Quantity (“ACQ”) on thebasis of the following prices, whichever ishigher: (i) Indonesia export FOB Banyu Uripless the estimated delivery cost; or the (ii)Domestic Banyu Urip Indonesia Crude PriceFOB. This agreement is valid until 31 August2014.

b. Pembangunan sistem saluran pipa minyakBanyu Urip – Mudi

b. Banyu Urip – Mudi oil pipeline systemdevelopment

Pada tanggal 25 Maret 2008, para Kontraktormengadakan Perjanjian Kerjasama denganKonsorsium yang dipimpin olehPT Geo Link Nusantara untuk pembangunansistem saluran pipa minyak dari lapanganBanyu Urip ke Central Processing Facilities(“CPF”) Mudi. Pembayaran pembangunansistem saluran pipa minyak tersebut dilakukandengan pengenaan toll fee sebesar AS$2,68(nilai penuh) per barrel atas minyak mentahyang dialirkan selama 33 bulan sejakselesainya pembangunan sistem saluran pipatersebut.

On 25 March 2008, the Contractors enteredinto a Partnership Agreement with aConsortium led by PT Geo Link Nusantara forthe development of the oil pipeline systemfrom Banyu Urip to the Mudi CentralProcessing Facilities (“CPF”). The payment forthe oil pipeline system development would bemade through a toll fee of US$2.68 (fullamount) per barrel of oil transported for aperiod of 33 months upon completion andplacement into service of the oil pipelinesystem.

Selama berlakunya perjanjian tersebut, minyakmentah yang dialirkan melalui sistem pipaminyak tersebut tetap menjadi milik Kontraktor,sedangkan penyaluran dan pengelolaan sertarisiko kehilangan minyak diatas 0,5% menjaditanggung jawab Konsorsium dalam hal terjadikebocoran dalam sistem. Pada akhir masaperjanjian, seluruh fasilitas tersebut menjadimilik Konsorsium.

During the term of this agreement, the crudeoil delivered through such pipeline systemremains the properly of the Contractors. Theoperation and maintenance of such pipelineincluding oil losses on delivery above 0.5% isthe responsibility of the Consortium. At theend of the agreement, all such facilities remainthe property of the Consortium.







23. KOMITMEN DAN LIABILITAS KONTIJENSI(lanjutan)

23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES(continued)

b. Pembangunan sistem saluran pipa minyakBanyu Urip – Mudi (lanjutan)

b. Banyu Urip – Mudi oil pipeline systemdevelopment (continued)

Selain oleh Kontraktor, sistem saluran pipaminyak ini dapat digunakan oleh pihak laindengan pengenaan toll fee yang sama denganyang dibayarkan oleh Kontraktor.

This pipeline system can be used by otherparties with the same toll fee paid by theContractors.

Pada tanggal 19 April 2011, dilakukanamandemen keempat atas perjanjian diatasberkaitan dengan pembangunan pipatambahan (looping) dan perubahan toll feemenjadi sebesar AS$2,50 per barel mulai 1Januari 2011 sampai 10 April 2014 dan AS$2per barel sesudahnya. Tidak ada DragReducer Agent (“DRA”) bila pipa tambahansudah terpasang. Perubahan ini berlaku efektifsejak tanggal 1 Januari 2011.

On 19 April 2011 the agreement wasamended for the fourth time in relation to theconstructions of additional pipelines (looping)and changes in toll fees to US$2.50 per barrelfrom 1 January 2011 to 10 April 2014 andUS$2 per barrel thereafter. There will be noadditional Drag Reducer Agent (“DRA”) whenthe pipe is installed. This amendment waseffective starting from 1 January 2011.

c. Program Kerja dan Anggaran serta Bonus c. Work Program and Budget and Bonus

Sesuai KBH, Perusahaan memiliki komitmenuntuk program kerja dan anggaran, antara lain:

In accordance with its PSC, the Company hascommitments, including:

i) Aktivitas Geologi dan Geofisik (G&G)dengan jumlah anggaran AS$23.983.000(nilai penuh) untuk 2006 sampai 2012.

i) Geological and Geophysical (“G&G”)activities involving a total budget ofUS$23,983,000 (full amount) for 2006 to2012.

ii) Seismik 2D selama 2 tahun pertama KBH. ii) 2D seismic program during the first twoyears of the PSC.

iii) Penggalian 4 sumur eksplorasi denganjumlah anggaran AS$225.065.000 (nilaipenuh) untuk tahun 2006 sampai 2012.

iii) Drilling four exploration wells involving atotal budget of US$225,065,000 (fullamount) for 2006 to 2012.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Kontraktorsudah:

As at 31 December 2012, the Contratorshave:

i) Membelanjakan sebesar AS$251.265 (nilaipenuh) pada tahun 2012 untuk aktivitasG&G.

i) Spent US$251,265 (full amount) in 2012on G&G activities.

ii) Membelanjakan sebesar AS$153.228 (nilaipenuh) pada tahun 2012 untuk aktivitasSeismik.

ii) Spent US$153,228 (full amount) in 2012on seismic activities.

d. Bonus d. Bonuses

Kontraktor wajib membayar signature bonuskepada Pemerintah sebesar AS$5.000.000(nilai penuh) dalam 30 hari setelah tanggalefektif kontrak. Selain itu, Kontraktor juga wajibmembayar bonus kepada Pemerintahsejumlah AS$10.000.000 (nilai penuh) dalam30 hari setelah produksi komersial pertamadan AS$5.000.000 (nilai penuh) dalam 30 harisetelah produksi kumulatif minyak bumimencapai 25 juta (“MM”) BOE sejak tanggalefektif.

The Contractors are required to pay asignature bonus of US$5,000,000 (fullamount) to the Government within 30 daysafter the effective date of the PSC. In addition,the Contractors are also required to pay abonus to the Government amounting toUS$10,000,000 (full amount) in 30 days afterthe first commercial production of crude oiland US$5,000,000 (full amount) within 30days after cumulative production of crude oilreaches 25 million (“MM”) BOE from theeffective date of the PSC.








23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES(continued)

d. Bonus (lanjutan) d. Bonuses (continued)

Jumlah produksi kumulatif minyak dan gasbumi Kontraktor untuk periode yang berakhirpada tanggal 31 Desember 2012, belummencapai 25 MMBOE.

The Contractors’ cumulative production of oiland gas through 31 December 2012 is lessthan 25 MMBOE.

e. Kontrak-kontrak Engineering Procurementand Construction (“EPC”) untukpembangunan fasilitas produksi minyak

e. Engineering Procurement Construction(“EPC”) contracts for construction of oilproduction facilities

Pada tahun 2011, Kontraktor telahmenandatangani kontrak-kontrak EPC denganpihak ketiga untuk pembangunan fasilitasproduksi minyak. Total perkiraan nilai kontrak-kontrak tersebut adalah AS$1.329 juta (nilaipenuh).

In 2011, the Contractors have entered intovarious EPC contracts with third parties for theconstruction of oil production facilities. Thetotal estimated value of the contracts isUS$1,329 million (full amount).

Sampai dengan tanggal pelaporan, realisasipembangunan EPC telah mencapai ± 37,49 %dengan nilai AS$188 juta.

As at the reporting date, the actualdevelopment of EPCs had reached ± 37.49%with a value of US$188 million.

f. Perjanjian Unitisasi Jambaran - Tiung Biru f. Jambaran - Tiung Biru UnitisationAgreement

Sesuai ketentuan PP No.35/2004 pasal 41 danpasal 42 mengenai Unitisasi, KontraktorKontrak Kerja Sama (“KKKS”) mempunyaikewajiban untuk melakukan Unitisasi apabilaterbukti adanya penambahan cadangan yangmemasuki wilayah kerja Kontraktor lainnya.Dalam rangka memenuhi ketentuan tersebut,pada tanggal 14 September 2012, telahditanda tangani Perjanjian Unitisasi (“UA”)Lapangan Jambaran dan Lapangan Tiung Biruantara KKKS Blok Cepu yang terdiri dariPerusahaan, MCL, Ampolex, dan BadanKerja Sama PI Blok Cepu (“BKS”) disatu pihakdengan KKKS Blok PT Pertamina EP (“PEP”)dilain pihak.

The Government Regulation No. 35/2004,specifically Article 41 and Article 42 regardingUnitisation stipulates that PSC Contractors arerequired to conduct unitisation where there isevidence of a reservoir extending into anotherContractor’s Work Area. In an effort toconform to this provision, a UnitisationAgreement (“UA”) of the Jambaran and TiungBiru Fields was signed on 14 September 2012between the Cepu Block PSC Contractor –composed of the Company, MCL, Ampolexand the Badan Kerja Sama PI of the CepuBlock (“BKS”) as one party, with PT PertaminaEP (PEP) as the other party.

Kesepakatan utama yang tercapai dalam UAadalah :1. Lapangan Jambaran dan Lapangan Tiung

Biru diunitisasi.2. Perusahaan ditunjuk sebagai Operator

Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru.3. Penetapan Equity.

The main covenants agreed upon in the UAare as follows:1. The Jambaran Field and the Tiung Biru

Field shall be unitised.2. The Company is designated as the

operator of the Jambaran-Tiung Biru FieldsUnitisation.

3. Equity Determination.

Selain kesepakatan UA Lapangan Jambaran -Tiung Biru, KKKS Blok Cepu dan KKKS BlokPEP masing masing telah menunjukPerusahaan sebagai Seller Representativeuntuk seluruh gas Blok Cepu dan gaslapangan Tiung Biru yang dituangkan dalamperjanjian terpisah.

Apart from the covenants set out in the UA ofthe Jambaran - Tiung Biru Fields, the CepuBlock PSC Contractors and the PEP BlockPSC Contractor have each designated theCompany as the Seller Representative for allthe Cepu Block gas and the Tiung Biru fieldgas in separate agreements.








23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES(Continued)

f. Perjanjian Unitisasi Jambaran - Tiung Biru(lanjutan)

f. Jambaran - Tiung Biru UnitisationAgreement (Continued)

Pada tanggal 9 November 2012, KKKS BlokCepu dan KKKS Blok PEP telahmenyampaikan surat permohonan persetujuankepada Menteri ESDM untuk melaksanakanUnitisasi Lapangan Jambaran - LapanganTiung Biru dan Penentuan Perusahaansebagai Operator Unitisasi melalui Kepala SKKMIGAS.

On 9 November 2012 the Cepu PSCContractor and the PEP Block Contractorsubmitted a letter of request through SKKMIGAS to secure the ESDM Minister’sapproval to conduct the Jambaran - Tiung BiruFields Unitisation and the designation of theCompany as Operator of the Unitisation.

Perusahaan dan MCL lebih lanjut setuju untukmelaksanakan negosiasi dengan itikad baikuntuk menyelesaikan Perjanjian PemasaranGas Cepu (“CGMA”) dalam jangka waktu 90hari dari tanggal Head of Agreement ini. CGMAakan mengatur pemasaran bersama atas gasCepu dan akan menunjuk Perusahaan sebagaiwakil penjual. MCL akan mendukungPerusahaan sebagai penjual bagianPemerintah dari hasil produksi gas blok Cepu.CGMA ini akan dilaksanakan oleh KontraktorKBH Cepu.

The Company and MCL further agree toconduct good faith negotiations to conclude aCepu Gas Marketing Agreement (the “CGMA”)within 90 days of the date of this Head ofAgreement. The CGMA will provide for jointmarketing of Cepu gas and will appoint theCompany as the seller’s representative. MCLalso agrees to support the appointment of theCompany as the Seller of the State’s share ofCepu gas. The CGMA will be executed by theContractor under the Cepu PSC.

Para Pihak setuju untuk melaksanakannegosiasi lebih lanjut guna menetapkanperjanjian jangka panjang untukmengimplementasikan pengembangan dariUnit Jambaran - Tiung Biru termasuk revisiterhadap UA yang akan berisi ketentuanmengenai penentuan awal dan syaratpenentuan kembali Faktor Partisipasi Unit.Pada tanggal 13 Februari 2013, Plan ofDevelopment sudah disetujui oleh SKK Migas.

The Parties agree to enter into furthernegotiations to put in place all long-termagreements as may be necessary toimplement the development of the Jambaran –Tiung Biru Unit, including an update of the UAwhich will include the initial determination of,and provision for re-determination of the UnitParticipating Factor. On 13 February 2013,Plan of Development was approved by SKKMigas.

Pada tanggal 31 Desember 2012, PerjanjianUA, Perjanjian Operasi Unit (“UOA”), danCGMA belum disetujui oleh Pemerintah.

As at 31 December 2012, the UA, UnitOperating Agreement (“UOA”), and CGMAhad not been approved by the Government.

24. TRANSAKSI NON-KAS 24. NON-CASH TRANSACTIONS

Aktivitas investasi dan pendanaan Perusahaanyang tidak memiliki pengaruh arus kas adalahsebagai berikut:

Investment and financing activities of theCompany which do not affect cash flows are asfollows:

2012 2011*

Penambahan aset minyak dan gas bumi Additions to oil and gas properties as ayang berasal dari kapitalisasi result of capitalisation ofbiaya pembongkaran dan cost of decommisioningrestorasi lokasi aset (Catatan 16) 2,893,102 205,012 and site reclamation (Note 16)

Penambahan aset minyak dan gas bumi Additions to oil and gas properties as ayang berasal dari kapitalisasi result of capitalisation ofbiaya bunga (Catatan 11) 15,041,050 - interest expenses (Note 11)

Kenaikan aset minyak dan gas bumi Increase in oil and gas properties due tomelalui biaya yang masih harus dibayar accrued expenses and trade payablesdan utang kepada pihak ketiga 22,598,496 134,089 to third parties

Saling hapus piutang dan utang dengan Offset of receivable against balancespihak yang berelasi (Catatan 22c) 204,408,337 170,396,111 due to related party (Note 22c)








25. MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN 25. FINANCIAL RISK MANAGEMENT

Berbagai aktivitas yang dilakukan membuatPerusahaan terekspos terhadap berbagai risikokeuangan: risiko pasar (termasuk risiko daridampak nilai tukar mata uang asing, risiko harga,dan risiko suku bunga), risiko kredit, dan risikolikuiditas. Tujuan dari manajemen risikoPerusahaan adalah untuk mengidentifikasi,mengukur, mengawasi, dan mengelola risikodasar dalam upaya melindungi kesinambunganbisnis dalam jangka panjang dan meminimalkandampak yang tidak diharapkan pada kinerjakeuangan Perusahaan.

The Company’s activities expose it to a variety offinancial risks: market risk (including the effects offoreign currency exchange risk, price risk andinterest rate risk), credit risk, and liquidity risk. Theobjectives of the Company’s risk management areto identify measure, monitor and manage basicrisks in order to safeguard the Company's longterm business continuity and to minimise potentialadverse effects on the financial performance ofthe 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 danpengeluaran operasi dari Perusahaandidenominasi dalam mata uang DolarAS, yang secara tidak langsungmerupakan lindung nilai alami (naturalhedge) terhadap eksposur fluktuasi matauang asing. Pengeluaran signifikandalam mata uang asing (Rupiah)berhubungan dengan pembayaran gaji.Namun demikian, pengeluaran-pengeluaran tersebut tidak materialdibandingkan dengan keseluruhanpengeluaran untuk satu tahun. Karenapertimbangan-pertimbangan tersebut,manajemen berkeyakinan bahwaPerusahaan tidak memiliki eksposuryang signifikan terhadap fluktuasi nilaitukar mata uang asing.

The majority of the Company’s revenueand operating expenditures aredenominated in US Dollar, whichindirectly represents a natural hedgeon exposure to the fluctuation inforeign exchange rates. The significantexpenditures denominated in foreignexchange rate (Rupiah) are payroll.However, those expenditures are notmaterial compared to totalexpenditures for the whole year.Because of those considerations,management believes that theCompany does not have a significantexposure to fluctuation in foreignexchange rates.

Pada tanggal 31 Desember 2012, jikamata uang Rupiah melemah/menguatsebesar 3% terhadap Dolar AS dengansemua variabel konstan, laba setelahpajak dalam tahun berjalan akanmenjadi lebih tinggi AS$21.916 ataulebih rendah AS$23.271 terutamadiakibatkan penjabaran keuntungan/kerugian translasi kas dan setara kas,piutang usaha, pajak dibayar dimuka,utang usaha, biaya yang masih harusdibayar, dan utang pajak.

As at 31 December 2012, if the Rupiahweakened/strengthened by 3% againstthe US Dollar with all other variablesheld constant, the post-tax profit for theperiod would have been higher byUS$21,916 or lower by US$23,271,respectively, mainly as a result offoreign exchange gains/losses ontranslation of Rupiah-denominatedcash and cash equivalents, tradereceivables, prepaid taxes, tradepayables, accrued expenses and taxpayables.







25. MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN (lanjutan) 25. 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 risikopasar yang berhubungan denganpergerakan harga minyak mentahkarena minyak mentah adalah produkkomoditas yang diperjualbelikan dipasar minyak dunia. Sebagai produkkomoditas, harga minyak mentahsangat tergantung pada dinamikapasokan dan permintaan minyakmentah di pasar ekspor dunia, yangsangat dipengaruhi oleh:

The Company is exposed to marketrisk associated with price movementsof crude oil since crude oil is acommodity product traded on the worldcrude markets. As a commodityproduct, global crude oil prices areprincipally dependent on the supplyand demand dynamics of crude oil inthe world export market which aresignificantly affected by:

- Faktor-faktor fundamental (sepertiproduksi, persediaan, kondisikilang, fasilitas pipa dan kebijakanproduksi, tingkat pertumbuhanekonomi, kebutuhan, musim, danketersediaan teknologi sumbertenaga alternatif)

- Faktor-faktor non-fundamental(kekhawatiran pasar akibatgangguan politik, keamanan, danaksi spekulasi di pasar minyak).

- Fundamental factors (such asproduction, inventory, condition ofthe refinery, pipeline facilities andproduction policy, economic growth,needs, seasons and the technologyavailability of alternative energysources)

- Non-fundamental factors (marketconcerns due to politicalinterference, security andspeculation in the oil market).

Harga minyak mentah Perusahaanditentukan berdasarkan harga ICP yangdidasarkan harga minyak mentah duniadengan kualitas yang sama sehinggacenderung sangat mengikuti siklus danterpengaruh oleh fluktuasi yangsignifikan yang disebabkan olehdinamika pasokan dan permintaanseperti yang didiskusikan di atas.Namun demikian, Perusahaan tidakmelakukan lindung nilai terhadapfluktuasi harga minyak mentah sesuaidengan instruksi dari Pertamina. Risikofluktuasi harga minyak mentahdimonitor secara berkesinambunganuntuk mengetahui besarnya eksposurrisiko yang dihadapi Perusahaan.

Prices for the Company’s crude oil arebased on ICP which are based onglobal crude oil prices with similargrade, and therefore tend to be highlycyclical and subject to significantfluctuations due to the supply anddemand dynamics as discussedabove. However, the Company doesnot use derivative instruments tohedge exposure to crude oil price riskin accordance with instruction fromPertamina. The risk of crude oil pricefluctuations is monitored on anongoing basis to determine themagnitude of the risk exposures facingthe Company.









a. Risiko pasar (lanjutan) a. Market risk (continued)

(iii) Risiko suku bunga arus kas dan nilaipasar

(iii) Cash flow and fair value interest raterisk

Pertamina menyelenggarakanpendanaan secara terpusat danmengalokasikan pembebanan bungaatas pinjaman ke pihak ketiga untukproyek Blok Cepu kepadaPerusahaan. Bunga yang dibebankanPertamina kepada Perusahaantergantung pada suku bunga yangdibayar Pertamina atas pinjaman yangdikenakan suku bunga tetap danvariable. Dengan demikian,Perusahaan terekpos pada nilai pasarrisiko suku bunga karena perubahantingkat suku bunga pasar akanmempengaruhi Pertamina yang akanmembebankan sebagian biayapinjaman tersebut kepadaPerusahaan.

Pertamina established centralisedfunding and allocated interestexpenses of loan from third partiesutilised for Cepu Block project to theCompany. The interest charged byPertamina to the Company isdependent on the interest rate paid byPertamina for its borrowing whichbears fixed and variable interest rates.As such, the Company is exposed tothe fair value of interest rate risk due tothe changes in the interest rate in themarket will affect Pertamina which inturn will pass through a portion of theborrowing costs to the Company.

b. Risiko kredit b. Credit risk

Pada tanggal 31 Desember 2012, jumlahmaksimal eksposur dari risiko kredit adalahAS$121.288.115. Risiko kredit terutamaberasal dari penempatan dana pada bank,deposito berjangka, piutang usaha, piutanglain-lain, dan PPN yang dapat ditagihkankembali.

As at 31 December 2012, the totalmaximum exposure from credit risk wasUS$121,288,115. Credit risk arises fromcash in banks, time deposits, tradereceivables, other receivables andreimbursable VAT.

Perusahaan memiliki risiko kredit yangsecara signifikan berasal dari piutang yangbelum dibayar dan kas dan setara kas.Pada sebagian besar transaksinya,Perusahaan menggunakan bank yangsecara independen dinilai dengan peringkat“AAA”.

The Company has significant credit riskfrom unpaid receivables and cash andcash equivalents. In most transactions,the Company uses banks that areindependently assessed with a rating of"AAA”.

Perusahaan tidak memiliki konsentrasirisiko kredit yang signifikan.

The Company has no significantconcentrations of credit risk.

Per 31 Desember 2012, sekitar 99% (2011:98%) piutang usaha perusahaanmerupakan piutang dari MCL, operator.Kurang lebih 100% (2011: 100%) piutangusaha dari pihak berelasi tersebut berasaldari Pertamina.

As at 31 December 2012, approximately99% (2011: 98%) of the Company’s tradereceivables represented receivables fromMCL, the operator. Approximately 100%(2011: 100%) of those trade receivablesfrom the related parties are from Pertamina.









c. Risiko likuiditas c. Liquidity risk

Risiko likuiditas merupakan risiko yangmuncul dalam situasi dimana posisi aruskas Perusahaan mengindikasikan bahwaarus kas masuk dari pendapatan jangkapendek tidak cukup untuk memenuhi aruskas keluar untuk pengeluaran jangkapendek. Sebagian besar arus kas masukPerusahaan bergantung pada dana dariPertamina, dalam bentuk cash call.Manajemen Perusahaan secara rutinmelakukan monitor atas perkiraan arus kasdan arus kas aktual dan melakukankoordinasi secara rutin atas pendanaandengan Pertamina.

Liquidity risk is defined as a risk that arisesin situations where a company's cash flowindicates that the cash inflow from short-term revenue is not enough to cover thecash outflow of short-term expenditure.Most of the Company’s cash inflowdepends on funding in the form of cashcalls from Pertamina. The Company’smanagement regularly monitors theprojected and actual cash flows andregularly coordinates the fundingarrangement with Pertamina.

Tabel dibawah ini menggambarkan liabilitaskeuangan Perusahaan pada tanggallaporan keuangan berdasarkan jatuhtemponya yang relevan berdasarkanperiode sisa hingga tanggal jatuh tempokontraktual. Jumlah yang diungkapkandalam tabel ini adalah nilai arus kaskontraktual yang tidak terdiskonto termasukestimasi pembayaran bunga:

The table below analyses the Company'sfinancial liabilities at the reporting date intorelevant maturity groupings based on theremaining period to the contractualmaturity date. The amounts disclosed inthe table are contractual undiscountedcash flows including estimated interestpayments:

31 Desember/December 2012Lebih dari

1 tahun dankurang dari

5 tahun/Kurang dari Later than Lebih dari

1 tahun/ 1 year and 5 tahun/Less than not later than Later than Jumlah/

1 year 5 years 5 years Total

Liabilitas LiabilitiesUtang usaha 49,027,680 - - 49,027,680 Trade payablesUtang lain-lain 13,946,368 - - 13,946,368 Other payablesBiaya yang masih harus

dibayar 39,782,934 - - 39,782,934 Accrued expensesPinjaman kepada

pemegang saham 25,768,486 324,240,392 346,425,570 696,434,448 Shareholder loan

Jumlah 128,525,468 324,240,392 346,425,570 799,191,430 Total

d. Nilai wajar d. Fair values

Nilai wajar adalah suatu jumlah dimanasuatu aset dapat dipertukarkan atau suatuliabilitas diselesaikan antara pihak yangmemahami dan berkeinginan untukmelakukan transaksi wajar.

Fair value is the amount for which an assetcould be exchanged or liability settledbetween knowledgeable and willing partiesin an arm's length transaction.

Nilai tercatat dari aset dan liabilitaskeuangan mendekati nilai wajarnya.

The carrying amount of financial assetsand liabilities are approximate to their fairvalues.








II. Manajemen risiko permodalan II. Capital risk management

Sesuai dengan kebijakan Pertamina, kebijakanpermodalan dan pendanaan Perusahaansepenuhnya diatur oleh Pertamina.Perusahaan tidak diberikan otorisasi untukmelakukan pinjaman baik jangka pendekmaupun jangka panjang. Oleh karena itupenerimaan modal Perusahaan sangattergantung sepenuhnya dengan kemampuanPertamina mendapatkan pendanaan. Dalammengelola permodalannya, Pertaminasenantiasa mempertahankan kelangsunganusahanya termasuk entitas anak sertamemaksimalkan manfaat bagi pemegangsaham dan pemangku kepentingan lainnya.Pertamina secara aktif dan rutin menelaah danmengelola permodalannya untuk memastikanstruktur modal dan pengembalian yang optimalbagi pemegang saham, denganmempertimbangkan efisiensi penggunaanmodal berdasarkan arus kas operasi danbelanja modal, serta mempertimbangkankebutuhan modal di masa yang akan datang.Dengan demikian, kemampuan Perusahaandalam mengelola permodalannya untukmemaksimalkan manfaat bagi pemegangsaham dan pemangku kepentingan lainnyaserta untuk senantiasa mempertahankankelangsungan usaha sangat terbatas.

In accordance with Pertamina’s policy, capitalmanagement and financing activities includingdividend distributions are managed byPertamina. The Company is not authorised toobtain any short-term or long-term borrowings.Therefore, the Company’s ability to obtaincapital depends on Pertamina’s ability toobtain funding. In managing capital, Pertaminasafeguards its ability to continue as a goingconcern as well as its subsidiaries and tomaximise benefits to the shareholders andother stakeholders. Pertamina actively andregularly reviews and manages its capital as agroup to ensure the optimal capital structureand return to the shareholders, taking intoconsideration the efficiency of capital usebased on operating cash flow and capitalexpenditure and also consideration of futurecapital needs as a whole. As such, theCompany’s ability to manage capital tomaximise benefits to the shareholders andother stakeholders and to safeguard its abilityto continue as a going concern is limited.

26. AUDIT PEMERINTAH 26. GOVERNMENT AUDIT

Kebijakan akuntansi yang ditetapkan dalam KKSmenjadi subjek interpretasi oleh SKK MIGAS danPemerintah. Setiap tahun, pembukuan secaraakuntansi dan laporan keuangan Perusahaanmenjadi subjek audit oleh SKK MIGAS dan/atauPemerintah. Klaim-klaim yang timbul dari auditoleh SKK MIGAS dan Pemerintah akan disetujuioleh manajemen Perusahaan dan dicatat dalampembukuan secara akuntansi atau didiskusikanlebih lanjut dengan SKK MIGAS dan/atauPemerintah. Penyelesaian atas klaim-klaim yangdidiskusikan tersebut memerlukan prosesnegosiasi yang cukup lama.

The accounting policies specified in theCooperation Contract are subject to interpretationby SKK MIGAS and the Government. Theaccounting records and reports of the Companyare subjected to an audit by SKK MIGAS and/orthe Government on an annual basis. Claimsarising from these audits are either agreed uponby the management of the Company andrecorded in its accounting records or discussedwith SKK MIGAS and/or the Government.Resolution of the discussed claims may require alengthy negotiation process.

Operator sedang diaudit bersama-sama oleh SKKMIGAS, Badan Pengawas Keuangan danPembangunan, dan Direktorat Jenderal Pajakuntuk tahun buku 2011. Sampai dengan tanggallaporan keuangan ini, Perusahaan belummenerima hasil audit bersama tersebut.

The operator is being audited jointly by SKKMIGAS, Finance and Development SupervisoryAgency and the Directorate General of Tax forfinancial year 2011. As at the date of thesefinancial statements, the Company had notreceived the result of this joint-audit.







27. PERISTIWA PENTING SETELAH TANGGALNERACA

27. SIGNIFICANT SUBSEQUENT EVENTS

Pengalihan saham PT Pertamina EP Cepu Transfer of shares PT Pertamina EP Cepu

Berdasarkan Akta Jual Beli Saham No. 3tertanggal 6 Februari 2013 yang dibuat olehNotaris Yulkhaizar Panuh S.H., PT PertaminaDana Ventura (“PDV”) membeli saham nonpengendali milik Koperasi Energi Indonesia(“KEI”) di Perusahaan, masing-masing sebanyak25 lembar saham dan lima lembar saham.Dengan demikian, sejak tanggal transaksitersebut pemegang saham Perusahaan adalahPertamina (99%) dan PDV (1%).

Based on the Deed of Sale and Purchase ofShares No. 3 dated 6 Februari 2013 legalised byNotary Yulkhaizar Panuh S.H., PT PertaminaDana Ventura (“PDV”) purchased non-controllingshares owned by Koperasi Energi Indonesia(“KEI”) in the Company comprising 25 shares andfive shares, respectively. Thus, since the date ofthat transaction the shareholders of the Companyis Pertamina (99%) and PDV (1%).

28. OTORISASI LAPORAN KEUANGAN 28. AUTHORISATION OF FINANCIALSTATEMENTS

Laporan keuangan Perusahaan telah disahkandan diotorisasi penerbitannya sesuai denganresolusi Direksi Perusahaan tanggal 22 Februari2013.

The Company’s financial statements wereapproved and authorised for issue in accordancewith a resolution of the Board of Directors of theCompany on 22 February 2013.


Halaman ini sengaja dikosongkanThis page is intentionally left blank


Data PerusahaanCorporate Data


Profil Dewan KomisarisBoard of Commissionners Profile

Lahir di Bandung, 12 Mei 1958, Andri T. Hidayat saat ini masih menjadi Direktur Keuangan PT Pertamina (Persero) yang dijabat sejak tahun 2011. Memperoleh gelar Sarjana Ekonomi Akuntansi dari Universitas Padjadjaran – Bandung pada tahun 1984 dan Magister Manajemen dari Universitas Indonesia pada tahun 1992. Memulai karirnya sebagai Staf Keuangan Rumah Sakit Pusat Pertamina (RSPP) pada tahun 1986 hingga menjadi Kepala Akuntansi RSPP pada tahun 1987. Selanjutnya beliau ditugaskan di Direktorat Keuangan Pertamina sebagai Staf Keuangan - Pengawas Konsolidasi Rugi Laba. Sempat menjadi Kepala Akuntansi Pertamina UPPDN III pada tahun 1994, kemudian kembali ke Direktorat Keuangan sebagai Kasubdin Akuntansi Kalkulasi Biaya dan Kasubdin Akuntansi Konsolidasi. Menempati berbagai pos penugasan penting seperti Manajer Keuangan UP V Balikpapan (1999), Manajer Senior Kontroler Direktorat Keuangan (2001), Deputi Direktur Perbendaharaan dan Pendanaan (2004), Kepala Satuan Pengawas Internal PT Pertamina EP (2006), Direktur Keuangan PT Pertamina Geothermal Energy (2007), Direktur Keuangan PT Pertamina EP (2009) dan Direktur Keuangan PT Pertamina (Persero). Pada tanggal 17 Februari 2012 Andri T. Hidayat ditunjuk menjadi Komisaris Utama PT Pertamina EP Cepu.

Born in Bandung on 12 May 1958, Andri T. Hidayat has been serving as Financial Director of PT Pertamina (Persero) since 2011. He obtained his Bachelor Degree in Accounting from Padjadjaran University – Bandung in 1984 and Master of Management from University of Indonesia in 1992. He started his career as Finance Staff of Rumah Sakit Pusat Pertamina (RSPP) in 1986 until he became the Accounting Head of RSPP in 1987. He was later assigned in Pertamina’s Financial Directorate as Finance Staff – Supervisor of Consolidated Gain and Loss. He was once serving as Pertamina’s Accounting Head of UPPDN III in 1994, then he returned to Financial Directorate as Head of Sub Office of Accounting – Cost Calculation and Head of Sub Office of Consolidated Accounting. He was assigned in various significant posts such as Finance Manager of UP V Balikpapan (1999), Senior Controller Manager of Financial Directorate (2001), Deputy Director of Treasury and Funding (2004), Head of Internal Control Unit of PT Pertamina EP (2006), Financial Director of PT Pertamina Geothermal Energy (2007), Financial Director of PT Pertamina EP (2009) and Financial Director of PT Pertamina (Persero). On 17 February 2012 Andri T, Hidayat was appointed as the President Director of PT Pertamina EP Cepu.

Lahir di Nganjuk pada tanggal 6 Mei 1963, Elfien Goentoro memperoleh gelar Sarjana Teknik Kimia dari Institut Teknologi Bandung pada tahun 1987 dan Diploma in Management Studies dari Canterbury Business School, University of Kent, Inggris pada tahun 1993 serta Master in Business Administration (MBA) dari Canterbury Business School, University of Kent, Inggris pada tahun 1994. Berkarir di lingkungan BUMN, pada tahun 2007 Elfien Goentoro ditugaskan di Komite GCG Dewan Komisaris PT Pertamina (Persero). Selanjutnya beliau juga menjadi anggota Komite SDM & Teknologi sebelum diangkat menjadi Komisaris PT Pertamina EP Cepu pada tanggal 1 November 2011.

Born in Nganjuk on 6 May 1963, Elfien Goentoro obtained Bachelor Degree in Chemical Engineering from Bandung Institute of Technology in 1987 and Diploma in Management Studies from Canterbury Business School, University of Kent, England in 1993 and Master in Business Administration (MBA) from Canterbury Business School, University of Kent, England in 1994. Serving in BUMN, in 2007 Elfien Goentoro was assigned in GCG Committee of the Board of Commissioners of PT Pertamina (Persero). He was also later assigned as a member of Human Resources & Technology Committee prior to being appointed as a Commissioner of PT Pertamina EP Cepu on 1 November 2011.

KOMISARIS UTAMA PRESIDENT COMMISSIONER(17 Februari-31 Desember 2012)

KOMISARIS COMMISSIONER(1 Januari-31 Desember 2012)

Andri T. Hidayat Elfien Goentoro



Lahir di Kediri 5 Juli 1962, Ahmad Bambang menyelesaikan pendidikan Diploma III Teknik Industri Institut Teknologi Bandung (ITB) pada tahun 1984 dan S1 Teknik Informatika ITB pada tahun 1986 serta memperoleh gelar Magister Manajemen Industri dari Universitas Indonesia pada tahun 1999. Merintis karir sebagai staf Dinas Teknik di Direktorat Pembekalan dan Pemasaran Dalam Negeri (PPDN) PT Pertamina (Persero) pada tahun 1991, karirnya terus meningkat hingga menempati posisi-posisi penting di lingkungan Bidang Pemasaran Direktorat Hilir seperti Kepala Divisi Perencanaan & Pengembangan Usaha (2006), Kepala Divisi Perencanaan Strategis & Pengembangan Usaha (2007) dan Deputi Direktur Distribusi (2008). Selanjutnya diangkat menjadi Senior Vice President CSS pada tahun 2009 kemudian Senior Vice President HR Development pada tahun 2011. Ditunjuk sebagai Komisaris PT Pertamina EP Cepu pada tanggal 12 Agustus 2011 hingga 19 Oktober 2012.

Born in Kediri on 5 July 1962, Ahmad Bambang completed the Diploma III of Industrial Engineering of Bandung Institute of Technology in 1986 and obtained Bachelor Degree in Informatics Technology of Bandung Institute Technology in 1986 and obtained Magister Management – Industry from University of Indonesia in 1999. He started his career as Engineering Office staff in Directorate of National Inventory and Marketing Unit (PPDN) of PT Pertamina (Persero) in 1991. His career advanced until he was assigned in significant positions in Marketing Department of Downstream Directorate such as Division Head of Business Planning & Development (2006), Division Head of Strategic Planning & Business Development (2007) and Deputy Director of Distribution (2008). He was later appointed as Senior Vice President of CSS in 2009 then Senior Vice President of HR Development in 2011. He was later appointed as Commissioner of PT Pertamina EP Cepu beginning on 12 August 2011 and ending on 19 October 2012.

Lahir di Yogyakarta, 19 Mei 1961, Rony Gunawan saat ini masih menjabat sebagai Senior Vice President Upstream Strategic Planning & Subsidiary Management PT Pertamina (Persero). Meraih gelar Sarjana Teknik Geologi Umum dari Institut Teknologi Bandung pada tahun 1988 dan Magister Manajemen dari Universitas Gadjah Mada pada tahun 1998, serta Magister Fisika dari Universitas Indonesia pada tahun 2000. Bergabung di Pertamina sejak tahun 1992 sebagai Trainee di DAK-EPL Balikpapan, menjalani berbagai penugasan dan jabatan strategis seperti Vice President Perencanaan & Portofolio PT Pertamina EP (2008), Vice President Upstream Investment & Business Development PT Pertamina (Persero) pada tahun 2011 dan kemudian Senior Vice President Upstream Strategic Planning & Subsidiary Management PT Pertamina (Persero) pada tahun 2012. Diangkat menjadi Komisaris Utama PT Pertamina EP Cepu pada tanggal 3 Mei 2011 dan berakhir pada tanggal 10 Mei 2012.

Born in Yogyakarta, 19 May 1961, Rony Gunawan is currently still serving as Senior Vice President of Upstream Strategic Planning & Subsidiary Management of PT Pertamina (Persero). He obtained Bachelor Degree in General Geology from Bandung Institute of Technology in 1988 and Magister Management from Gadjah Mada University in 1998, and Magister in Physics from University of Indonesia in 2000. He joined Pertamina in 1992 as Trainee in DAK-EPL Balikpapan, was assigned in various positions and strategic posts such as Vice President Planning & Portfolio of PT Pertamina EP (2008), Vice President of Upstream Investment & Business Development PT Pertamina (Persero) in 2011 and later Senior Vice President of Upstream Strategic Planning & Subsidiary Management of PT Pertamina (Persero) in 2012. He was appointed as President Commissioner of PT Pertamina EP Cepu beginning on 3 May 2011 and ending on 10 May 2012.

KOMISARIS COMMISSIONER(1 Januari-19 Oktober 2012)

KOMISARIS COMMISSIONER(1 Januari-9 Mei 2012)

Ahmad Bambang Rony Gunawan


Lahir di Palembang, 18 Juli 1960, Adriansyah saat ini masih menjabat sebagai Senior Vice President Upstream Business Development PT Pertamina (Persero). Memperoleh gelar Sarjana Geofisika Institut Teknologi Bandung (ITB) pada tahun 1987, Master of Science Geofisika dari ITB pada tahun 1992 dan Phd bidang Geofisika dari University of Texas, Amerika Serikat pada tahun 2000. Mulai bekerja di Pertamina pada tahun 1989, beliau telah mejalani berbagai penugasan dan menempati jabatan strategis seperti Vice President EP Technology Center (2009), Vice President Upstream Technology Center (2011) dan Senior Vice President Upstream Business Development sebelum diangkat sebagai Komisaris PT Pertamina EP Cepu pada tanggal 10 Mei 2012.

KOMISARIS COMMISSIONER(10 Mei-31 Desember 2012)

Adriansyah

Born in Palembang, on 18 July 1960, Adriansyah is currently still serving as Senior Vice President of Upstream Business Development of PT Pertamina (Persero). He obtained his Bachelor Degree in Geophysics from Bandung Institute of Technology (ITB) in 1987, Master of Science in Geophysics from ITB in 1992 and PhD in Geophysics from University of Texas, United States in 2000. Starting his work in Pertamina in 1989, he had been assigned in various positions and strategic posts such as Vice President of EP Technology Center (2009), Vice President of Upstream Technology Center (2011) and Senior Vice President of Upstream Business Development prior to being appointed as Commissioner of PT Pertamina EP Cepu on 10 May 2012.



Lahir di Padang, 20 Januari 1964, Gusrizal saat ini masih menjabat sebagai Senior Vice President Corporate Investment & Business Development PT Pertamina (Persero). Menyelesaikan studi sebagai Sarjana Teknik Mesin dari Institut Teknologi Bandung pada tahun 1989 dan Master of Science bidang Manajemen Transportasi dari World Maritime University (WMU) Swedia pada tahun 1999. Karirnya di Pertamina diawali sebagai staf di Sub Dinas Perencanaan pada tahun 1990, kemudian lama bertugas di Direktorat Hilir mulai dari menjabat sebagai Manajer Kontrak & Klaim Bidang Perkapalan (2001), Manajer Pengusahaan Kapal (2004), General manager Komersial & Charter (2006) hingga Deputi Direktur Perkapalan (2008). Dipercaya menempati beberapa posisi strategis lainnya seperti Deputi Direktur Distribusi Direktorat Pemasaran & Niaga (2009), Senior Vice President RenBang Bis & TranK (2009) dan Senior Vice President Corporate Investment & Business Development. Ditunjuk menjadi Komisaris Utama PT Pertamina EP Cepu pada tanggal 3 Mei 2011 dan berakhir pada tanggal 17 Februari 2012.

Born in Padang, 20 January 1964, Gusrizal is currently still serving as Senior Vice President of Corporate Investment & Business Development of PT Pertamina (Persero). He completed his study and obtained his Bachelor Degree in Mechanical Engineering from Bandung Institute of Technology in 1989 and Master of Science in Transportation Management from World Maritime University (WMU) Sweden in 1999. His career in Pertamina was started as a staff in Sub Office of Planning in 1990, then he served for a considerable amount of time in Downstream Directorate starting as Manager of Contract & Claim in Shipping (2001), Manager of Vessel Operation (2004), General Manager of Commercial & Charter (2006) until he became Deputy Director of Shipping (2008). He was entrusted to serve in other various strategic positions such as Deputy Director of Distribution in Marketing & Commerce Directorate (2009) and Senior Vice President of Corporate Investment & Business Development. He was appointed as the President Commissioner of PT Pertamina EP Cepu beginning on 3 May 2001 and ending on 17 February 2012.

KOMISARIS UTAMA PRESIDENT COMMISSIONER(1 Januari-16 Februari 2012)

Gusrizal


Profil DireksiBoard of Directors Profile

Lahir di Pariaman - Sumatera Barat 16 Mei 1958, Amril Thaib Mandailing menyelesaikan pendidikan dan mendapatkan gelar Sarjana Teknik dari Fakultas Teknik jurusan Teknologi Gas dan Petrokimia Universitas Indonesia pada tahun 1985 dan Magister Teknik Metalurgi dari Universitas Indonesia pada tahun 1995 serta tugas belajar di Institute de Recherches sur la Catalyse et L’environnement de Lyon (IRCELYON) - CNRS Lyon, Perancis. Mulai bergabung di Pertamina sebagai Drilling Engineer di UEP II Sumbagsel pada tahun 1989, karirnya terus meningkat hingga menempati posisi sebagai Manajer Fasilitas di PT Pertamina EP (2006), Vice President Pengembangan Usaha & Perencanaan Korporat PT Pertamina Gas (Pertagas) dan Vice President Director PT E1 - Pertagas (2007), kemudian menjadi Deputy Project Executive/Deputy GM Mobil Cepu Limited (MCL) pada tahun 2009. Diangkat menjadi Direktur Utama PT Pertamina EP Cepu sejak tanggal 24 Juni 2010.

Born in Pariaman, West Sumatera on 16 May 1958, Amril Thaib Mandailing completed his education and obtained Bachelor Degree in Gas and Petrochemical Engineering of University of Indonesia in 1958 and Magister of Metallurgic Engineering from University of Indonesia in 1995 and overseas study at Institute de Recherches sur la Catalyse et L’environnement de Lyon (IRCELYON) - CNRS Lyon, France. He started joining Pertamina as Drilling Engineer at UEP II of Southern Sumatera in 1989, and he was assigned as Process Technology Specialist at Upstream Directorate (2001), Process & Facilities Expert of PT Pertamina EP (2006), and his career was advancing until he was assigned as the Facility Manager at PT Pertamina EP (2006), Vice President of Business Development & Corporate Planning of PT Pertamina Gas (Pertagas) and Vice President Director of PT E1 - Pertagas (2007), then Deputy Project Executive/Deputy GM Mobil Cepu Limited (MCL) in 2009. He was appointed as the President Director of PT Pertamina EP Cepu on 24 June 2010.

Lahir di Medan 13 Maret 1956, Mangasi Darma Gunawan memperoleh gelar Sarjana Teknik dari Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung (ITB) pada tahun 1985 dan Magister Teknik Perminyakan dari ITB tahun 2003. Mulai bekerja di Pertamina pada tahun 1987, berbagai penugasan telah dijalani diantaranya sebagai Kepala Sub Dinas Evaluasi Anggaran Direktorat EP (2000), Asisten Manajer Perencanaan dan Anggaran Direktorat Hulu (2001), Spesialis Analis Fluida Reservoir Direktorat Hulu (2002), Manajer Pengembangan Lapangan Direktorat Hulu (2003), Manajer Manajemen Pengembangan PT Pertamina EP (2006), General Manager JOB Petrochina Salawati (2006) dan Staf Ahli Direktur Pertamina Hulu Energi (2009). Ditunjuk menjadi Direktur Operasi PT Pertamina EP Cepu pada tanggal 4 Juli 2010.

Born in Medan on 13 March 1956, Mangasi Darma Gunawan obtained his Bachelor Degree in Mining and Petroleum Engineering from Bandung Institute of Technology (ITB) in 1985 and Magister of Petroleum Engineering from ITB in 2003. Starting to work in Pertamina in 1987, he was assigned in various positions such as Head of Sub Office of Budget Evaluation of EP Directorate (2000), Assistant Manager of Planning and Budget of Upstream Directorate (2001), Analyst Specialist of Reservoir Fluid of Upstream Directorate (2002), Manager of Field Development of Upstream Directorate (2003), Manager of Development Management of PT Pertamina EP (2006), General Manager of JOB Petrochina Salawati (2006) and Expert Staff of Director of Pertamina’s Upstream Energy (2009). He was appointed as Operation Director of PT Pertamina EP Cepu on 4 July 2010.

DIREKTUR UTAMA PRESIDENT DIRECTOR DIREKTUR OPERASI OPERATION DIRECTOR

Amril Thaib Mandailing Mangasi Darma Gunawan


Lahir di Pangkalpinang 16 September 1961, Amran Anwar menyelesaikan pendidikannya sebagai Sarjana Teknik Pertambangan di Universitas Sriwijaya Palembang. Merintis karir di Pertamina sejak tahun 1989 sebagai Trainee, pada tahun 2002 beliau diangkat sebagai Manajer Umum di DOH Sumbagsel. Selanjutnya pernah menjadi Manajer Manajemen Operasi Direktorat Hulu (2004), Manajer Manajemen Operasi PT Pertamina EP (2006), Manajer Perencanaan Eksploitasi PT Pertamina EP (2006), General manager JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (2007) dan Direktur Utama PT Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) pada tahun 2010. Sejak tanggal 28 September 2012 ditunjuk menjadi Direktur Pengembangan PT Pertamina EP Cepu

Born in Pangkalpinang, 16 September 1961, Amran Anwar obtained his Bachelor Degree in Mining Engineering of Sriwijaya University, Palembang. He started his career in Pertamina in 1989 as a Trainee, and in 2002 he was appointed as General Manager at DOH of Southern Sumatera. He was later assigned as Manager of Operation Management in Upstream Directorate (2004), Manager of Operational Management of PT Pertamina EP (2006), Manager of Exploitation Planning of PT Pertamina EP (2006), General manager of JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (2007) and President Director of PT Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) in 2010. On 28 September 2012, he was appointed as Development Director of PT Pertamina EP Cepu.

DIREKTUR PENGEMBANGAN DEVELOPMENT DIRECTOR

Amran Anwar


Struktur Organisasi (2011-2015) PT Pertamina EP CepuOrganization Structure (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu

PMT-

Jam

bara

n Ti

ung

Biru

BOD

GM Ja

mba

ran

Tiun

g Bi

ru

Proj

ect

Bob

Wik

an

Hak

sara

A

dibr

ata

Geos

cien

ces

Man

ager

Akh

mad

M

iftah

Corp

orat

e Se

cret

ary

• PR

& C

SR•

Lega

lA

rti N

asti

ti S

udar

sono

Inte

rnal

Aud

it &

Risk

Mgr

Dad

ang

Suna

ndar

Pres

iden

t Dire

ctor

Am

ril T

haib

Man

daili

ng

Ope

ratio

n Di

rect

orM

anga

si D

arm

a G

unaw

anDe

velo

pmen

t Dire

ctor

Am

ran

Anw

arBu

sines

s Sup

port

Dire

ctor

New

Ve

ntur

e M

anag

er

BU P

roj.

Cont

rol

Man

ager

Faci

lity

&

Mai

nten

ance

M

anag

erTa

xM

anag

er

Proc

ess

& F

acili

ties

Man

ager

Edi Z

anua

r M

uhta

di

JTB

Proj

. Co

ntro

l M

anag

erA

hmad

Ri

zki

Rese

rvoi

rM

anag

erTr

easu

ry

Man

ager

Plan

ning

&

Eva

l. M

anag

erTo

nni

Ram

elan

Prod

uctio

nM

anag

erA

chm

ad

Zaid

y

Fina

nce

Cont

rolle

rM

anag

erEk

o Si

git

Suka

di

HSSE

M

anag

er

Gene

ral

Serv

ices

M

anag

erTo

to

Tria

ntor

o

Hum

an

Capi

tal

Man

ager

Abd

ul

Mal

ik

Fiel

d M

anag

er

Drill

ing

Man

ager

Toto

t Eko

H

aria

nto

Dep.

GM

Ba

nyu

Urip

Pr

ojec

tPe

rry

Wid

yana

nda

PMT-

Bany

u U

rip

Deta

il O

rgan

isasi

men

giku

ti O

rg

MCL

VP P

eopl

e De

v. &

Se

rvic

esH

arry

Her

man

ia

VP P

rodu

ction

Ach

mad

Zai

dy *

VP F

inan

ceSe

no Y

udan

toro

VP P

roje

ct &

Pla

nnin

gRP

Yud

anto

ro*

VP E

ngin

eerin

gRP

Yud

anto

ro

* Pj

s di t

ahun

201

2

Pjs i

n 20

12



Nama Kantor PerwakilanRepresentative Office

Lembaga Profesi Penunjang PerusahaanCompany’s Supporting Professional Institutions

Anak Perusahaan dan Perusahaan AfiliasiSubsidiaries and Affiliates

Alamat : Jl. Mastrip No. 60 Bojonegoro - Jawa TimurTelp/Fax : (0353) 886538E-mail : [email protected]

Mess Bojonegoro :

Addres : Jl. Mastrip No. 60 Bojonegoro - Jawa TimurPhone/Fax : (0353) 886538E-mail : [email protected]

Mess Bojonegoro :

Sampai dengan akhir tahun 2012, Pertamina EP Cepu tidak memiliki Anak Perusahaan tetapi memiliki sejumlah perusahaan afiliasi, yaitu anak perusahaan lainnya milik PT Pertamina (Persero).

Up to the end of 2012, PT Pertamina EP Cepu has no subsidiaries; however, it has a number of affiliates, namely the subsidiaries of PT Pertamina (Persero).

Nama Perusahaan | Company Name Alamat | Addres

Kantor Akuntan PublikPublic Accountant Firm

PWC (Kantor Akuntan Publik Tanudiredja, Wibisana & Rekan

Plaza 89, Jl. HR. Rasuna Said, Kav. X7 No. 6, Jakarta, 12940Telp. (021) 521 2901Fax. (021) 529 05555


Halaman ini sengaja dikosongkanThis page is intentionally left blank

Daftar IsiTable of Contents

4Profil Perusahaan

Company Profile

Identitas Perusahaan Coporate Identity 5Ikhtisar Keuangan Financial Highlight 6Tujuan, Sasaran dan Strategi Perusahaan Company’s Objectives, Goals, and Strategy 10Sekilas Pertamina EP Cepu Overview of Pertamina EP Cepu 12Visi, Misi dan Nilai Vision, Mission, and Corporate Values 14Bidang Usaha Line of Business 16Proses Bisnis The Business Processes 18Penghargaan dan Sertifikasi Award and Certification 21Peristiwa Penting 2012 Significant Events 2012 22Laporan Dewan Komisaris Board of Commissioners Report 24Laporan Direksi Board of Directors Report 32

42Analisa &

PembahasanManajemenManagement

Discussion& Analysis

Tinjauan Bisnis Business Review 44Tinjauan Industri Overview of the Industry 46Tinjauan Bisnis dan Operasional Overview on Businesses and Operations 50Tinjauan Pendukung Bisnis Business Support 62Sumber Daya Manusia (SDM) Human Resources 64Teknologi Informasi Information Technology 84Pengendalian Mutu Quality Control 90Pengamanan Security 94Legal Legal 96Prospek Usaha dan Strategi Perusahaan Business Prospect and Corporate Strategies 100Tinjauan Keuangan Financial Review 104Key Performance Indicators (KPI) 125

126Tata Kelola

PerusahaanGood Corporate

Governance

Komitmen Pelaksanaan GCG Commitment to to GCG Implementation 128Pedoman Penerapan GCG Guidelines for GCG Implementation 130Asesmen Penerapan GCG GCG Implementation Assessment 131Pertamina Quality Assessment (PQA) Pertamina Quality Assessment (PQA) 132Struktur Tata Kelola Corporate Governance Structure 133Rapat Umum Pemegang Saham The General Meeting of the Shareholders 133Dewan Komisaris Profile 134Sekretaris Dewan Komisaris Secretary to the Board of Commissioners 142Direksi The Board of Directors 143Sekretaris Perusahaan Corporate Secretary 153Internal Audit Internal Audit 154Sistem Pengendalian Internal Internal Control System 155Manajemen Risiko Risk Management 156Auditor Independen Independent Auditor 165Perkara Penting yang sedang Dihadapi Direksi dan Dewan Komisaris yang Sedang Menjabat Important Cases Faced by the Incumbent Board of Directors and Board of Commissioners 166Permasalahan Hukum Legal Issues 166Donasi Untuk Kegiatan Sosial dan Politik Donations for Social and Political Activities 166Akses Informasi dan Sistem Komunikasi Internal Information Access and Internal Communication System 167Pedoman Perilaku Code of Conduct 169Nilai-nilai Perusahaan Corporate Values 170Whistle-Blowing System (WBS) 171

TemaTheme Building Foundation for an Aggressive Future Growth 1

188 Tanggung Jawab Atas Laporan Tahunan 2012 Responsibility of Annual Report 2012 188

172Tanggung Jawab

Sosial PerusahaanCorporate Social

Responsibility

Pelaksanaan CSR tahun 2012 CSR Implementation in 2012 175Laporan HSE (Health, Safety & Environment) Report of HSE (Health, Safety & Environment) 178Tanggung Jawab Terhadap Pelanggan Responsibility Towards Customers 183

189 Laporan Keuangan Financial Report 189

263Data

PerusahaanCorporate Data

Profil Dewan Komisaris Board of Commissionners Profile 264Profil Direksi Board of Directors Profile 268Struktur Organisasi (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu Organization Structure (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu 270Nama Kantor Perwakilan Representative Office 271Lembaga Profesi Penunjang Perusahaan Company’s Supporting Professional Institutions 271Anak Perusahaan dan Perusahaan Afiliasi Subsidiaries and Affiliates 271


2012Laporan TahunanAnnual Report

Patra Jasa Office TowerLt. 6 & 8Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950Telp. + 62 21 52900900Fax. +62 21 52900597

Website: www.pertamina-epcepu.com

Building Foundation for an Future Grow

th2012Laporan Tahunan • A

nnual Report

Annual Report Building Foundation for an Aggressive Future...

Documents

Transcript of Annual Report Building Foundation for an Aggressive Future...