Laporan Tahunan Annual Report. Building Foundation for an Aggressive Future Growth

2012

Laporan Tahunan • Annual Report

2012

Laporan Tahunan Annual Report

Building Foundation for an Aggressive Future Growth Building Foundation for an Future Growth

Patra Jasa Office Tower Lt. 6 & 8 Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950 Telp. + 62 21 52900900 Fax. +62 21 52900597 Website: www.pertamina-epcepu.com

Daftar Isi

Table of Contents Tema Theme

Building Foundation for an Aggressive Future Growth

1

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

5 6 10 12 14 16 18 21 22 24 32

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

44 46 50 62 64 84 90 94 96 100 104 125

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

128 130 131 132 133 133 134 142 143 153 154 155 156 165 166 166 166 167 169 170 171

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

175 178 183

188

Tanggung Jawab Atas Laporan Tahunan 2012 Responsibility of Annual Report 2012

188

189

Laporan Keuangan Financial Report

189

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

264 268 270 271 271 271

4

Profil Perusahaan Company Profile

42

Analisa & Pembahasan Manajemen Management Discussion & Analysis

126 Tata Kelola Perusahaan

Good Corporate Governance

172

Tanggung Jawab Sosial Perusahaan

Corporate Social Responsibility

263 Data Perusahaan

Corporate Data


Building Foundation for an Aggressive Future Growth 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.

PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

1

Kata Pengantar Foreword Assalamu’alaikum Wr Wb,

Assalamu’alaikumWrWb,

Pemegang saham dan pemangku kepentingan yang terhormat,

Dear Shareholders and Stakeholders,

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).

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.

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.

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.

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

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

•

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.

•

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.

•

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 JambaranTiung 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.

•

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.

•

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.

•

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.

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.

•

•

2


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.


•

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.

•

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.

•

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%.

•

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%.

•

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.

•

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.

•

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.

•

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

Wassalamu’alaikum Wr. Wb. Jakarta, Pebruari 2013

Amril Thaib Mandailing Direktur Utama President Director


3


4

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.

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.

• 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.

• 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.


Identitas Perusahaan Corporate Identity Nama PT Pertamina EP Cepu

Company Name PT Pertamina EP Cepu

Bidang Usaha Kegiatan usaha hulu mencakup eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi

Line of Business Upstream oil and natural gas exploration and exploitation business activities

Status Perusahaan Anak Perusahaan PT Pertamina (Persero)

Company Status Subsidiary of PT Pertamina (Persero)

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

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

Dasar Hukum Pendirian Akte No. 5 tanggal 14 September 2005 dengan Notaris Marianne Vincentia Hamdani SH disahkan oleh Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia dalam Surat Keputusan No.C-26131 HT.01.01.TH 2005 tanggal 21 September 2005 dan diumumkan dalam Tambahan Berita Negara Republik Indonesia Nomor 5 tanggal 17 Januari 2006.

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.

Tanggal Pendirian 14 September 2005

Date of Incorporation 14 September 2005

Modal Dasar Rp 2.000.000.000,- (dua miliar rupiah)

Authorized Capital Rp 2.000.000.000,- (Two billion rupiah)

Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh Rp 500.000.000,- (lima ratus juta rupiah)

Subscribed and Paid Up Rp 500.000.000,- (Five hundred million rupiah)

Wilayah Kerja Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) minyak dan gas bumi di Blok Cepu yang mencakup wilayah Kabupaten Bojonegoro dan Tuban Provinsi Jawa Timur serta Kabupaten Blora Provinsi Jawa Tengah.

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.

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

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


5

Ikhtisar Keuangan Financial Highlights

PT PERTAMINA EP CEPU Statements of Comprehensive Income for the Year Ended 31 December 2012 dan 2011 USD Thousand

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

Pendapatan Usaha

%

RKAP 2012

Audited 2012

Audited 2011

1

2

3

117,718

143,883

226,305

122

64

Revenues

23,166

25,089

22,978

108

109

Production Expenses

7,340

12,458

9,747

170

128

Depreciation, Depletion and Amortisation Expenses

Target

Trend

(2:1)

(2:3)

Beban Usaha Biaya Produksi Biaya Penyusutan, Deplesi, dan Amortisasi Biaya Eksplorasi

Operating Expenses

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

Pendapatan (Beban) Lain-lain Pendapatan Bunga

37

Pendapatan Lainnya

55

209

141

1.018

99

Other Income

59

Interest expense

360

3,666

3,707

-

(4,385)

(7,375)

Selisih Kurs

-

-

-

Interest Income

Foreign Exchange Differences

-

(196)

(15)

1.332

Other Expenses

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)

-

-

-

Jumlah Pendapatan Komprehensif

27,211

27,861

82,804

EBIT

56,374

63,372

EBITDA

63,714

75,830

Total Pendapatan (Beban) Lain-lain

Pendapatan Komprehensif Lain

6

78

Beban bunga

Beban Lainnya

Operating Income Other Income (Expenses)


Other Comprehensive Income 102

34

Total Comprehensive Income

164,535

112

39

EBIT

174,282

119

44

EBITDA


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

PT PERTAMINA EP CEPU Statements of Financial Position Per December31, 2012 dan December 31, 2011 USD Thousand

RKAP 2012

Audited 2012

Audited 2011

1

2

3

% Target

Trend

(2:1)

(2:3)

AKTIVA

ASSETS

Aktiva Lancar

Current Asset

Kas dan Setara Kas Piutang Usaha Piutang Lain-Lain Persediaan Uang Muka dan Beban Dibayar Dimuka Total Aktiva Lancar

7,426

59,474

1,304

801

4,559

104,032

29,499

6,965

28

424

Trade Receivables

2,093

486

164,346

23

0

Other Receivables

-

7,549

4,636

163

Inventories

6,618

270

160

4

168

Advances and Expenses Paid in Advance

120,170

97,279

177,412

81

55

Total Current Assets

-

91

Aktiva Tidak Lancar

Cash and Cash Equivalents

Non-Current Assets

Aset Pajak Tangguhan

19,801

Aset Minyak dan Gas Bumi Aset Tetap Dalam Pelaksanaan

445,652

406,413

400,941

-

243,985

-

31,828

14,998

106

181

PPN yang Dapat Ditagihkan Kembali Aset lain-lain

44,054

Total Aktiva Tidak Lancar Total Aktiva

Deferred Tax Assets 101

0

212

Reimbursable VAT

59

Other Assets

509,507

682,333

416,120

134

164

Total Non-Current Assets

629,677

779,612

593,532

124

131

Total Assets

Liabilitas dan Ekuitas

Liabilities and Equities

Liabilitas Lancar

Current Liabilities

Hutang usaha

39,733

Hutang pajak Hutang lain-lain Biaya yang masih harus dibayar Total Liabilitas Lancar

49,028

26,781

123

7,193

4,191

6,147

58

68

Tax Payables

659

13,946

619

2,115

2,253

Other Payables

-

40,685

21,744

187

Accrued Expenses

47,585

107,850

55,292

195

Total Current Liabilities

227

183

Liabilitas Tidak Lancar Hutang pihak berelasi

Trade Payables

Non-Current Liabilities 513,882

Pinjaman pemegang saham Kewajiban pajak tangguhan

Oil and Gas Assets Fixed Assets Under Construction

-

450,473 548,266

-

51,361

48,657

-

-

Payables - Related Parties

106

Deferred Tax Liabilities

Shareholder Loan

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 Modal Disetor Saldo Laba

Jumlah Defisiensi Modal Total Kewajiban dan Defisiensi Modal

Equities 57

49

49

86

100

Paid-Up Capital

67,467

65,662

37,801

97

174

Retained Earnings

67,523

65,711

37,850

97

174

Total Equities

629,677

779,612

593,532

124

131

Total LIabilities and Equities


7

PT PERTAMINA EP CEPU Penilaian Kinerja Periode 31 Desember 2012

PT PERTAMINA EP CEPU Assessment Performance Period December 31, 2012 RKAP 2012 Nilai

Audited 2012

Bobot

Nilai

Audited 2011

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

11

Time Interest Earned Ratio (TIER)

-

-

17,29

3,00

-

kali

Nilai Kinerja Keuangan

42,00

Nilai Kinerja Keuangan Proporsional (NKKP)

45,94

Klasifikasi Tingkat Kinerja Keuangan

Sehat

52,50

Sehat

49,00

Financial Performance Score

53,59

Proportional Financial Performance Score (NKKP)

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

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)

20,00

Growth Performance Score (NKP)

Nilai Kinerja Pertumbuhan (NKP) Klasifikasi Tingkat Kinerja Pertumbuhan

10,00 Tumbuh Sedang

12,00 Tumbuh Sedang

Tumbuh Tinggi

1

Laporan Keuangan Perusahaan Bulanan

2

Laporan Manajemen Perusahaan Bulanan

3

Laporan Keuangan Audited

4

Rancangan RKAP

Administration Performance ≤7 hari

2,00

≤7 hari

1,58

< 7 hari

1,39

Monthly Financial Statement

≤11 hari

2,00

≤16hari

1,92

11-14 hari

1,73

Monthly Management Statement

≤Maret

3,00

≤Maret

3,00

Maret

3,00

Audited Financial Statement

3,00 ≤ Agustus

3,00

Juli

3,00

RKAP Plan

9,12

Administration Performance Score (NKA)

≤ Agustus

Nilai Kinerja Administrasi (NKA) Klasifikasi Tingkat Kinerja Administrasi

10,00 Tertib

Tingkat Kesehatan Anak Perusahaan (NKK+NKP+NKA) Tingkat Kinerja Perusahaan


Asset Productivity Growth (ASPG)

Level Growth Performance Classification

Kinerja Administrasi

8

Equity to Total Asset, Time Interest Earned Ratio (TIER)

9,50 Tertib

65,94 Sehat A

Tertib 74,00

Sehat A

Level Administration Performance Classification 82,71

Sehat AA

Subsidiary Health Level (NKK+NKP+NKA) Company Performance Level


Pendapatan Usaha Revenue

Laba (Rugi) Bersih Net Profit (Loss)

(dalam ribu USD/in thousand USD)

300


Audit 2011 226,305

Audit 2012 RKAP 2012

250 200

RKAP 2012

40 27,861

27,211

20

50

0

Audit 2011 Audit 2012 RKAP 2012

Jumlah Kewajiban Total Liabilities 800


Audit 2011 713,901

700

Audit 2012 RKAP 2012

80

Audit 2011 Audit 2012

70

65,711

67,523

RKAP 2012

60

562,154

555,682


Jumlah Defisiensi Modal Total Capital Deficiency


500

50

400

40

300

30

200

20

100

10

0

Audit 2012 82,804

117,718

100

600

80

Audit 2011

60

143,883

150

0

100

0


37,850


Jumlah Aktiva Total Assets


779,612

800

Audit 2012

700 600

Audit 2011

593,532

629,677

RKAP 2012

500 400 300 200 100 0



9

Tujuan, Sasaran dan Strategi Perusahaan Company’s Objectives, Goals and Strategy

10

Tujuan

Objectives

Pertamina 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 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)

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

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

Company’s Goals

A. Sebagai Pemilik Participating Interest Di Blok Cepu 1. 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.

A. As Owner of a Participating Interest in the Cepu Block 1. 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. 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.

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. Pengelolaan Perusahaan dengan Standar Operational Excellence 1. 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.

C. Management of the Company with a Standard of Operational Excellence 1. 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. 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.

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.

Strategi Perusahaan

The Company’s Strategy

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

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 operasi 5. 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.

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:

In view of reaching the Company’s vision and mission and to align its long-term objectives and goals, Pertamina EP Cepu determines strategies that cover the following: 1. Operational Excellence with a Safety Culture and HSE Focus 2. 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.


11

Sekilas Pertamina EP Cepu Overview of Pertamina EP Cepu

12

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.

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.

Keberadaan PEPC tidak terlepas dari dikeluarkannya UndangUndang 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).

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.



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).

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).

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 Agreement b. Unit Operation Agreement c. Cepu Gas Marketing Agreement d. Operatorship Transfer & Transition Plan

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 Agreement b. Unit Operation Agreement c. Cepu Gas Marketing Agreement d. 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.

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. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

13

Visi dan Misi Vision and Mission

Visi

Vision

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

Misi a.

b.

14

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

Mission a.

b.

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 and thereby giving added value to the stakeholders, particularly to the shareholders, customers, workers and the general public.

Dasar Pengesahan Visi dan Misi:

Basis of the Vision and Mission endorsement:

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.

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 Perusahaan Corporate Value 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.

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 worldclass 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.

Tata Nilai PEPC, dirumuskan dengan “GREAT”

The core values of PEPC are “GREAT”:

GRowth GREAT

Totality Agility

Reliability

Excellence

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)

Berkembang

Growth

Terpercaya

Reliability

Unggul

Excellence

Gesit

Agility

Totalitas

Totality

• Pertumbuhan bisnis ekonomi semakin meningkat • Perkembangan infrastruktur dalam segala bidang • Penerapan teknologi terkini • SDM yang jujur dan mempunyai loyalitas tinggi • Informasi melalui sumber yang memiliki kompetensi • Management Protection of Information (MPI)

• Visi & Misi untuk menjadi role model yang sempurna • Komitmen senior leadership untuk kesempurnaan kinerja • Komitmen untuk meningkatkan engagement, satisfaction, pengembangan dan kesejahteraan tenaga kerja. • Percepatan dalam segala perubahan • Antisipasi blind spot pada lawan bisnis • Terkini dalam penerapan teknologi • Fokus terhadap tantangan strategis • Penyelesaian masalah sampai pada akarnya • Teliti dalam segala aspek

• Ever-growing business in the economy • Infrastructure improvement in all areas • Application of a state-of-the-art technology • Honest and loyal workforce • Information from competent sources • Application of Management Protection of Information (MPI) • 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. • High adaptability to any changes • Anticipation of blind spots of business counterparts • Responsive to the latest technology application • Focused on strategic challenges • Problem-solving through to its root causes • Meticulous in all aspects. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

15

Bidang Usaha Line of Business

16

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.

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) 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).

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).

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.

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.


17

Proses Bisnis The 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.

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.

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

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

Proses Bisnis Pertamina EP Cepu Business Process of Pertamina EP Cepu PERTAMINA EP CEPU MANAGEMENT

BOD

BOC

Visi Misi Tata Nilai & Kebijakan Perusahaan

Main Activity Pengelolaan Blok Cepu Own Operations

STAKEHOLDER Shareholder

Pemerintah RI

Others

• PT. Pertamina (Persero) • Koperasi Energi Indonesia • • • • •

Eksplorasi

Pengembangan

Primary Recovery

Secondary Recovery

Kementrian BUMN Kementrian SDM Kementrian Keuangan SKK Migas Pemerintah Daerah

Hukum

• • • • •

Geosciences New Venture Process & Facilities Planning & Evaluation Project Control

Maximazing Shareholder Values

PPEJ

BUSINESS SUPPORT

OPERATION • Driilling • Production • Facilities & Maintenance • Reservoir • Field Activity

• • • • • •

Human Capital General Services HSSE Finance Controller Tax Treasury

Sosial

Budaya

Keamanan

Pertahanan

COMPETITORS APH Pertamina


GLN

ROI, ROE. ROA, Profitabilitas, Liquiditas, Solvabilitas

Business Function

Politik DEVELOPMENT

18

Tertiary Recovery

Secondary Activity

Blok Cepu

Ekonomi

RESULT

Produksi

Pengawasan Penyaluran Minyak Banyu Urip

• Karyawan • Masyarakat

Idiologi

Operated by Other

KKS Nasional

KKS Asing


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.

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.

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

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

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

Pertamina EP Cepu plays four major roles, covering the roles as partner, supervisor, gas Operator and company management.

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.

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 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.

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.


19

20

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.

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. 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.

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 dan Sertifikasi Award and Certification

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 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 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.

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”. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

21

Peristiwa Penting 2012 2012 Significant Events April April 20 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.

Juni June

Agustus August

14

08

RUPS Tahunan PEPC tahun buku 2011.

Safari 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.

Annual GMS of PEPC fiscal year 2011.

20 Penandatanganan 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).

25

Hasil Penilaian Laporan Tahunan PERINGKAT

PERUSAHAAN PT PERTAMINA EP

1

Pencapaian Jam Kerja 1.607.371 man hours tanpa kecelakaan dari Kemenakertrans.

2

PT PERTAMINA GAS

3

PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY PT PERTAMINA EP CEPU

4

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

5

PT PERTAMINA PATRA NIAGA

6

PT PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA

7

PT TUGU PRATAMA INDONESIA PT PERTAMINA DANA VENTURA

8 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

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

Mei May 29 Pengukuhan 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.

22


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.

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

18 Pencapaian 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.

September September 14 Penandatanganan 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.


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. Perayaan Ulang Tahun PT Pertamina EP Cepu ke-7. Anniversary 7th of PT Pertamina EP Cepu.

Desember December 11 Tandatangan 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.

25

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.

Pengukuhan Direktur Pengembangan PT Pertamina EP Cepu Bpk. Amran Anwar. Inauguration of Mr. Amran Anwar as Development Director of PT Pertamina EP Cepu.

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

Oktober October

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

31 RUPS LB Jambaran – Tiung Biru.

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.

Extraordinary GMS on Jambaran – Tiung agenda.

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.

31 Pencapaian produksi melebihi target RKAP 2012 (mencapai 104%). Achieving production target which exceeded RKAP 2012 (reaching 104%).


23

Andri T. Hidayat

Komisaris Utama President Commissioner

3,7

juta barel million barrels

Produksi kumulatif PEPC share tahun 2012 PEPC share’s cumulative production in 2012

24



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

Para pemegang saham yang terhormat,

Dear Valued Shareholders,

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.

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.

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.

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.

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

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


25

Laporan Dewan Komisaris Board of Commissioner’s 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 ratarata produksi 513 KBOEPD pada periode tahun 1977 hingga 1983, telah meningkat menjadi rata-rata 1.490 KBOEPD pada periode tahun 2007 hingga 2012.

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) 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.

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.

Pencapaian 2012

Achievements in 2012

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.

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.

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.

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.

Dewan 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.

26


The 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.


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.

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.

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.

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.

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.

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 nontechnical issues such as licensing, land dispute, compensation and social issues.

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).

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.


27

Laporan Dewan Komisaris Board of Commissioner’s Report

Tata Kelola Perusahaan

Corporate Governance

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 personilpersonil yang mempunyai kompentensi unggul untuk mengisi posisi-posisi strategis pada struktur organisasi yang baru.

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.

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.

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.

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

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

Dewan 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.

28


The 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.


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.

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.

Tangggung Jawab Sosial Perusahaan


Perubahan Susunan Dewan Komisaris

Changes in the Composition of the Board of Commissioners

Kami 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 programprogram 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. Atas 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 Depan

Melangkah 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.

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.

On 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.


29

1

2

4

5

6

1. Andri T. Hidayat

2. Elfien Goentoro

3. Adriansyah

4. Rony Gunawan

5. Ahmad Bambang

6. Gusrizal

Komisaris Utama President Commissioner (17 Februari-31 Desember 2012)

Komisaris Commissioner (1 Januari-9 Mei 2012)

30

3


Komisaris Commissioner (1 Januari-31 Desember 2012)

Komisaris Commissioner (1 Januari-19 Oktober 2012)

Komisaris Commissioner (10 Mei-31 Desember 2012)

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


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.

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.

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.

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.

Penutup

Closing Remarks

Atas nama Dewan Komisaris

On behalf of the Board of Commissioners

Akhirnya, 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.

Finally, 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.

Andri T. Hidayat



31


104

%

Realisasi produksi tahun 2012 terhadap target RKAP Production realization in 2012 compared to RKAP target

32



Laporan Direksi Board of Directors Report 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. 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.

Pemegang saham yang terhormat,

Dear Valued Shareholders,

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.

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.

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.

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.


33

Laporan Direksi Board 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Kebijakan Strategis

Strategic Policies

Untuk 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.

34


To 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.

• 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.

Target dan Pencapaian

Targets and Achievements

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.

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.

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.

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.

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

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

Pencapaian 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).

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).


35


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

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.

Pengembangan Sumber Daya Manusia

Human Resources Development

PEPC 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Tata Kelola Perusahaan

Corporate Governance

PEPC 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.

36


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).

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).

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.

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 longterm 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)

Health, Safety, Security & Environment (HSSE)

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.

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.

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.

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.


37


Continuous Improvement Program (CIP)


Tanggung Jawab Sosial Perusahaan (CSR)

Corporate Social Responsibility (CSR)

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).

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).

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”.

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).

38


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.”

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).


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.

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.

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.

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.

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.

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.

Perubahan Susunan Direksi

Changes in the Composition of the Board of Directors

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

Prospek ke Depan

Peluang 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.

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 Forward

The 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.


39

1

2

1. Amril Thaib Mandailing Direktur Utama President Director

2. Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director

3. Amran Anwar

Direktur Pengembangan Development Director

3

40



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.

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.

Apresiasi

Appreciation

Mewakili 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.

By 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.



41

42



Analisa & Pembahasan Manajemen

Management Discussion & Analysis


43

Tinjauan Bisnis

Business 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.

44



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.

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.

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.

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.


45

Tinjauan Industri Overview of the Industry

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.

46

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.

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.

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).

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).

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

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



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

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.

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.

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.

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.

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.

Minyak dan Gas Bumi (migas) Sebagai Sumber Penerimaan Negara

Crude Oil and Gas as Resources for State Revenue

Jumlah 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).

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).

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.

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.


47

Tinjauan Industri Overview of the Industry

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

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.

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

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

APBN | APBN Realisasi | Realization Pencapaian | Attainment

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

19,73

22,20

30,65

19,11

26,06

32,40

33,48

22,6

23,79

35,02

19,95

26,49

35,79

36,13

114%

107%

115%

104%

102%

110%

108%

Penerimaan Negara dari Sektor Migas 2006 - 2012 State Revenue from Oil and Gas Sector in 2006 - 2012 40

114%

115%

107%

35

19,73

22,6

22,20

110% 32,40

30,65

25 15

102%

35,02

30 20

104%

108%

35,79

33,48

36,13

26,06 26,49

23,79 19,11 19,95

Realisasi Realisasi

10

APBN APBN

5 0

2006

2007

2008

2009

2010

2011

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:

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:

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

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

Oil and Gas Contribution to State Revenue Oil and Gas Contribution to State Revenue 35% 30% 25% 20% 15% 2006

48


2007

2008

2009

2010

2011

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.

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.

Peran PT Pertamina EP Cepu dalam Industri Migas Nasional

The Role of PT Pertamina EP Cepu in the National Oil Gas Industry

Sesuai 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.

In 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.


49

Tinjauan Bisnis dan Operasional Overview on Businesses and Operations

104

%

di atas target, produksi kumulatif tahun 2012 above the target, cumulative production in 2012

50

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.

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 nonoperator 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 JambaranTiung Biru Field.

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).

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.

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.

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.



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.

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.

Gambar: Kegiatan Eksplorasi dan Produksi Pertamina EP Cepu

Picture: Pertamina EP Cepu’s Exploration and Production Activities

0% 2

50% 2

2 1

Sumur Eksplorasi (Well)

Realisasi 2011

RKAP 2012

Realisasi 2012

5 Sumur Pengembangan (Well)

0 Realisasi 2011

0 RKAP 2012

Realisasi 2012

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 masingmasing EPC oleh BPMigas. Pada kuartal ketiga dan keempat tahun 2011 keseluruhan proses tender telah dirampungkan. Sebagian besar proses konstruksi dimulai pada tahun 2012.

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 prequalification 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.

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.

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.


51


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.

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

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.

Kegiatan Investasi

Investment Activities

Eksplorasi

Exploration

Kegiatan utama dalam bidang eksplorasi diantaranya adalah survei seismik, studi G&G (Geologi & Geofisika) dan pemboran sumur eksplorasi baik wild cat maupun delineasi. 1. Survei Seismik Selama 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.

52


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 Survey During 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.

• 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. Pemboran Sumur Eksplorasi Pemboran 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.

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.

Pengembangan Lapangan

Field Development

Kegiatan EPC Banyu Urip POD 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:

Banyu Urip EPC Activities The 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:

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

1. Development of the Banyu Urip Field The 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.


53


• 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

• 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

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

• 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, 0,375inch 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

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

54

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


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.

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) 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

• 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

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

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 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

• 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

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, 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.


55


Gambar: Skematik Proyek EPC1-5

Schematic picture of EPC1-5 Projects

EPC4

EPC1 CPF Cepu

EPC5

56

Solo

Indonesia Rive

r

Kegiatan Pemboran Pengembangan Banyu Urip Pemboran 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.

Drilling Activities of Banyu Urip Development The 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. 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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.


57


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.

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.

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.

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.

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.

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.

Kegiatan Operasi Produksi

Operation Production Activities

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.

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.

Gambar: Produksi Minyak Pertamina EP Cepu Diagram: Oli Production of Pertamina EP Cepu 3,000,000 2,500,000 2,000,000 1,500,000 1,000,000 500,000

58

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 Pencapaian Prod kum

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

97%

100%

101%

100%

101%

99%

99%

101%

101%

102%

103%

104%



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:

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:

Gambar: Produksi PEPC 2010 – 2012

Diagram: PEPC Production within 2010 - 2012

Produksi PEPC 2010 – 2012 PEPC Production 2010 – 2012 12,000 10,000 8,000 6,000

+14%

+4%

+21%

10,051

9,625 8,349

9,675

7,650

7,200

4,000

Realisasi Realization

2,000

RKAP RKAP 2010

2011

2012

Penjualan Minyak Mentah

Sales of Crude Oil

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 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).


59


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

8,175,041

6,176,143

1,998,898

681,253

514,679

166,575

Total Average

Kegiatan Penyaluran Minyak Mentah Banyu Urip-FSO

Distribution of Banyu Urip-FSO Crude Oil

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:

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:

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%.

60

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%.


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

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 @ Tangki Delivery @tank GLN Mudi

Kehilangan Losses

Kehilangan Lossess

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 Total

576,872.36

576,634.40

237.96

0.04%

6,176,143.41

6,172,737.55

3,405.86

0.06%


61

Tinjauan Pendukung Bisnis Business 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 The Company has alreadyhuman prepared strong organization, by strengthening resources competence and by various efforts fundamentals toperforming seize the other opportunities to achieve the future operational excellenceby performance and to face challenges aligning standards.

62

business process and organization, by strengthening human resources competence and by performing other various efforts to achieve the operational excellence performance standards. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report


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

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.

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.

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.


63

Sumber Daya Manusia (SDM) Human Resources

60,5

%

peningkatan jumlah pekerja pada tahun 2012 increase in the number of workers in 2012

64

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.

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 worldclass 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.

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).

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.



Perencanaan SDM

HR Planning

Rekrutmen SDM

HR Recruitment

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.

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. .

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.

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.

Perencanaan 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.

Perusahaan 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.

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.

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.


65


Evaluasi Produktivitas dan Efektivitas

Evaluation of Productivity and Effectiveness

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.

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.

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.

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.

Penilaian Kinerja

Performance Assessment

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.

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.

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,

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

Perusahaan 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.

Prestasi 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.

66


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.

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.


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.

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.

Budaya Perusahaan

Corporate Culture

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.

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 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.

• 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 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

• 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

Budaya 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.

Corporate 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.


67


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.

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.

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 praktikpraktik manajemen.

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, 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-OMeter Survey yang sudah dilakukan 100 persen.

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.

Strategi Remunerasi

Remuneration Strategies

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.

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.

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.

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.

Perusahaan 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.

68


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.


Remunerasi yang diterima pekerja terdiri dari komponenkomponen 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.

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.

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.

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.

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).

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).

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.

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.


69


Pengembangan Karir - Mutasi dan Promosi

Career Development – Transfer and Promotion

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

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

Tabel: Mutasi Pekerja PWT

Table: Transfer of temporary workers

Setiap 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.

Jabatan Lama Old Position

Jabatan Baru New Position

Mulai tanggal Starting from

No

Nama | Name

1

Asep Kusnandi

Sekretaris Direksi BOD Secretary

Staf Keuangan Finance Staff

01 Maret 2012

2

Tania Pramadewi Busran

Staf HSE HSE Staff

Staf HSE HSE Staff

01 Nopember 2012

Tabel: Mutasi Pekerja PWTT No

70

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.

No Pegawai Nama | Name Worker’s Reg number

Table: Transfer of permanent workers 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



Tabel: Promosi Pekerja No

Nama | Name

Tabel: Promotion No 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


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 Pengembangan

Training and Development Programs

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.

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.

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.

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.

Memberikan 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.

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.


71


72

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.

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.

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

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


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


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)



Jabatan | Position


Geoscience Advisor

Training Gas Management di Calgary-Canada

Manajer Engineering

Workshop POD JTB

Manajer Engineering


Manajer Engineering


Manajer Engineering


VP People Development & Services

Rapat Kerja SDM BPMIGAS KKKS Indonesia HR Summit 2012

VP People Development & Services


Head Legal

Workshop POD JTB

Head Legal

Sulfinol User's Workshop

Head Legal

HSE Leadership Mandatory Training

Reservoir Engineer Specialist


Project Execution Deputy Manager


Project Execution Deputy Manager

Basic HSE Mandatory Training For Office

Land & Regulatory Manager – PMT

Pelatihan PPEP II 2012

Land & Regulatory Manager – PMT


Manager Procurement - PMT

Workshop POD JTB





Manager Procurement – PMT



Workshop Supply Chain Management Direktorat Hulu 2012




Training Management-Master Class



Ops. Training Manager

2nd Qurtly Full Field Trainee Asessment

GAS Marketing Manager

Workshop POD JTB






HSE Leadership Mandatory Training

Manajer Produksi


Manajer Produksi


Manajer Produksi

Training Strategic Thinking & Business Planning

Deputy Drilling Manager

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


Drilling Rig Fabrication Site Visit at Batam



Project Controller - PMT JTB





73


74

Jabatan | Position


Assistant Manajer Penunjang Ops

Forum Sharing Knowledge Hulu


Training Human Error Analysis and Prevention




Workshop Hybrid Procurement Planning dan undangan kajian SRM


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


Manajer Bang Prospek

Workshop POD JTB




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



Manajer Rencana & Evaluation



Workshop Portfolio Project Management dan Evaluasi Operasi


Upskilling Coach Breakthrough Project (BTP) dan Strategic Initiative (SI0) Tahun 2012


Workshop Portfolio Bisnis Hulu di Yogyakarta

Geophysical Specialist


Cepu Field Facilities Deputy Manager


Senior Project Control

Workshop Portfolio Project Management dan Evaluasi Operasi


Training HSE Loss Control Management Angkatan I - 2012


Advance HSE Mandatory Training (FSC) Angkatan I - 2012


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


Workshop WP&B JTB 2012 (Revisi) dan 2013


Training EPF Shutdown


SIMOPS


Workshop Portfolio Bisnis Hulu di Yogyakarta


Menghadiri Undangan Workshop Project Delivery System (PDS)

Production Engineer


Production Engineer


Production Engineer

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

Sekretaris




Jabatan | Position


Sekretaris


Sub Project Export System Deputy Manager


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


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


Training Human Capital Management

Sr. Regulatory Officer JTB - PMT


Sekretaris


Sekretaris

Training HSE OSA

Gas Marketing - PMT

Training Petroleum Engineer for Non Petroleum Engineer

Public Relation


Public Relation

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

Instrument Engineer - PMT


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






Sulfinol User's Workshop

Sub Project EPCS Manager


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


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


75


76

Jabatan | 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


Workshop Enterprise Risk Management


Workshop Evaluasi Risk Management RKAP 2014


Workshop Implementasi Aplikasi UPPRMS & Evaluasi Risk Register ERM 2013


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


Admin PMT

Training HR Human Resource Management Professional (HRMP)

Electrical Engineer JTB - PMT


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


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



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


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 projectHouston, CO2 Injection Plan Visit-Wyoming, URS Review MeetingDenver

Geologist

Workshop Potensi Hidrokarbon di Jawa Bagian Timur

Geologist

Advance Process Hazop Training



Jabatan | Position


Environmental Specialist

Workshop Joint Operating Agreement (JOA)

Planning & Budget


Planning & Budget


Planning & Budget


Treasury


Treasury


Treasury

Advance Process Hazop Training

Budget

Workshop Building Integrated Financial Modelling

Planning & Budget

Workshop POD JTB

Planning & Budget


Planning & Budget


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




Training Human Error Analysis and Prevention



Security

SIMOPS

Project Engineer


Project Engineer


Project Engineer


Project Engineer


Mutu (QA / QC)


Mutu (QA / QC)

Pangilan Peserta Workshop PQA 2012 Batch II

Mutu (QA / QC)


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



77


Jabatan | Position


Data IT


Data IT


Human Resources Integrated System (HRIS)

Human Resources Integrated System (HRIS)

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)

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 CompetencyBased 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)

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.

78


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.


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.


79


Rencana dan Strategi SDM Ke Depan

HR Future Plans and Strategies

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.

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.

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.

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.

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 masingmasing proses bisnis yang telah dipetakan.

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 tobe-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.

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.

80


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.


• 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.

• 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.

Profil SDM

HR Profile

Hingga 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:

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:

Komposisi Pekerja Berdasarkan Fungsi Kerja Workers Based on Work Function

Fungsi Kerja Work Function Direksi (Board of Directors)

Perbantuan Secondment

Pwtt Permanent

Pwt Temporary

3

3

Sektretaris Direksi (BOD Secretary)

3

Vice President

3

Legal

1

New Venture

1

Total

3 3

2

3 1

Process & Facilities

0

Internal Audit / Risk

1

Planning & Evaluation

2

Banyu Urip Project Control

1 3

2

7

1

1

Drilling

1

3

4

Gas Marketing

1

2

3

Production

2

4

6


81


Fungsi Kerja Work Function

Perbantuan Secondment

Pwtt Permanent

Pwt Temporary

Total

1

3

Geosciences

2

Human Capital

1

2

4

7

General Services

2

4

2

8

Finance

1

3

4

8

1

2

3

HSSE 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 organisasi Remarks: The work functions in 2012 are different from those in 2011 due to change in organizational structure

Komposisi pekerja Berdasarkan Tingkat Pendidikan Workers Based on Education Level

TINGKAT PENDIDIKAN

82

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 Usia Workers 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

2012

2011

GENDER

Perempuan

22

10

Female

Laki-laki

100

66

Male

TOTAL

122

76

TOTAL

Komposisi pekerja Berdasarkan Gender Workers Based on Gender

GENDER


83

Teknologi Informasi Information Technology

25,2

%

peningkatan investasi TI tahun 2012 dibandingkan tahun 2011 increase in IT investment in 2012 compared with 2011

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.

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.

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.

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.

Tata kelola Teknologi Informasi

Information Technology Governance

Dalam 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.

84


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.


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.

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.

Kegiatan Teknologi Informasi di Tahun 2012

Information Technology Activities in 2012

Kegiatan-kegiatan yang berkaitan dengan teknologi informasi sepanjang tahun 2012 adalah sebagai berikut: • Mengelola website Pertamina EP Cepu (www.pertaminaepcepu.com) dan menyempurnakan tampilan (redesign) 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 backup 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.

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 (redesign) 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.


85


• 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.

• 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.

Broadcast PEPC Broadcast PEPC

295

Investasi Teknologi Informasi 2012

• 2011 • 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.

86


236

Investment in Information Technology in 2012

The 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:

In 2012, the total budget allocated to develop information technology reached an amount of Rp1.400.398.170 with a cost breakdown presented below:

No

Biaya | Cost

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

Jumlah | Total (Rp)

IT Maintenance

47.166.352,36

Jumlah | Total

1.400.398.170,09 Penambahan Peralatan IT IT Adding Equipment

1% 4% 3%

7% 7% 4%

58%

4% 4% 1%

7%

• PC • Laptop + Docking • Laptop • Fax Pengembangan SDM Teknologi Informasi

Aplikasi 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.

• Projector • Ploter • Photocopy • Voice & Video • Scaner A3 Conference • Printer A3 • Server 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.


87


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:

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. 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.

1. Workshops The 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. Pelatihan untuk Pelatih dan Pengguna Pelatihan 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.

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. Peningkatan Pengetahuan Teknologi Informasi Untuk meningkatkan kemampuan dan keahliannya, SDM TI mendapat program peningkatan kompetensi melalui kursuskursus, 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.

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.

Pengembangan TI di Masa Depan

Future IT Development

Perusahaan 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.

88


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.


89

Pengendalian Mutu Quality Control

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

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 programprogram 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

90


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


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) 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 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).

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).

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.

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.



• Forum Presentasi CIP Tingkat Anak Perusahaan (PEPC & PGE)

• Forum of Presentation of CIP at Subsidiary Level (PEPC & PGE)

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.

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.

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.

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.


91

Pengendalian Mutu Quality Control

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.

92


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.


Knowledge Management Pertamina (KOMET) dan KMS Hulu

Knowledge Management Pertamina (KOMET) and KMS Hulu

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.

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.

Knowledge Management Pertamina (KOMET) adalah program berbagi pengetahuan yang bertujuan mengelola aset pengetahuan berdasarkan ide inovasi yang telah diimplementasikan untuk menumbuhkan budaya berbagi pengetahuan.

Knowledge 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.


93

Pengamanan Security

Pengamanan External

94

External Security

Sektor energi dan sumber daya mineral (ESDM) memiliki peran penting dalam kehidupan sosial, ekonomi, lingkungan bahkan politik. Mengingat pentingnya pengelolaan dan pengusahaan sektor ESDM maka Pemerintah menetapkan sebagian besar proyek di lingkungan sektor ESDM sebagai Obyek Vital Nasional (Obvitnas).

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).

Pengamanan Obvitnas mutlak dilakukan terutama untuk menjaga kelangsungan pertumbuhan ekonomi dan pembangunan nasional serta keamanan investasi di Indonesia. Gangguan keamanan pada salah satu lokasi Obvitnas di sektor ESDM akan berdampak luas dan berisiko bagi kestabilan pasokan energi nasional.

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.

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 Pengamanan Obyek Vital Nasional yang telah ditindaklanjuti dengan Memorandum of Understanding (MoU) antara Kepolisian dengan BPMIGAS dan para Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS)

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 followedup 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 ditetapkan 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 Mineral.

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.

Dengan payung hukum tersebut di atas, Kepolisian Daerah Jawa Timur (Polda Jatim) telah melakukan langkah-langkah pengamanan Blok Cepu sebagai Obvitnas berkoordinasi dengan 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 BojonegoroTuban.

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.

Titik pengamanan sebanyak tujuh pos telah ditentukan. Tujuh pos tersebut meliputi Pos Utama yang berada di Perkantoran 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 Mobil, Intelkam, Propam, Polres Bojonegoro dan Polres Tuban.

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.

Tugas pengamanan juga mencakup tindakan preventif yaitu kegiatan sosialisasi terpadu yang melibatkan unsur organisasi massa (ormas), tokoh pemuda, tokoh masyarakat, PEPC dan Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) kepada masyarakat yang berada di wilayah terdampak proyek migas. Hal ini dilakukan untuk mengantisipasi adanya aspek kerawanan yang timbul dari masyarakat yang merasa dirugikan akibat kurangnya pemahaman seperti unjuk rasa, pemblokiran jalan, pencurian dan sebagainya.

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.

Pengamanan Internal

Internal Security

Pengamanan internal PEPC mencakup pengawasan, pemantauan dan pengamanan seluruh pekerja di lingkungan perusahaan 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 periode Januari hingga Desember 2012 telah dilakukan kegiatan pengamanan sesuai prosedur dengan status keadaan aman dan terkendali.

PEPC 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.

Untuk meningkatkan kepedulian pekerja agar lebih waspada 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.

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.


95

Legal Legal

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.

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. Proyek Banyu Urip

1. The Banyu Urip Project

2. Pengawasan Penyaluran Minyak Banyu Urip Melalui Pipa Geolink

2. Monitoring of Banyu Urip Oil Distribution through Geolink Pipe

Pembebasan lahan Perhutani dan Tanah Kawasan Hutan dan Tanah Djawatan Kehutanan (DK) milik Perhutani (ROW EPC 2).

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.

96


Acquisition of Perhutani area and Forestry Area and Tanah Djawatan Kehutanan (DK) owned by Perhutani (EPC2 ROW).

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 Biru

A. 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 Field

A. 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.


97

Legal Legal

98

• Joint letter untuk SKKMIGAS mengenai strategi procurement. • Joint Letter Unitisasi untuk Approval Menteri ESDM.

• Joint Letter for SKKMIGAS concerning the procurement strategy. • Joint Letter of Unitization for ESDM Ministry Approval.

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.

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. Gas a. 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).

B. Gas a. 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. Procurement a. Penyusunan dan pengkajian dokumen PreQualification untuk kontraktor-kontraktor dalam Proyek Unitisasi. b. Penyusunan dan pengkajian Perjanjian Payung sebagai Standar Kontrak Procurement PEPC yang mengacu kepada Pedoman Tata Kerja 007 RevisiII/PTK/I/2011 BPMIGAS.

C. Procurement a. Preparation and review of documents of PreQualification 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.



c. Penyusunan dan pengkajian kerjasama dengan Upstream Technology Center (UTC) dan Pusat Rekayasa Engineering (Pusrek) untuk Paket StudiStudi 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.

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. Penyesuaian Bagi Hasil MIGAS

4. Adjustment to Oil and Gas Revenue Sharing

5. Relinquishment dan Proyek Pengembangan Lapangan Alas Dara dan Kemuning (ADK)

5. Relinquishment and Development Project of Alas Dara and Kemuning (ADK) Field

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.

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.

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.

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.


99

Prospek Usaha dan Strategi Perusahaan Business Prospect and Corporate Strategies

165

MBOPD

perkiraan puncak produksi Lapangan Banyu Urip projected peak production of Banyu Urip Field

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.

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, nonoperator 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.

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.

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.

Pengembangan Lapangan Minyak Banyu Urip

Banyu Urip Oil Field Development

Lapangan 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.

100


Banyu 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.


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.

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.

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.

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.

Pengembangan Lapangan Gas Jambaran - Tiung Biru dan Cendana

Development of Jambaran – Tiung Biru Gas Field and Cendana

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.

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 readilyavailable infrastructure which will continue to be developed, PEPC will seize good business opportunities to achieve Company’s goals.

Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas lainnya di Blok Cepu

Development of Other Oil and Gas Field in Cepu Block

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.

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.

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

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

Untuk 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.

Wilayah 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.

To 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 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.


101

Prospek Usaha dan Strategi Perusahaan Business Prospect and Corporate Strategies reserve 42 MMBOE, serta memiliki peluang keberhasilan cukup besar (GCF 44%). Sampai saat ini ExxonMobil/MCL belum melakukan kegiatan pemboran Giyanti-1.

opportunity (GCF 44%). At present ExxonMobil/MCL has not performed any drilling activities of 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Alternatif Pengembangan Energi Unconventional dan Akusisi Wilayah Lain

Alternative Unconventional Energy Development and Acquisition of Other Areas

Proses Relinquisment Struktur Alas Dara dan Kemuning

Relinquishment Process of Alas Dara and Kemuning Structures

PEPC 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.

Seiring 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.

102


PEPC 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.

In 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.


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.

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.

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.

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).

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 startup produksi.

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:

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.

• 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.


103

Tinjauan Keuangan

Financial 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. 104



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.

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.

Komitmen tersebut telah dibuktikan dengan kinerja pendapatan usaha tahun 2012 yang mencapai USD143,883 ribu atau 122,23% dari target anggaran.

Such commitment has been demonstrated by the performance of operating revenues in 2012 reached USD143,883 thousand or 122.23% of the targetted budget.


105

Tinjauan Keuangan Financial Review

106

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.



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.

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.

Kinerja Keuangan Perusahaan

Company’s Financial Performance

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 nonmoneter 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.

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 nonmonetary 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.

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.

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.


107


Laporan Laba Rugi

Income Statements

Pendapatan Usaha

Operating Revenue

Pendapatan 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.

The 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.

Pendapatan Usaha Operating Revenue (ribu USD) 250 226,305

200 150

143,883

100 50 0

Beban Usaha

2011

Pada 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.

108


2012

Operating Expenses

In 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.

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. 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.

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

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


109


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.

on abandonment and site restoration and addition of the wells in 2012.

Total Beban Usaha Total Operating Expenses (ribu USD) 100 80

65,463 83,981

60 40 20 0

2011

Beban Pajak Penghasilan

Income Tax Expense

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%.

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%.

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.

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.

Beban 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.

110

2012


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.


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.

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.

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.

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.

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.

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.

Laba Bersih

Net Income

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

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

Perusahaan 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.

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.


111


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.

income received only from FTP share, current-year operating cost, Contractor Equity Share and the Domestic Market Obligation fee.

Laba Bersih Net Income (ribu USD) 100 27,861

80 60 40

82,804

20 0

2011

Neraca Aset

Jumlah 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 Lancar

Aset 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.

112


2012

Balance Sheet Assets

The 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 Assets

The 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.

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.

Aset Tidak Lancar

Non-current Assets

Aset 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.

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.

Jumlah Aset Total Assets (ribu USD) 800 700 600 500 400 300 200 100 0

779,612 593,532

2011

2012


113


Liabilitas

Liabilities

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:

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:

Liabilitas Lancar

Current Liabilities

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.

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.

Liabilitas 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:

114


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:


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.

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.

Liabilitas Tidak Lancar

Non-current Liabilities

Liabilitas 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.

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.

Jumlah Liabilitas Total Liabilities (ribu USD) 800 700 600 500 400 300 200 100 0

713,901 555,682

2011

2012


115


Ekuitas

Jumlah 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.

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.

Jumlah Ekuitas Total Equity (ribu USD) 80 70 60 50 40 30 20 10 0

65,711

37,850

2011

Likuiditas dan Sumber Dana Arus Kas dari Aktivitas Operasi

116

2012

Liquidity and Funding Resources Cash Flow from Operating Activities

Pada 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Such conditions resulted in decreasing amount of cash received from operations amounting to USD163,692 thousand.

Arus Kas dari Aktivitas Investasi

Cash Flow from Investing Activities

Arus Kas dari Aktivitas Pendanaan

Cash Flow from Financing Activities

Pada 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 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.

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. 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.


117


Rasio Keuangan: Solvabilitas, Kolektabilitas, dan Likuiditas

Financial Ratio: Solvability, Collectibility and Liquidity

Solvabilitas (Kemampuan Membayar Hutang)

Solvability (Debt Servicing Capacity)

Ratio Solvability (%)

2012

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.

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.

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.

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.

Kolektibilitas Piutang

Collectibility of Account Receivables

Likuditas

Liquidity

Pada 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. Pada 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

118

2011

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.

Principally 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).

2012

2011

Cash Ratio (%)

55,15

2,36

Current Ratio (%)

90,20

321,35



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.

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.

Komitmen dan Liabilitas Kontijensi

Commitment and Contingent Liability

Struktur Modal

Capital Structure

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.

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.

Perjanjian 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 – Mudi c. 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. Sesuai 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.

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.

In 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).


119


Ikatan Material untuk Investasi Barang Modal

Material Capital Expenditure Commitments

Selama tahun 2012, PEPC telah melakukan belanja barang modal sebesar USD243,979,627 dengan perincian sebagai berikut:

In 2012, PEPC already made capital expenditures amounting to USD243,979,627 with the breakdown as follows:

Sumber 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.

Deskripsi Description

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 nonUS dollar denominated transactions were converted to US dollar using the prevailing rates upon transaction dates.

Nilai Amount (USD)

Sumur (Fasilitas Produksi) Wells (Production Facilities)

Aset Dalam Penyelesaian Cosntruction in Progress

188,908,670

Jumlah Belanja Modal Total Capital Expenditure

243,979,627

Dampak Perubahan yang Material dari Pendapatan Bersih

Effects of Material Changes on Net Income

Pada 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.

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.

Dampak Perubahan Harga terhadap Pendapatan Bersih dan Laba Operasi Pendapatan 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.

120

55,070,956


Impact of Price Changes on Net Income and Operating Income

Operating 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.


Fakta Material Setelah Tanggal Neraca

Material Facts after Balance Sheet Date

Kebijakan Dividen - Dalam 2 Tahun Terakhir

Dividend Policy – within the Past 2 Years

Sampai 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.

As 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.

Penggunaan Dana Penawaran Umum

Use of Yields from Public Offering

Investasi, Ekspansi, Divestasi, Akuisisi, Restrukturisasi Hutang

Investment, Expansion, Divestment, Acquisition, Loan Restructuring

Informasi Material yang Mengandung Benturan Kepentingan dan/atau Transaksi dengan Pihak Afiliasi

Material Information Triggering Conflict of Interests and/or Transactions with Affiliated Companies

Perusahaan melakukan transaksi dengan pihak-pihak yang berelasi sebagaimana didefinisikan dalam PSAK No 7 (revisi 2010) ”Pengungkapan pihak-pihak yang berelasi”.

The Company entered into transactions with related parties as defined under PSAK No. 7 (Revision 2010) “Disclosure of Related Parties”.

Berdasarkan 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, masingmasing sebanyak 25 lembar saham dan lima lembar saham. Dengan demikian, sejak tanggal transaksi tersebut pemegang saham Perusahaan adalah Pertamina (99%) dan PDV (1%).

Sampai dengan tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan tidak menjadi perusahaan publik dan tidak melakukan penawaran umum.

Selama tahun 2012 PEPC melakukan kegiatan investasi dalam proyek Pengembangan Lapangan Banyu Urip dan Lapangan Jambaran – Tiung Biru.

Sepanjang 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.

Based 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%).

As of 31 December 2012, the Company is not listed as a publicly listed company and does not conducts any public offering.

During 2012, PEPC performed investment activities in the Banyu Urip and the Jambaran - Tiung Biru Field Development Project.

During 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.


121


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

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 biaya Reimbursement of expense

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk

pemerintah Government related entities

Penempatan dana Placement of fund

PT Pertamina (Persero)

Perubahan Peraturan Perundang-undangan Dampaknya Terhadap Kinerja Perusahaan

dan

Selama tahun 2012 tidak ada perubahan peraturan perundang-undangan yang berpengaruh secara signifikan terhadap kinerja Perusahaan.

Changes in Rules and Regulations and their Impact on the Company’s Performance

During 2012, there were no changes in rules and regulations which had significant impact on the Company’s performance.

Informasi Keuangan Luar Biasa dan Jarang Terjadi

Extraordinary Events

Kebijakan Akuntansi Penting

Significant Accounting Policies

• 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.

• 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.

Sampai dengan tanggal 31 Desember 2011 tidak terdapat informasi keuangan yang mengandung kejadian yang sifatnya luar biasa dan jarang terjadi. Pada 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.

122

The following are the Company’s related parties:


As of 31 December 2011, there were no extraordinary events.

On 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. 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.

• 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.

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.

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)

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.

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.

PEPC

Direktorat Hulu

Korporat

Okt

Pedoman Penyusunan KPI Korporat (1)

Nop

Des

Evaluasi Kondisi saat ini (2)

Penentuan Judul Ukuran Kinerja (3)

Jan


Des

Review Kinerja (7)

Penentuan Target Kinerja Tahunan (5)


Triwulan

KPI (6)

Penjabaran Judul Ukuran Kinerja (4)

Evaluasi Kinerja Tahunan (9)

Pelaporan Kinerja (8)

Review Kinerja (8)

Evaluasi Kinerja Tahunan (9)

Penjabaran Target Kinerja Tahunan (5) KPI (6)

Penentuan Judul Ukuran Kinerja (8)


123

124

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.

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.

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 ukuranukuran/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

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.

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.

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.


Daftar ProyekProyek Utama Direktorat Hulu

Other Operational Metrics

Boundary KPIs

Individual Performance contract

Beban Usaha

ROCE

Laba Usaha Hulu

2

3

4

R/P

Learning days

Other project milestones

Knowledge sharing

4

5

6

Muhamad Husen

Direktur Hulu

Proyek pengembangan Jambaran - Tiung Biru Proyek pengembangan Cepu Banyu Urip Perubahan bagi hasil PEPC

Energy efficiency

Emission reduction

1

3

GCG Compliance

3

2

NOA

TRIR

2

1

IV. People Management

Key PEPC project milestones

8

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TRI-WULANAN

TOTAL BOBOT:

TRI-WULANAN

0

0

0

0

0

0

0

0

0

100%

0%

15

15

O&G resource added (RR,2C)

7

BULANAN

15

BULANAN

O&G reserves added (RR,P1)

20

20%

6

BULANAN

5

5

10

15

35%

BOBOT (%)

45%

O&G prod Volume

BULANAN

BULANAN

BULANAN

BULANAN

FREQ MONITORING

III. Business development / customer satisfaction

5

II. Operational

Laba Usaha

1

I. Financial

INDIKATOR KINERJA UTAMA

KESEPAKATAN KINERJA TAHUN 2012 DIREKTUR UTAMA PT. EP CEPU (PEPC) PT PERTAMINA (PERSERO) PERIODE : JANUARI - DESEMBER 2012

%

%

Days

Years

%

%

%

# cases

Ratio

%

MMBOE

MMBOE

MBOEPD

IDRTn

%

IDRTn

IDRTn

SATUAN

10

95

6.5

41

7.5

3

80

0

1.29

95

37

77

9.68

39.19

10

0.54

0.49

12

-

-

36

-

-

80

0

0

100

40

81

10.13

40.87

11

0.49

0.54

STRETCH

TARGET BASE

2.5

-

1.625

-

7.5

3

20

0

1.29

95

0

0

9.68

10

10

0.14

0.12

BASE

5

-

3.25

-

7.5

3

40

0

1.29

95

0

0

9.68

20

10

0.27

0.25

BASE

Disetujui oleh :

3

-

-

-

-

-

-

-

-

100

0

0

10.13

11

11

0.12

0.14

STRETCH

TW I

6

-

-

-

-

-

-

-

-

100

0

0

10.13

21

11

0.24

0.27

STRETCH

TW II

7.5

-

4.875

-

7.5

3

60

0

1.29

95

0

0

9.68

31

10

0.41

0.37

BASE

9

-

-

-

-

-

-

-

-

100

0

0

10.13

32

11

0.37

0.41

STRETCH

TW III

TARGET

10

-

6.5

41

7.5

3

80

0

12.9

95

37

77

9.68

41

10

0.54

0.49

BASE

12

-

-

36

-

-

-

-

-

100

40

81

10.13

43

11

0.49

0.54

STRETCH

TW IV

10

95

6.5

41

7.5

3

80

0

1.29

95

37

77

9.68

39.19

10.0

0.54

0.49

12.0

-

-

36

-

-

-

-

100

40

81

10.13

40.87

11.00

0.49

0.54

STRETCH

Kumutatif BASE

3.5

0

2.2

0

1.82

0.78

35.7

0

0

103

0

0

9.76

12.59

13.43

0.16

0.28

TW I

3.5

0

5.33

0

14.95

7

48

0

0

111

0

0

9.56

25.71

12.29

0.33

0.21

TW II

TW IV

1.69

0

6.67

0

3.14

11

79.6

0

0

93

0

0

9.81

32.89

13.24

0.52

0.54

TW III

3.5

10.6

38

4.52

14

83

0

0

90.28

7.6

77

10.05

41.20

12.46

0.70

0.61

120%

120%

112%

100%

100%

120%

100%

120%

95.03%

20.54%

100.00%

116.72%

120.00%

120.00%

71.09%

120.00%

Deviation

Amril Thaib Mandailing

14.25%

3.08%

15.00%

23.34%

6.00%

6.00%

7.11%

18.00%

Performance

#DIV/OI

#DIV/OI

Performance

Jakarta, 2013 Direktur Utama PEPC,

12.2

10.6

38

4.52

14

83

0

0

90.28

7.6

77

10.05

41.20

12.10

0.70

0.61

Kumulatif

#DIV/OI

Semakin besar semakin baik Realisasi

#DIV/OI

Decviation Semakin kecil semakin baik

Telah dilaksanakan 11 kali

Pemakaian listrik tahun 2011 =446.52Kwh/ orang Pemakaian tahun 2012 TW lv = 426.28Kwh/orang Terjadi penurunan pemakaian listrik sebesar 4.52% s/d TW IV tahun 2012

Base emisi tahun 2011 =43,457.60 Ton CO2e. Emisi tahun 2012 TW lv = 6090.53 Ton CO2e Terjadi penurunan emisi sebesar 14% s/d TW IV tahun 2012

Sesuai Juknis, kejadian=0, pencapaian KPI 100%

Sesuai Juknis, kejadian=0, pencapaian KPI 120%

Program Kerja yg tidak tercapai adalah Persetujuan POD JTB, Drilling KK-1 (re-entry) dan pemboran 5 sumur pengembangan BU..

Realisasi ABI sebesar 2,560M termasuk re-class dari ABO (BTPO) sebesar US$ 9.098.266 (=IDR 87.76 M pada kurs 9,646),diatas RAKP.

Resesvoir Carbonate TCE di ATE-1 relatif tight, Sementara Reservoir Eocene Clastic tidak berkembang

Ref.MOM dengan SK Migas tanggal 24 Juli 2012 data TBR-2ST telah diakomodasi dalam perhitungan IGIP dan OOIP, hasilnya relative konsisten dengan perhitungan sebelumnya, dan diskusi JTB-Cendana dintyatakan selesai.

Untuk pelaporan KPI 2012 realisasi ABO Sebesar 0.7 T tidak termasuk biaya BTPO yg di re-class ke ABI sebesar US$ 9.098.266 (= Rp 87.76 M pada kurs 9,646). Termasuk Realisasi Depresiasi,Deplesi & Amortisasi (DD&A)

KETERANGAN



125

126


Tata Kelola Perusahaan Good 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.



127


128

Komitmen Pelaksanaan GCG

Commitment to GCG Implementation

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 aspekaspek GCG dapat mendukung tujuan perusahaan baik dalam mencapai kinerja terbaik, profitabilitas dan nilai tambah bagi seluruh pemangku kepentingan, serta keberlangsungan usaha jangka panjang.

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.

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.

The implementation of GCG in PEPC refers to the Regulation of the Minister of State-owned Enterprises (BUMN) No. PER01/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:

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. Transparansi

1. Transparency

2. Akuntabilitas

2. Accountability

3. Responsibilitas

3. Responsibility

4. Independensi

4. Independence

PEPC 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.

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).

Setiap 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.

PEPC 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

PEPC 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.

PEPC 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.

Each 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.

PEPC 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


129

dilakukan secara obyektif semata-mata untuk kepentingan Perusahaan. Pengambilan keputusan bisnis mengacu pada pertimbangan komersial, restrukturisasi organisasi, investasi dan divestasi sesuai dengan strategi perusahaan.

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. Kewajaran dan Kesetaraan

5. Fairness and Equality

Pedoman Penerapan GCG

Guidelines for GCG Implementation

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.

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.

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).

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.

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

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

PEPC 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.

130


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.


2. 3.

4. 5. 6. 7. 8. 9.

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. Penandatanganan Pakta Integritas Dewan Komisaris dan Direksi pada saat pelantikan. 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. Mengikutsertakan beberapa personil manajemen senior pada workshop Etika Bisnis yang diselenggarakan Pertamina Korporat bekerja sama dengan Tim KPK. Menerapkan reward dan punishment secara konsisten. Memberikan informasi tentang saluran komunikasi khusus untuk melaporkan penyimpangan dan pelanggaran terhadap perilaku etis dan hukum. Selalu memberikan early warning terhadap kemungkinan terjadinya permasalahan atas risiko penyimpangan tata kelola secara berkala. Mewajibkan seluruh rekanan untuk menandatangani Confidentiality Agreement. 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.

2. 3.

4. 5. 6. 7. 8. 9.

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. Signing of Integrity Pact of the Boards of Commissioners and Directors upon inauguration. 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. Involving a number of senior management personnel in the workshop of Business Ethics held by Pertamina Corporate together with the KPK team. Implementing reward and punishment in a consistent manner. Providing information concerning the special communication channel to report any irregularities and violation of ethical behavior and law. At all times providing early warning concerning the possibility of issues due to the risk of deviating from corporate governance on a periodical basis. Requiring all business partners to sign the Confidentiality Agreement. 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.

Asesmen Penerapan GCG

GCG Implementation Assessment

Untuk mengukur dan mengetahui tingkat pelaksanaan nilainilai 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

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 selfassessment, or by performing Pertamina corporate level assessment, or by hiring independent external parties. The internal evaluation of GCG implementation is conducted


131

132

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).

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).

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.

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.

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.

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.



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.

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.

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

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/C00000/2009S0 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.

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.

Struktur Tata Kelola

Corporate Governance Structure

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.

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.

Rapat Umum Pemegang Saham (RUPS)

General Shareholders Meeting

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.

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.


133

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.

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 JambaranTiung 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.

Dewan Komisaris

The Board of Commissioners

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 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.

Dewan 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.

134


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.


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.

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.

Anggota Dewan Komisaris tidak mengambil dan/atau menerima keuntungan pribadi dari perusahaan selain remunerasi dan fasilitas lainnya yang ditetapkan RUPS.

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.

Tugas dan Tanggung Jawab Dewan Komisaris

Roles and Responsibilities of the Board of Commissioners

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.

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.

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.

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.

Tugas dan tanggung jawab Dewan Komisaris meliputi hal-hal sebagai berikut: - Memastikan terselenggaranya pelaksanaan prinsipprinsip 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 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;


135

-

dilarang terlibat dalam pengambilan keputusan kegiatan operasional perusahaan; Membuat dan menyampaikan laporan pertanggungjawaban pengawasan atas pengelolaan Perusahaan yang dilakukan oleh Direksi.

-

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.

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.

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.

Persyaratan Dewan Komisaris

Requirements of the Board of Commissioners

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 masingmasing.

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.

Komposisi Keanggotaan

Board Composition

Anggota 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.

Pada 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.

136

-


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.

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 Position

Board of Commissioner of PEPC 2012

Dasar Pengangkatan Appointment Basis

Representasi Pemegang Saham Represented Shareholder

Keterangan Remarks Berakhir tanggal 17 Februari 2012

1.

Gusrizal


Surat Keputusan Pemegang Saham Secara Sirkuler tanggal 3 Mei 2011 Shareholders Circulair Resolution dated 3 May 2011


2.

Andri T. Hidayat

Komisaris Commissioner

RUPS tanggal 17 Februari 2012 GMS held on February 17, 2012


3.

Rony Gunawan


Surat Keputusan Pemegang saham secara sirkuler tanggal 3 Mei 2011 Shareholders Circulair Resolution dated 3 May 2011


Berakhir tanggal 10 Mei 2012

4.

Ahmad Bambang


Surat Keputusan Pemegang saham secara sirkuler tanggal 12 Agustus 2011 Shareholders Circulair Resolution dated 12 August 2011


Berakhir 19 Oktober 2012

5.

Elfien Goentoro


Surat Keputusan Pemegang saham secara sirkuler tanggal 1 November 2011 Shareholders Circulair Resolution dated 1 November 2011

Kementerian BUMN

6.

Adriansyah


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


Riwayat singkat dari masing-masing anggota Dewan Komisaris dapat dilihat pada halaman Profil Dewan Komisaris dari Laporan Tahunan ini.

The brief profile of each member of the Board of Commissioners is given on page Board of Commissioners Profile of this Annual Report.

Independensi Dewan Komisaris

Independence of Board of Commissioners

Komisaris 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.

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.


137

Rangkap Jabatan Dewan Komisaris

Concurrent Positions in the Board of Commissioners

Selain menjabat sebagai Dewan Komisaris Pertamina EP Cepu, anggota Dewan Komisaris juga merangkap jabatan sebagai berikut:

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:

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

Family and Financial Relationship of the Board of Commissioners

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:

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:

Hubungan Keluarga Dengan | Family Relationship with

Nama | Name

Dewan Komisaris Board of Commissioners

Ya Gusrizal

Tdk √

Direksi Directors

Ya

Pemegang Saham Shareholders

Tdk √

Tdk √

Ya

Tdk √

Direksi Directors

Ya


Tdk √

Ya

Tdk √

Rony Gunawan

√

√

√

√

√

√

Ahmad Bambang

√

√

√

√

√

√

Elfien Goentoro

√

√

√

√

√

√

Andri T. Hidayat

√

√

√

√

√

√

Adriansyah

√

√

√

√

√

√

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham Dewan Komisaris pada Perusahaan Lain

Hubungan kepengurusan dan kepemilikan saham pada perusahaan lain oleh anggota Dewan Komisaris periode tahun 2012 adalah sebagi berikut:

138

Ya

Hubungan Keuangan Dengan | Financial Relationship with Dewan Komisaris Board of Commissioners


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:


Kepengurusan dan Kepemilikan Saham pada Perusahaan Lain The directorship and ownership in other companies

Nama | Name

Sebagai Anggota Dewan Komisaris As a member Board of Commissioners Ya

Gusrizal

Tdk

Sebagai Anggota Direksi As member of Directors Ya

√

Tdk

Sebagai Pemegang Saham As a Shareholders Ya

√

Tdk √

Rony Gunawan

√

√

√

Ahmad Bambang

√

√

√

Elfien Goentoro

√

√

√

Andri T. Hidayat

√

Adriansyah

√

Rapat Dewan Komisaris

Dewan 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.

√

√ √

√

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.

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.

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.

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:

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:


139

BOC - BOD Meeting Atendance

Tingkat Kehadiran dalam Rapat Gabungan No.

Nama Name

Jabatan Position

Rapat Gabungan BOC – BOD Meeting


10

1.

Andri T. Hidayat

2.

Adriansyah


6

3.

Elfien Goentoro


12

4.


Direktur Utama President Director

12

5.

Mangasi Darma Gunawan

Direktur Operasi Operation Director

12

6.

Amran Anwar


2

7.

Rony Gunawan


5

8.

Ahmad Bambang


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.

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.

Program Pengayaan Informasi

Information Enrichment Program

Pada tahun 2012 tidak ada program pengayaan informasi untuk Dewan Kmoisaris.

In 2012 there were no information enrichment programs for the Board of Commissioners.

Keputusan dan Rekomendasi Dewan Komisaris

Resolutions and Recommendations of the Board of Commissioners

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.

140


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.

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.

Pada tahun 2012, Dewan Komisaris tidak mengeluarkan keputusan yang bersifat pengawasan, tetapi telah memberikan berbagai rekomendasi yang perlu menjadi perhatian Direksi.

In 2012, the Board of Commissioners did not issue any supervisory resolutions, but provided various recommendations that the Directors need to tend to.

Penilaian Kinerja Dewan Komisaris

Performance Assessment of the Board of Commissioners

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.

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.

Kebijakan dan Struktur Remunerasi Dewan Komisaris

Policy and Structure of Remuneration of the Board of Commissioners

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.

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.

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

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

Kebijakan pemberian remunerasi dan fasilitas lain bagi Dewan Komisaris mengacu kepada keputusan dari Pemegang Saham sebagaimana ditetapkan dalam Rapat Umum Pemegang Saham.

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.


141

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.

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.

Fokus Pengawasan Dewan Komisaris 2013

Focus of Monitoring of the Board of Commissioners in 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 Komisaris

Committees within the Board of Commissioners

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.

By referring to the circular letter of the Minister of Stateowned 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.

Sekretaris Dewan Komisaris

Secretary of the Board of Commissioners

Perusahaan 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.

Untuk 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

142

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.


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.

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.

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.

Direksi

The Board of Directors (BOD)

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.

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.

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 perundangundangan yang berlaku atau Anggaran Dasar dan dinyatakan bersalah berdasarkan putusan pengadilan yang mempunyai kekuatan hukum tetap.

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.

Persyaratan Direksi

Requirements of the Board of Directors

Direksi 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.

Direksi 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.

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.

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.


143

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 masingmasing.

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.

Pedoman Kerja, Tugas dan Tanggung Jawab

Work Manuals, Roles and Responsibilities

Dalam melaksanakan tugas, Direksi PEPC bertanggung jawab kepada RUPS. Pertanggungjawaban Direksi kepada RUPS merupakan perwujudan akuntabilitas pengawasan atas pengelolaan perusahaan dalam rangka pelaksanaan prinsipprinsip GCG.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Secara umum tugas dan tanggung jawab Direksi meliputi halhal 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).

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)

Pelaksanaan 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.

144


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.


- - -

-

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).

- - -

-

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.

Secara khusus tugas dan tanggung jawab masing-masing Direksi adalah sebagai berikut:

Specifically, the roles and responsibilities of each Director are as follows:

Direktur Utama

President Director

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.

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.

Tanggung jawab Direktur Utama:

The responsibilities of President Director are as follows:

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.

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.

President 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.

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.


145

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.

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.

Direktur Operasi

Operation Director

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,

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

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.

146


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.


• Melaksanakan kewenangan sesuai dengan matrik kewenangan dan SOP yang berlaku.

• Performing authorities in accordance with authorities matrix and the prevailing SOP

Tanggung Jawab Direktur Operasi:

Responsibilities of Operation Director:

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.

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.


147

Direktur Pengembangan

Development Director

Tanggung jawab Direktur Pengembangan:

Responsibilities of Development Director:

Komposisi Direksi

Composition of the Board of Directors

Direktur 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 dengan kebijakan dan standar perusahaan.

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.

Sampai dengan akhir tahun 2012, komposisi Direksi PEPC adalah sebagai berikut: Nama | Name

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.

As of the end of 2012, the composition of PEPC Board of Directors is as follows: Dasar Pengangkatan Appointment Basis


Akta Pernyataan Keputusan Pemegang Nomor Saham Nomor 60 tanggal 24 Juni 2010 Deed of Statement of Shareholders’ Resolution No. 60 dated 24 June 2010



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

GMS Pengangkatan Pj. Direktur Pengembangan dari PT Pertamina (Persero) tanggal 25 September 2012 dan Akta Penetapan Direktur Pengembangan PEPC No. 17 Direktur Pengembangan tanggal 28 September 2012. GMS on Appointment of Interim Development Director from PT Pertamina (Persero) Development Director dated 25 September 2012 and Deed of Appointment of Development Director PEPC No. 17 dated 28 September 2012.


148

Jabatan Position

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.



Riwayat singkat dari masing-masing Direksi dapat dilihat pada halaman Profil Direksi dari Laporan Tahunan ini.

The brief profile of each Director is given on page Directors Profile of this Annual Report.

Independensi dan Rangkap Jabatan Direksi

Independence and Double Position of the Directors

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.

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.

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.

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.

Hubungan Keluarga dan Keuangan Direksi

Family and Financial Relationship of the Board of Directors

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

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:

Hubungan Keluarga Dengan | Family Relationship with

Hubungan Keuangan Dengan | Financial Relationship with



Ya

Tdk

Direksi Directors

Ya

Tdk


Ya

Tdk

Ya

Tdk

Direksi Directors

Ya

Tdk


Ya

Tdk


√

√

√

√

√

√


√

√

√

√

√

√

Amran Anwar

√

√

√

√

√

√

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham Direksi pada Perusahaan Lain

Berikut ini tabel yang menunjukan hubungan kepengurusan dan kepemilikan saham pada perusahaan lain oleh Direksi periode tahun 2012:

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:

Kepengurusan dan Kepemilikan Saham pada Perusahaan Lain The directorship and ownership in other companies

Nama Name

Sebagai Anggota Dewan Komisaris As a member Board of Commissioners

Ya

Tdk

Sebagai Anggota Direksi As member of Directors Ya

Tdk

Sebagai Pemegang Saham As a Shareholders Ya

Tdk


√

√

√


√

√

√

Amran Anwar

√

√

√ PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

149

Rapat Direksi

Rapat 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: Nama Name

No.

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:

Jabatan Position

Rapat Direksi BOD Meeting

1.



60

2.



60

3.

Arman Anwar


12

Rencana Rapat Direksi tahun 2013

Plans of Directors Meetings in 2013

Pelatihan Direksi

Directors Training

Tahun 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.

Selama tahun 2012 Direksi telah menghadiri pelatihan dan seminar sebagai berikut: No.

150

Directors Meetings

Management 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.

During 2012 Directors already attended the following trainings and seminars:

Topik | Subject

Peserta | Participant

Jabatan | Position

1.

Workshop POD & POP Lapangan Unitisasi Jambaran-Tiung Biru (JBT)

Amril Thaib M


2.

Workshop Feasibilty Studies Lapangan Unitisasi JTB

Amril Thaib M


3.


Amril Thaib M


4.

Attending the offshore technology conference (OTC) 2012 and site visit to solar turbine

Amril Thaib M


5.

Workshop PQ Proyek JTB tgl 2 -3 Maret 2012



6.






Keputusan-keputusan Direksi

Directors Decisions

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.

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.

Keputusan Direksi yang dikeluarkan pada tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Directors Decisions issued in 2012 were as follows:

Surat 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).

No.

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.

Perihal

1. 2.

SK Mutasi Jabatan SK Insentif Final Tahun 2012

3.

SK Tentang Fasilitas Alat Komunikasi Handset Handphone

5. 6.

SK Kenaikan Upah Tetap/Base Salary Sebagai Salary Increase Tahun 2012 SK Tentang Penghargaan 1,5 Juta Jam Kerja Aman (zero accident) SK Tentang Penetapan Pekerja

7.

SK Organisasi PT Petamina EP Cepu periode tahun 2011 - 2015

8.

SK Progam Fasilitas Kendaraan (CAR/CFP) SK Car Ownership Program (COP) & House Ownership Program (HOP) SK Penetapan Upah Pekerja Perbantuan PT Pertamina Persero SK Tunjangan Hari Raya Keagamaan PEPC 2012 SK Penugasan Task Force MCL Terkait Perijinan Row EPC 2 Banyu Urip di Lahan Perhutani SK Fasilitas Kendaraan Untuk Pejabat PEPC SK Penugasan Task Force UA/UOA periode 20 Maret - 31 Agustus 2012

4.

9. 10. 11. 12. 13. 14.

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

16.

Penetapan Upah Pekerja Perbantuan PT Pertamina (Persero)

17.

Tim Persiapan Pengelolaan Lapangan Alas Dara Kemuning

Subject Decree of Mutation Decree of 2012 Final Incentive Decree of Handset/Handphone/Communication Tools Facilities Decree of the Increase of Base Salary as 2012 Salary Increase Decree of 1.5 million working hours of zero accident Decree of Employmentship Decree of PT Petamina EP Cepu Organization for the period of 2011 - 2015 Decree of Car Facility Progam (CAR/CFP) Decree of Car Ownership Program (COP) & House Ownership Program (HOP) Decree of Wages of Secondment of PT Pertamina Persero Decree of Religious Holiday Allowance ofPEPC 2012 Decree of the assignment of MCL Task Force related to the License of Row EPC 2 Banyu Urip in Perhutani Land Decree of Car Facility for PEPC Officials Decree of the Assignment of UA/UOA Task Force for the period of 20 March - 31 August 2012 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 Determination for Secondment of PT Pertamina (Persero) Preparation Team for the Management of Alas Dara Kemuning Field


151

Evaluasi Kinerja Direksi

Directors Performance Evaluation

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.

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.

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:

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:

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.

I

II • KPI Korporat PT Pertamina (Persero)

III • KPI Direktur Hulu PT Pertamina (Persero)

Kebijakan dan Struktur Remunerasi

Kebijakan 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

152


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.

IV • KPI Direktur Utama Pertamina EP Cepu

• KPI Direktur Operasi Pertamina EP Cepu

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

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.

Sekretaris Perusahaan

Corporate Secretary

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.

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.

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.

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. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

153

Internal Audit

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.

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.

Tugas dan Tanggung Jawab

Roles and Responsibilities

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.

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.

Kegiatan Internal Audit 2012

Internal Audit Activities 2012

Internal 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.

Pada 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.

154


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.

In 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.

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.

Profil Internal Audit & Risk Management Manager

Profile of Internal Audit & Risk Management Manager

Sistem Pengendalian Internal

Internal Control System

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.

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.

Internal 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).

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/K00000/2012S8 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).


155

156

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.

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.

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.

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.

Manajemen Risiko

Risk Management

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.

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.

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 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 (Enterprisewide Risk Management/ERM) dimana PEPC akan taat pada prinsip-prinsip manajemen risiko sebagai berikut :

committed to implement Enterprise-wide Risk Management (ERM) in which PEPC will comply with the following risk management principles as follows:

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;

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;


157

158

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;

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.

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.

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).

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.

Skema Struktur Manajemen Risiko PEPC

PEPC Risk Management Scheme Development DIRECTOR

VP Engineering

Geosciences Manager

New Venture Manager

VP Project & Planning


Planning & Evaluation Manager

Banyu Urip Project Control Manager

Identifikasi Risiko

Risk Identification

Risk Appetite

Risk Appetite

Identifikasi risiko dilakukan untuk menentukan risikorisiko 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 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).

Jambaran-Tiung Biru Project Control Manager

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 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).


159

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 :

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:

Tabel Risk Appetite Desember 2012

No.

160

Kode Risiko Risk Code

No pada Risk Register No to Risk Register

1.

PEPC-MGT-001

12

2.

PEPC-MGT-003

14

3.

PEPC-TEK-003

8

4.

PEPC-ORG-004

18

5.

PEPC-ORG-006

20

6.

PEPC-EKS-002

26

7.

PEPC-MGT-004

30

8.

PEPC-MGT-002

13

9.

PEPC-HSE-004

4

10. PEPC-HSE-005

5

11. PEPC-ORG-001

15

12. PEPC-ORG-002

16

13. PEPC-ORG-007

21

14. PEPC-ORG-008

22

15. PEPC-ORG-009

23

16. PEPC-ORG-010

24


Kejadian Risiko Risk Event 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) Kemunduran jadwal onstream main POD Banyu Urip Delay of onstream schedule of Banyu Urip main POD Tidak tercapainya target pemboran Drilling target shortfall Biaya Non-Cos Recovery Cost of Non-Cost Recovery Kehilangan dan kebocoran data Perusahaan Corporate data loss and leak Tidak tercapainya strategic insiatif bagi hasil 60:40 Shortfall in strategic initiative production sharing 60:40 Kehilangan data di server PEPC Loss of data from PEPC server Menurunnya nilai keekonomian Proyek Decrease of the Project‘s economic value Kecelakaan kerja di lokasi pemboran Work accident at drilling site Limbah pemboran yang mencemari lingkungan Drilling waste causing pollution Hambatan dalam pengumpulan Joint Venture Data Blok Cepu Obstacle in collecting Joint Venture Data from Blok Cepu Terhambatnya pembinaan SDM Belated HR development Denda Cash Call Cash Call penalty Denda keterlambatan pembayaran Invoice Penalty for invoice payment overdue Kesalahan dalam perhitungan & penyampaian Laporan Keuangan Error in calculation and in submitting financial statements 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)

Status Risiko Inherent Risk Inherent Status

Status Risiko residual Risk Residual Status

Target Risiko Risk Appetite

EXTREME HIGH

MEDIUM RISK

LOW RISK

EXTREME HIGH

HIGH RISK

MEDIUM RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

EXTREME HIGH

HIGH RISK

MEDIUM RISK

EXTREME HIGH

HIGH RISK

MEDIUM RISK

EXTREME HIGH

LOW RISK

LOW RISK

EXTREME HIGH

HIGH RISK

MEDIUM RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

HIGH RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

HIGH RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

HIGH RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

EXTREME HIGH EXTREME HIGH


No.



17. PEPC-EKS-003

27

18. PEPC-ORG-003

17

19. PEPC-TEK-005

10

20. PEPC-TEK-006

11

21. PEPC-EKS-004

28

22. PEPC-HSE-003

3

23. PEPC-TEK-001

6

24. PEPC-HSE-001

1

25. PEPC-TEK-002

7

26. PEPC-ORG-005

19

27. PEPC-EKS-001

25

28. PEPC-TEK-007

29

29. PEPC-HSE-002

2

30. PEPC-TEK-004

9

Kejadian Risiko Risk Event Gagalnya pembiayaan korporat (Debt Financing) terhadap Cash Call MCL ke PEPC untuk pengembangan Blok Cepu Failure of corporate financing (Debt Financing) on MCL Cash Call to PEPC for the development of Blok Cepu Dokumen/data Blok Cepu tersebar kepada pihak yang tidak berwenang The leak of Blok Cepu document/data to unauthorized parties Tidak tercapainya target penambahan Sumber Daya tertunda dari kegiatan eksplorasi Blok Cepu Shortfall in the target of resource addition from Blok Cepu exploration Potensi Non-Cost Recovery untuk lokasi sumur eksplorasi yang belum mendapatkan persetujuan AFE BPMIGAS Non-Cost Recovery potential for eploration well at locations not yet approved by AFE BPMIGAS Dispute dengan pihak ketiga terkait masalah legalitas Dispute with third parties related to legal issues Pencemaran lingkungan di jalur pipa Banyu Urip - Mudi Pollution from Banyu Urip - Mudi pipelines Terhambatnya pengiriman minyak mentah Banyu Urip ke fasilitas JOB PPEJ The obstructed delivery of Banyu Urip crude to PPEJ JOB facility Terjadi kebakaran yang menyebabkan kecelakaan kerja di kantor Work accident caused by fire at the office Tidak dapat disalurkannya produksi minyak Lap Banyu Urip ke ESO Cinta Natomas The failure of channeling oil from Banyu Urip field to ESO Cinta Natomas Kontrol & monitoring yang lemah terhadap operasi pemboran yang dilakukan oleh Operator Weak control & monitoring over the drilling operation conducted by Operator Demo masyarakat dan/atau pemblokiran kantor PPEC Demonstration and/or blockading PPEC office Gangguan koneksi jaringan LAN di kantor Disruption on the LAN network connection at the office Kecelakaan Kendaraan Ringan Perumpang (KRP)/Operasional perusahaan Light Passenger Vehicle (KRP)/Operational vehicle Accidents Risiko Total Lost Risk of Total Lost

Status Risiko Inherent Risk Inherent Status

Status Risiko residual Risk Residual Status

Target Risiko Risk Appetite

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

HIGH RISK

LOW RISK

LOW RISK

MEDIUM RISK MEDIUM RISK

LOW RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

LOW RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

LOW RISK

MEDIUM RISK MEDIUM RISK

LOW RISK

MEDIUM RISK

LOW RISK

LOW RISK

MEDIUM RISK MEDIUM RISK LOW RISK

LOW RISK

LOW RISK LOW RISK


161

Tabel: Sepuluh Besar Risiko per Desember 2012 Table: Top Ten Risk per December 2012

No.

162



1.

PEPC-TEK-003

8

2.

PEPC-MGT-003

14

3.

PEPC-ORG-006

20

4.

PEPC-ORG-007

21

5.

PEPC-ORG-008

22

6.

PEPC-ORG-010

24

7.

PEPC-ORG-009

28

8.

PEPC-EKS-002

26

9.

PEPC-MGT-002

13

10.

PEPC-HSE-003

3


Tanggal Identifikasi Risiko Risk Identification Date

Kejadian Risiko Risk Event

tercapainya target pemboran 1 Desember 2012 Tidak Shortfall of drilling target

Status Risiko Risk Status

Pemilik Risiko Risk Owner

HIGH RISK

Manager Geoscience & Manager Drilling

Kemunduran jadwal onstream main Manager Engineering Banyu Urip 1 Desember 2011 POD HIGH RISK Delay of onstream schedule of Manager RenEval Banyu Urip main POD Kehilangan & kebocoran data 1 Desember 2011 Perusahaan HIGH RISK Manajer Op. Support Loss & leak of corporate data Cash Call 1 Desember 2012 Denda HIGH RISK M. Treasury Cash Call penalty Denda keterlambatan pembayaran M. Treasury M. Finance 1 Desember 2012 invoice HIGH RISK Control Tax M. General Penalty for invoice payment Services overdue Ketidaktelitian dalam monitoring penyusunan anggaran (WP&B), realisasi expenditure (JIB), pelaporan M. Finance Control M. (FQR) 1 Desember 2012 keuangan HIGH RISK Inaccuracy in monitoring the Treasury M. Reneval preparation of budget (WP&B), realization of expenditure (JIB), financial reporting (FQR) Kesalahan dalam perhitungan & M. Finance Control M. laporan keuangan 1 Desember 2012 penyampaian HIGH RISK Error in calculation and in submitting Treasury financial statements Tidak tercapainya strategic insiatif hasil 60:40 1 Desember 2012 bagi HIGH RISK M. Reneval Shortfall in strategic initiative production sharing 60:40 Menurunnya nilai keekonomian 1 Desember 2011 proyek HIGH RISK Manajer RenEval Decrease of the Project‘s economic value Pencemaran lingkungan di jalur pipa Urip - Mudi 1 Desember 2011 Banyu MEDIUM RISK Manajer Produksi Pollution from Banyu Urip - Mudi pipelines


Profil Risiko Inherent Desember 2012 Inherent Risk Profile, December 2012 6 = Definitely (90% < x < 100%)

Probabilitas

8

5 = Almost Certain (70% < x < 90%)

17

4 = Likely (50% < x < 70%)

3

3 = Moderate (30% < x < 50%)

1

2 = Rare (10% < x < 30%)

2

1 = Unlikely (0% < x < 10%)

18

25

12 14

3

5

16

20

26

30

10

11

28

15 21 22 23 24 27

7

19

29

13

6

9

One month’s net 2 Weeks Net Income ≤ x < One income < x < one month’s net income quarter’s net income

One quarter’s net income < x < one year’s net income

> One year net income

Local Impact

Regional Impact

National Wide Impact

Minor injuries

Major injuries to one person

Major injuries to several people

Employee or public death

Limited 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 = Catastrophic

FINANCIAL IMPACT

< 2 Weeks Net Income Impact

REPUTATION IMPACT

No reputational impact

Internal Impact

HEALTH & SAFETY

No health & safety impact

ENVIRONMENT

Dampak

Profil Risiko Residual Desember 2012 Residual Risk Profile, December 2012 6 = Definitely (90% < x < 100%) 5 = Almost Certain (70% < x < 90%) Probabilitas

4 = Likely (50% < x < 70%) 3 = Moderate (30% < x < 50%)

3

2 = Rare (10% < x < 30%)

1

28

25

26

8

14

20

21

22

24

1 = Unlikely (0% < x < 10%)

9

2

19

16

29

17

18

30

4

5

10

15

25

27

6

7

11

12

2 Weeks Net Income One month’s net ≤ x < One income < x < one month’s net income quarter’s net income

13

One quarter’s net income < x < one year’s net income

> One year net income

Local Impact

Regional Impact

National Wide Impact

Minor injuries

Major injuries to one person

Major injuries to several people

Employee or public death

Limited 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 = Catastrophic

FINANCIAL IMPACT

< 2 Weeks Net Income Impact

REPUTATION IMPACT

No reputational impact

Internal Impact

HEALTH & SAFETY

No health & safety impact

ENVIRONMENT

Dampak PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

163

Pengendalian Risiko

Risk Management

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.

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.

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.

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.

Dalam 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.

164


In 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.


Auditor Independen

Independent Auditor

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.

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.

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.

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.

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).

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).

Tabel Auditor Eksternal PEPC tahun 2009-2012 Table External Auditor PEPC in 2009-2012 Tahun Buku Year Book

Akuntan Accountant

Kantor Akuntan Publik Public Accountant Firm

Jasa Diluar Audit Keuangan Services 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 material The Financial Statement is presented fairly in all material respects

2011




Opini Opinion

Tidak ada None

Tidak ada None


165

166

Tahun Buku Year Book

Akuntan Accountant


2010




2009

Feniwati Chendana Izin No. 00.1.0713

KAP Purwantono, Suherman dan Surja


Opini Opinion

Jasa Diluar Audit Keuangan Services Other Financial Audit Tidak ada None

Tidak ada None

Perkara Penting yang sedang Dihadapi Direksi dan Dewan Komisaris yang sedang Menjabat

Significant Legal Disputes Involving the Incumbent Boards of Directors and Commissioners

Selama tahun 2012, tidak ada perkara penting yang sedang dihadapi oleh Direksi dan Komisaris PEPC yang sedang menjabat.

During 2012, there were no significant legal disputes involving the incumbent Boards of Directors and Commissioners

Permasalahan Hukum

Legal Proceedings

Selama tahun 2012 tidak ada permasalahan hukum, baik pidana maupun perdata, yang dihadapi Perusahaan.

During no 2012, there were no legal proceedings, either criminal or civil cases involving the Company.

Donasi Untuk Kegiatan Sosial dan Politik

Donation for Social and Political Activities

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).

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 Informasi

Information Access and Communication System

Internal

Information Access

Dalam 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.

In classifying its corporate information, the Company constantly refers to the prevailing rules and regulations. Nonconfidential 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.

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.

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.pertaminaepcepu.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.

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.

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.

Sistem Komunikasi Internal

Internal Communication System

Perusahaan 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.

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.


167

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 KPI Direktur Utama

Performance Dialog for the KPIs of President Director

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

168


To 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.

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.

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).

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).

Pedoman Perilaku (Code of Conduct)

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.

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.

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.

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.


169

Nilai-Nilai Perusahaan

Corporate Values

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).

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.

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:

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:

Berkembang (Growth)

Growth

Terpercaya (Reliability)

Reliability

Unggul (Excellence)

Excellence

-

-

- - -

- - -

- -

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

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

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) - - -

170

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


- - -

- - -

- -

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

Honest and loyal workforce. Information from competent sources. Application of Management Protection of Information (MPI).

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)

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.

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.

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.

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.B001/00300/2009-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..

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.

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.


171

172


Tanggung Jawab Sosial Perusahaan Corporate Social Responsibility



173

Tanggung Jawab Sosial Corporate 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Struktur Pengelola CSR

CSR Management Structure

Kegiatan 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.

174


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.


Pelaksanaan CSR tahun 2012

CSR Implementation in 2012

Pada tahun 2012, pelaksanaan program-program CSR PEPC secara umum dapat dikelompokkan dalam bidang lingkungan, infrastruktur, keagamaan serta pendidikan dan olahraga.

In 2012, the implementation of CSR PEPC programs in general can be categorized under the areas of environment, infrastructure, religion and education and sport.

Lingkungan

Environment

Infrastruktur

Infrastructure

Di 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.

PEPC 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, Kecamatan Dander, Bojonegoro dan Desa Kalisumber, Kecamatan 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.

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.

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-district, Bojonegoro and Rahayu Village, Soko Sub-district, Tuban. • Assistance for the digging of three artesian wells at Sumbertlaseh Village and Sumberagung Village, Dander Subdistrict, 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.


175

•

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 sekitarnya. Sebab jembatan tersebut dapat menghubungkan beberapa desa sekitar Jelu dengan Desa Gayam, Kecamatan Ngasem.

• Assistance of the building of bridges in Jelu Village, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency together with Mobil Cepu Limited (MCL). The bridge in Jelu Village, Ngasem Sub-district, Bojonegoro Regency was constructed 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 construction of this bridge would sustain the economy of the local community, particularly the residents of several villages in Jelu Village and nearby villages since the bridge connects several villages near Jelu with the Gayam Village, Ngasem Sub-district.

Selain kegiatan di atas, Perusahaan memberikan bantuan biaya pembangunan sekolah SMP Negeri 1 Pariaman.

In addition to the activities mentioned above, the Company provides financial aid for the school construction of SMP Negeri 1 Pariaman.

Keagamaan

Religious Activities

Pendidikan dan Olahraga

Education and Sport

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

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

Kegiatan 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.

Di 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.

176


CSR 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.

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.


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.

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.

Kegiatan CSR Lainnya

Other CSR Activities

Kebijakan Sponsorship

Sponsorship Policy

Realisasi Pelaksanaan CSR

Realisasi Pelaksanaan CSR

Dalam 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.

Sponsorship 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.

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 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 SARArelated activities.

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


177

Laporan HSE (Health, Safety & Environment) Report of HSE (Health, Safety & Environment) 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.

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.

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.

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.

Kinerja Keselamatan

Performance in Safety

Kinerja 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.

178


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.


• 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).


179

• 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.

• 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.

Kinerja Kesehatan Kerja

Performance in Health

Kinerja 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.

180


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 Lingkungan

Kinerja 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:

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:

Emisi acuan tahun 2011 Emission Reference 2011

43.457,60 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan I Emission in Q1-2012

1.522,63 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan II Emission in Q2-2012

3.045,27 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan III Emission in Q3-2012

4.567,90 ton CO2e

Emisi tahun 2012 triwulan IV Emission in Q4-2012

6.090,53 ton CO2e

Total penurunan emisi tahun 2012 Total emission reduction in 2012

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.

32,78%

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.


181

-

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.

182


-

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.


Tanggung Jawab Terhadap Pelanggan Responsibility Towards Customers Membangun Budaya Fokus Pelanggan

Building a Customer-Focused Culture

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.

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.

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.

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.

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.

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.

PT 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.

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.


183

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:

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 listeningto-customer process is conducted by making use of the following media:

Tabel: Media Mendengarkan Suara Pelanggan Table: Listening to Customers Media Segmen Pelanggan | Customer Segment

184

Media

SKKMIGAS, Pemerintah Daerah SKKMIGAS, 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.

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 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.

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.

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.

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.

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.

Mengelola Komplain

Managing Complaints

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.

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.

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.

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.

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.

The 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.


185

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.

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.

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).

PEPC communicates and accommodates the aspirations of its customers on a regular basis in a coordination meeting held once a month.

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.

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.

Mengukur Kepuasan Pelanggan

Measuring Customer Satisfaction

PEPC 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%.

186


PEPC 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.


187

Tanggung Jawab Atas Laporan Tahunan 2012 Responsibility of Annual Report 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.

Komisaris The Board of Commissioners

Andri T. Hidayat Komisaris Utama President Commissioner

Gusrizal Anggota Dewan Komisaris Commissioner

(17 Februari - 31 Desember 2012)

Rony Gunawan Anggota Dewan Komisaris Commissioner (1 Januari - 9 Mei 2012)

(1 Januari - 16 Februari 2012)

Elfien Goentoro Anggota Dewan Komisaris Commissioner

(1 Januari - 31 Desember 2012)

Adriansyah Anggota Dewan Komisaris Commissioner (10 Mei - 31 Desember 2012)

Ahmad Bambang Anggota Dewan Komisaris Commissioner (1 Januari - 19 Oktober 2012)

Direksi The Board of Directors



Mangasi Darma Gunawan Direktur Operasi Operation Director


188


Amran Anwar Direktur Pengembangan Development Diretor

(25 September - 31 Desember 2012)


PT PERTAMINA EP CEPU LAPORAN KEUANGAN/ FINANCIAL STATEMENTS 31 DESEMBER 2012 DAN 2011/ 31 DECEMBER 2012 AND 2011


191

192



193

194


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 1 Schedule LAPORAN POSISI KEUANGAN 31 DESEMBER 2012, 31 DESEMBER 2011, DAN 1 JANUARI 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) Catatan/ Notes

31 Desember/ December 2012

STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION 31 DECEMBER 2012, 31 DECEMBER 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 31 Desember/ December 2011*

1 Januari/ January 2011*

ASET ASET LANCAR Kas dan setara kas Piutang usaha Piutang lain-lain Persediaan Uang muka dan biaya dibayar dimuka

ASSETS 59,474,429 29,499,404 486,256 7,549,256

1,304,443 6,964,786 164,346,434 4,636,083

771,325 10,806,838 96,711,516 4,188,323

CURRENT ASSETS Cash and cash equivalents Trade receivables Other receivables Inventories

270,019

160,449

369,245

Advances and prepayments

97,279,364

177,412,195

112,847,247

TOTAL CURRENT ASSETS

11

650,398,407

400,941,490

289,810,218

14a 14e

31,828,026 106,353

14,997,543 180,572

12,629,213 23,143,196 116,853

NON-CURRENT ASSETS Oil and gas properties, net Reimbursable Value Added Tax (“VAT”) Deferred tax assets Other assets

JUMLAH ASET TIDAK LANCAR

682,332,786

416,119,605

325,699,480

TOTAL NON-CURRENT ASSETS

JUMLAH ASET

779,612,150

593,531,800

438,546,727

TOTAL ASSETS

7 8 9 10

JUMLAH ASET LANCAR ASET TIDAK LANCAR Aset minyak dan gas bumi, bersih Pajak Pertambahan Nilai (“PPN”) yang dapat ditagihkan kembali Aset pajak tangguhan Aset lain-lain

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITAS LANCAR Utang usaha Utang lain-lain Utang pajak Biaya yang masih harus dibayar

LIABILITIES AND EQUITY 49,027,680 13,946,368 4,191,253 40,684,745

26,781,466 618,919 6,147,483 21,744,373

10,359,450 570,123 6,441,895 25,010,741

CURRENT LIABILITIES Trade payables Other payables Taxes payable Accrued expenses

107,850,046

55,292,241

42,382,209

TOTAL CURRENT LIABILITIES

22c 22d 14e

548,265,655 51,360,852

450,472,982 48,656,788

440,508,279 -

16

3,773,721 2,650,700

684,398 575,348

464,659 145,887

NON-CURRENT LIABILITIES Amount due to related party Shareholder loan Deferred tax liabilities Provision for decommissioning and site restoration Provision for employee benefits

JUMLAH LIABILITAS TIDAK LANCAR

606,050,928

500,389,516

441,118,825

TOTAL NON-CURRENT LIABILITIES

JUMLAH LIABILITAS

713,900,974

555,681,757

483,501,034

TOTAL LIABILITIES

12 13 14b 15

JUMLAH LIABILITAS LANCAR LIABILITAS TIDAK LANCAR Utang pihak berelasi Pinjaman pemegang saham Kewajiban pajak tangguhan Provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset Provisi imbalan kerja

EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL) Modal saham Modal dasar - 2.000 saham Rp1.000.000 per saham (nilai penuh) Modal ditempatkan dan disetor - 500 saham Laba ditahan/ (akumulasi kerugian) JUMLAH EKUITAS/ (DEFISENSI MODAL) JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL)

17

48,972

48,972

65,662,204

37,801,071

EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY) Share capital Authorised - 2,000 shares at par value of Rp1,000,000 (full amount) per share Issued and paid-up 48,972 capital - 500 shares Retained earnings/ (45,003,279) (accumulated losses)

65,711,176

37,850,043

(44,954,307)

TOTAL EQUITY/ (CAPITAL DEFICIENCY)

438,546,727

TOTAL LIABILITIES AND EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY)

779,612,150

* Disajikan kembali (lihat Catatan 5 dan 6)

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

593,531,800

* As restated (refer to Notes 5 and 6)

The accompanying notes form an integral part of these financial statements. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

195

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 2 Schedule LAPORAN LABA RUGI KOMPREHENSIF UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar,unless otherwise stated) Catatan/ Notes

2012 PENDAPATAN USAHA

143,882,860

19

226,304,924

REVENUES

BEBAN USAHA Beban eksplorasi Beban produksi Beban umum dan administrasi Beban keuangan Pendapatan keuangan Pendapatan lain-lain, bersih

(12,374,384) (37,546,622) (34,060,108) (4,581,572) 77,946 3,666,265

20a 20b 20c 21

(7,306,182) (32,725,543) (25,430,905) (7,389,866) 55,193 3,706,949

OPERATING EXPENSES Exploration expenses Production expenses General and administration expenses Finance costs Finance income Other income, net

LABA SEBELUM PAJAK PENGHASILAN BEBAN PAJAK PENGHASILAN LABA BERSIH PENDAPATAN KOMPREHENSIF LAIN JUMLAH PENDAPATAN KOMPREHENSIF

(31,203,252)

157,214,570 14d

(74,410,220)

PROFIT BEFORE INCOME TAX INCOME TAX EXPENSES

27,861,133

82,804,350

NET INCOME

-

-

OTHER COMPREHENSIVE INCOME

27,861,133

82,804,350

TOTAL COMPREHENSIVE INCOME

Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporan keuangan ini PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

20d

59,064,385


196

2011*

* As restated (refer to Notes 5 and 6) The accompanying notes form an integral part of these financial statements.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 3 Schedule LAPORAN PERUBAHAN EKUITAS UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

Note Saldo 1 Januari 2011*

17

STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated)

Modal ditempatkan dan disetor/ Issued and paid-up capital

Saldo laba/ (akumulasi kerugian)/ Retained earnings/ (accumulated losses)

Jumlah ekuitas/ Total equity

48,972

(45,003,279)

(44,954,307)

Balance as at 1 January 2011*

-

82,804,350

82,804,350

Comprehensive income for the year

48,972

37,801,071

37,850,043

Balance as at 31 December 2011*

Pendapatan komprehensif tahun berjalan

-

27,861,133

27,861,133

Comprehensive income for the year

Saldo 31 Desember 2012

48,972

65,662,204

65,711,176 Balance as at 31 December 2012

Pendapatan komprehensif tahun berjalan Saldo 31 Desember 2011*

* Disajikan kembali (lihat Catatan 5 dan 6) Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporan keuangan ini

* As restated (refer to Notes 5 and 6) The accompanying notes form an integral part of these financial statements. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

197

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 4 Schedule LAPORAN ARUS KAS UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)

STATEMENTS OF CASH FLOWS FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 2012

ARUS KAS DARI AKTIVITAS OPERASI Penerimaan kas dari pelanggan Penerimaan kas untuk penggantian biaya Pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan Pembayaran pajak penghasilan Penerimaan dari pendapatan bunga Kas bersih yang dihasilkan dari aktivitas operasi

CASH FLOWS FROM OPERATING ACTIVITIES Receipts from customers Receipts for reimbursement of expenditures

123,958,274 7,301,660

237,845,425 5,142,839

(78,554,829) (30,515,409) 77,946

(55,168,414) (1,915,387) 55,193

Payments to suppliers and employees Payments of income tax Receipts from interest income

22,267,642

185,959,656

Net cash provided from operating activities

ARUS KAS DARI AKTIVITAS INVESTASI Pembayaran untuk perolehan aset minyak dan gas bumi

(221,382,390)

(120,807,751)

CASH FLOWS FROM INVESTMENT ACTIVITIES Payments for acquisition of oil and gas properties

Kas bersih yang (digunakan untuk) aktivitas investasi

(221,382,390)

(120,807,751)

Net cash (used in) investing activities

ARUS KAS DARI AKTIVITAS PENDANAAN Penerimaan dari pihak berelasi Pembayaran kas ke pihak berelasi

296,504,454 (39,136,313)

172,898,708 (237,724,828)

CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES Receipts from related parties Cash payments to related parties

Kas bersih yang (digunakan untuk)/ dihasilkan dari aktivitas pendanaan

257,368,141

(64,826,120)

Net cash (used in)/provided from financing activities

KENAIKAN BERSIH KAS DAN SETARA KAS Efek perubahan nilai kurs pada kas dan setara kas

58,253,393 (83,407)

325,785

NET INCREASE IN CASH AND CASH EQUIVALENTS

207,333

Effects of exchange rate changes on cash and cash equivalents

SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA AWAL TAHUN

1,304,443

771,325

CASH AND CASH EQUIVALENTS AT THE BEGINNING OF YEAR

SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA AKHIR TAHUN

59,474,429

1,304,443

CASH AND CASH EQUIVALENTS AT THE END OF YEAR

* Disajikan kembali (lihat Catatan 5 dan 6) Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporan keuangan ini

198

2011*


* As restated (refer to Notes 5 and 6) The accompanying notes form an integral part of these financial statements.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/1 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 1. UMUM a. Pendirian Perusahaan

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 1. GENERAL a. The establishment of the Company

Pendirian PT Pertamina EP Cepu (“Perusahaan”) merupakan tindak lanjut dari diterbitkannya Undang-undang No. 22 Tahun 2001 tanggal 23 November 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Pemerintah No. 31 tahun 2003 tanggal 18 Juni 2003 tentang Pengalihan Bentuk Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PERTAMINA, selanjutnya disebut ”Pertamina Lama”) menjadi Perusahaan Perseroan (Persero). Pengalihan bentuk Pertamina Lama menjadi PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”) dituangkan dalam Akta Notaris No. 20 tanggal 17 September 2003 dari Lenny Janis Ishak, S.H., dan telah disahkan Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia melalui Surat Keputusan No. C-24025HT.01.01.TH.2003 tanggal 9 Oktober 2003 dan diumumkan dalam Berita Negara No. 93 Tambahan No. 11620 tanggal 21 November 2003.

The establishment of PT Pertamina EP Cepu (the “Company”) is related with Law No. 22 of 2001 dated 23 November 2001, regarding Oil and Gas and Government Regulation No. 31 of 2003 dated 18 June 2003, regarding the change in the status of Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PERTAMINA, the “former Pertamina Entity”) to a limited liability company. The change in the status of the former Pertamina Entity to PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”) is documented in Notarial Deed No. 20 dated 17 September 2003 of Lenny Janis Ishak, S.H., which was approved by the Ministry of Justice and Human Rights in Decision Letter No. C-24025HT.01.01.TH.2003 dated 9 October 2003 and published in Supplement No. 11620 to State Gazette No. 93 dated 21 November 2003.

Berdasarkan ketentuan Pasal 104 Peraturan Pemerintah (PP) No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi dalam jangka waktu paling lama 2 tahun Pertamina wajib membentuk anak perusahaan untuk meneruskan Kontrak Kerja Sama (“KKS”) Pertamina di Indonesia. Dengan demikian, Perusahaan didirikan berdasarkan Akta No. 5 tanggal 14 September 2005 dari Marianne Vincentia Hamdani, S.H. Akta pendirian ini telah disahkan oleh Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia dalam Surat Keputusan No. C-26131 HT.01.01.TH 2005 tanggal 21 September 2005 dan diumumkan dalam Tambahan berita Negara No. 5 tanggal 17 Januari 2006.

Article 104 of Government Regulation No. 35 of 2004 regarding Oil and Gas Upstream Activities, Pertamina is required to establish subsidiary companies within two years from its establishment in order to assume Pertamina’s upstream oil and gas contract arrangements in Indonesia. As such, the Company was established by virtue of Notarial Deed No. 5 dated 14 September 2005 of Marianne Vincentia Hamdani, S.H. The deed of establishment was approved by the Ministry of Law and Human Rights in Decision Letter No. HT.01.01.TH 2005 dated C-26131 21 September 2005 and published in State Gazette No. 5 dated 17 January 2006.

Anggaran Dasar Perusahaan telah mengalami beberapa kali perubahan. Perubahan terakhir berdasarkan Akta No. 3 tanggal 7 Juli 2011 dari Marianne Vincentia Hamdani, S.H tentang perubahan domisili sesuai pasal 1 Anggaran Dasar Perusahaan.

The Company’s Articles of Association have been amended several times. The latest amandement was based on Notarial Deed No. 3 of Marianne Vincentia Hamdani, S.H. dated 7 July 2011 regarding changes of domicile as stated in the first article of the Company’s Articles of Association.

Perusahaan didirikan untuk menjalankan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi.

The Company was established to engage in upstream oil and gas activities.

Pada bulan September 2009, Kontrak Bagi Hasil (“KBH”) Blok Cepu mulai berproduksi secara komersial.

In September 2009, Cepu Block Production Sharing Contract (“PSC”) commenced its commercial productions.


199

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/2 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 1. UMUM (lanjutan)

1. GENERAL (continued)

b. Dewan Komisaris, Direksi, dan Karyawan Sesuai dengan Akta Notaris No. 22 tanggal 19 November 2012 dan No. 3 tanggal 2 November 2011 dari Marianne Vincentia Hamdani, S.H., susunan dari Dewan Komisaris Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut: 2012

Dewan Komisaris

Komisaris Utama Komisaris Komisaris Komisaris

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated)

Andri T. Hidayat Adriansyah Elfien Goentoro -

b. Board of Commissioners, Directors and Employees In accordance with Notarial Deed No. 22 dated 19 November 2012 and No. 3 dated 2 November 2011 of Marianne Vincentia Hamdani, S.H., the composition of the Board of Commissioners of the Company as at 31 December 2012 and 2011 was as follows: 2011 Gusrizal Rony Gunawan Ahmad Bambang Elfien Goentoro

President Commissioner Commissioner Commissioner Commissioner

Selanjutnya, berdasarkan keputusan sirkuler pemegang saham Perusahaan tanggal 3 Januari 2013, para pemegang saham mengangkat Insan Purwarisya L. Tobing sebagai komisaris Perusahaan.

Subsequently, in accordance with a circular resolution of the Company’s shareholders dated 3 January 2013, the shareholders appointed Insan Purwarisya L. Tobing as commissioner of the Company.

Sesuai dengan Keputusan Pemegang Saham Secara Sirkuler tanggal 8 September 2011 dan Akta Notaris No. 17 tanggal 28 September 2012 dari Marianne Vincentia Hamdani, S.H., susunan dari Dewan Direksi Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

In accordance with the Shareholders' Circular dated 8 September 2011 and Deed No. 17 dated 28 September 2012 from Marianne Vincentia Hamdani, SH, the composition of the Board of Directors of the Company on December 31, 2012 and 2011 was as follows:

Direksi

Direktur Utama Direktur Operasi Pj.Direktur Pengembangan

2012

2011

Amril Thaib Mandailing Mangasi Dharma Gunawan Amran Anwar^^

Amril Thaib Mandailing Mangasi Dharma Gunawan -

^^ Direktorat baru di tahun 2012

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, Perusahaan memiliki karyawan tetap masingmasing sebanyak 123 karyawan dan 74 karyawan, termasuk 43 karyawan dan 35 karyawan adalah karyawan Pertamina dengan status diperbantukan kepada Perusahaan (tidak diaudit). c. Domisili kantor pusat Perusahaan Kantor pusat Perusahaan beralamat di Gedung Perkantoran Patra, Lantai 6, Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950, Indonesia.

200

Board of Commissioners


Board of Directors

President Director Director of Operation Acting Director of Development

^^ New directorate in 2012 As at 31 December 2012 and 2011, the Company had 123 employees and 74 employees, respectively, whereas 43 employees and 35 employees, respectively, were Pertamina’s employees seconded to the Company (unaudited). c. Principal address The principal address of the Company is Patra th Office Building, 6 floor, Jl. Gatot Subroto Kav. 32-34 Jakarta 12950, Indonesia.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/3 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 1. UMUM (lanjutan) d. BPMIGAS

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 1. GENERAL (continued) d. BPMIGAS

Berdasarkan putusan Mahkamah Konstitusi No. 36/PUU-X/2012 tertanggal 13 November 2012, sejak tanggal 13 November 2012 Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (“BPMIGAS”) dibubarkan sehingga tugas dan fungsinya dialihkan kepada Pemerintah Indonesia sampai diterbitkannya Undang-undang atau peraturan baru.

Based on Constitutional Court's decision No. 36/PUU-X/2012 dated 13 November 2012, effective from 13 November 2012, Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (“BPMIGAS”) is dissolved and therefore, its duties and functions are assigned to the Government of Indonesia until the issue of new laws or regulations.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 95/2012 tertanggal 13 November 2012, sejak tanggal 13 November 2012, tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS dialihkan kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral ("KESDM"). Semua Kontrak Kerja Sama yang telah ditandatangani oleh BPMIGAS dengan entitas usaha, termasuk Perusahaan, tetap berlaku.

Based on Presidential Regulation No. 95/2012 dated 13 November 2012, effective from 13 November 2012, the duties, functions, and organisation of BPMIGAS are assigned to the Ministry of Energy and Mineral Resources (“MoEMR”). All Cooperation Contracts signed between BPMIGAS with business entities, including the Company, remain in effect.

KESDM, berdasarkan Keputusan Menteri No. 3135 K/08/MEM/2012 dan Keputusan Menteri No. 3136 K/73/MEM 2012, tertanggal 13 November 2012, membentuk Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi ("SKSP Migas"), yang efektif sejak 13 November 2012, mengambil alih tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS.

MoEMR, based on Ministerial Decision No. 3135 K/08/MEM/2012 and Ministerial Decision No. 3136 K/73/MEM 2012 dated 13 November 2012, established the Temporary Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKSP Migas”) effective from 13 November 2012 which assumes the duties, functions, and organisation of BPMIGAS.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 9/2013 tertanggal 10 Januari 2013, dibentuklah Satuan Kerja Khusus Pelaksanaan Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (“SKK MIGAS”) menggantikan SKSP Migas.

Based on Presidential Regulation No. 9/2013 dated 10 January 2013, the Special Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKK MIGAS”) has been established to replace SKSP Migas.

Untuk tujuan laporan keuangan, pemakaian istilah BPMIGAS yang dipakai di tahun-tahun sebelumnya diubah menjadi SKK MIGAS.

For the purpose of these financial statements, the term BPMIGAS which is used in prior years will be changed to SKK MIGAS.

2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS

2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS

Pada tanggal 3 Agustus 1990, Pertamina Lama dan PT Humpuss Patragas (“HPG”) sebagai kontraktor memulai Technical Assistance Contract (“TAC”) untuk Blok Cepu.

On 3 August 1990, the former Pertamina Entity and PT Humpuss Patragas (“HPG”) as contractor entered into a Technical Assistance Contract (“TAC”) for the Cepu Block.

Pada tahun 1997, HPG mengalihkan 49% participating interest di TAC Blok Cepu kepada Ampolex Pte Ltd., (“Ampolex”) dan pada tahun 2000 HPG mengalihkan sisa kepemilikan sebesar 51% kepada Mobil Cepu Ltd. (“MCL”), dengan persetujuan Pertamina Lama dan Pemerintah Republik Indonesia yang diwakili oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. TAC Blok Cepu efektif berakhir pada tanggal 16 September 2005.

In 1997, HPG assigned a 49% participacing interest in the Cepu Block TAC to Ampolex Pte Ltd., (“Ampolex”) and in 2000, HPG assigned its remaining 51% participacing interest to Mobil Cepu Ltd. (“MCL”) with the approval of the former Pertamina Entity and the Government of the Republic of Indonesia acting through the Minister of Energy and Mineral Resources. The Cepu Block TAC was terminated on 16 September 2005.


201

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/4 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS (lanjutan)

2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS (continued)

Pada tanggal 17 September 2005 ditandatangani Kontrak Kerja Sama, dalam bentuk KBH antara SKK MIGAS dengan Perusahaan (50% participating interest), MCL (25,50% participating interest), dan Ampolex (24,50% participating interest) (secara bersama-sama disebut “Kontraktor”) untuk jangka waktu 30 tahun dari tanggal 17 September 2005 sampai dengan tanggal 16 September 2035 dan dapat diperpanjang sesuai dengan peraturan yang berlaku.

On 17 September 2005 a Cooperation Contract, in the form of a PSC was signed between SKK MIGAS and the Company (50% participating interest), MCL (25.50% participating interest) and Ampolex (24.50% participating interest) (collectively referred to as the “Contractors”) for a period of 30 years from 17 September 2005 until 16 September 2035, extendable in accordance with applicable regulations.

Pada tanggal 15 Maret 2006, para Kontraktor KBH Blok Cepu menandatangani Joint Operating Agreement (“JOA”) untuk melaksanakan kegiatan operasional minyak dan gas bumi dengan MCL bertindak sebagai operator.

On 15 March 2006, the Cepu Block PSC Contractors entered into a Joint Operating Agreement (“JOA”) to conduct oil and natural gas operations with MCL as the Operator.

Sesuai dengan Pasal 19 dari JOA, beban masa lalu yang terjadi dimasa TAC Blok Cepu merupakan bagian dari pengembalian biaya operasi dalam KBH Blok Cepu dimana MCL dan Ampolex mendapatkan prioritas utama di atas semua pihak yang terlibat di dalam JOA untuk mendapatkan pengembalian beban masa lalu tersebut. Pengembalian beban masa lalu dilakukan melalui lifting oleh MCL dan Ampolex sampai dengan 50% dari jumlah lifting minyak dan gas bumi setiap tahun setelah dikurangi First Tranche Petroleum (“FTP”) (Catatan 2g).

In accordance with Article 19 of the JOA, prior year cost incurred under the Cepu Block TAC, is treated as part of recoverable cost under the Cepu Block PSC in which MCL and Ampolex have the priority over all other JOA parties in the recovery of such prior year cost. Settlement of prior year cost is to be effected by MCL and Ampolex lifting up to 50% of the total liftings of crude oil and natural gas each year, after deducting First Tranche Petroleum (“FTP”) (Note 2g).

KBH Blok Cepu mulai memproduksi minyak secara komersial pada tanggal 31 Agustus 2009.

The Cepu Block PSC commenced commercial oil production on 31 August 2009.

a. Wilayah kerja

a. Working area

Wilayah kerja KBH adalah wilayah dimana Kontraktor dapat melaksanakan kegiatan operasi minyak dan gas bumi. Area tersebut berada di Madang Alas Dara, Kemuning dan Banyu Urip, Kabupaten Cepu, Jawa Tengah. b. Bagi hasil produksi minyak mentah dan gas bumi Bagi hasil produksi minyak antara Kontraktor dan Pemerintah ditentukan dengan menggunakan harga rata-rata tertimbang minyak mentah selama tahun yang bersangkutan sebagai berikut:

202



The PSC working area is a designated area in which the Contractors may conduct oil and gas operations. The working area represents areas in Madang Alas Dara, Kemuning and Banyu Urip, Cepu Regency, Central Java. b. Crude oil and gas production sharing The Contractors’ and the Government’s share of equity (profit) oil production is determined based on the annual weighted average oil price during the respective year as follows:

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/5 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS (lanjutan) b. Bagi hasil produksi minyak mentah dan gas bumi (lanjutan) Harga rata-rata tertimbang minyak mentah selama tahun yang bersangkutan/ Crude oil annual weighted average price during the respective year Lebih dari atau sama dengan/ Kurang dari/ Greater than or equal to Less than (US$/bbl) (US$/bbl) 0 35 35 40 40 45 45 -

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS (continued) b. Crude oil (continued)

and

gas

Pemerintah diwakili oleh SKK MIGAS/SKK MIGAS representing the Government 46.4286% 55.3572% 64.2858% 73.2143%

production

sharing

Kontraktor/ Contractors 53.5714% 44.6428% 35.7142% 26.7857%

Bagi hasil produksi gas antara Kontraktor dan Pemerintah adalah masing-masing 62,5% dan 37,5%.

The Contractors’ and the Government’s share of equity (profit) gas production is 62.5% and 37.5% respectively.

Pembagian hasil produksi minyak dan gas bumi dihitung secara tahunan, yang merupakan jumlah liftings selama tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember setelah dikurangi kredit investasi, FTP dan pengembalian biaya operasi.

Equity oil and gas production is determined annually and represents the total liftings of oil and gas production in each year ending 31 December net of investment credit, FTP and cost recovery.

Perusahaan dikenai pajak penghasilan dari kegiatan 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%.

The Company is subject to tax on its income from the PSC operations based on its share of equity oil and gas production, less bonuses, at a combined tax rate of 44%, comprising corporate income tax at the rate of 30% and dividend tax at the rate of 20%.

c. Pengembalian biaya operasi

c. Cost recovery

Pengembalian biaya operasi tiap tahun terdiri dari:

Annual cost recovery comprises:

i. Biaya non-kapital tahun berjalan ii. Penyusutan biaya kapital tahun berjalan iii. Biaya operasi tahun-tahun sebelumnya yang belum memperoleh penggantian (unrecovered costs).

i. Current year non-capital costs ii. Current year amortisation of capital costs iii. Unrecovered previous years’ operating costs.

d. Kredit investasi Kontraktor memperoleh fasilitas kredit investasi sebagai penambah pengembalian biaya operasi, sebesar maksimal 15,78% dari biaya investasi kapital yang dikeluarkan untuk pengembangan fasilitas produksi minyak mentah dan gas bumi, apabila disetujui oleh SKK MIGAS.

d. Investment credit The Contractors are entitled to investment credit (entitlement to additional cost recovery) of a maximum of 15.78% of the direct capital investments required to develop crude oil and natural gas production facilities, subject to approval by SKK MIGAS.


203

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/6 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS (lanjutan) e. Harga minyak mentah dan gas bumi Produksi minyak mentah bagian Kontraktor dinilai dengan Harga Minyak Indonesia (Indonesian Crude Prices - “ICP”). Gas bumi yang dikirim kepada pihak ketiga dan pihak berelasi dinilai dengan harga yang ditetapkan dalam Perjanjian Jual Beli Gas (“PJBG”). f. Domestic Market Obligation (“DMO”)

2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS (continued) e. Crude oil and natural gas prices The Contractors’s share of crude oil production is priced at Indonesian Crude Prices (“ICP”). Natural gas delivered to third parties and related parties are valued based on the prices stipulated in the respective Gas Sales and Purchase Agreement (“GSPA”). f. Domestic Market Obligation (“DMO”)

Kontraktor wajib memenuhi kebutuhan dalam negeri Indonesia dengan perhitungan setiap tahun sebagai berikut:

The Contractors are required to supply the domestic market in Indonesia with the following annual calculation:

i.

Mengalikan jumlah minyak mentah yang diproduksikan dari wilayah kerja dengan hasil pembagian antara jumlah kebutuhan minyak mentah dalam negeri sebagai pembilang dan jumlah seluruh minyak mentah Indonesia yang diproduksi oleh seluruh perusahaan perminyakan sebagai penyebut.

i.

Multiply the total quantity of crude oil produced from the contract area by a fraction the numerator of which is the total quantity of crude oil to be supplied and the denominator of which is the entire Indonesian production of crude oil of all petroleum companies.

ii. Menghitung 25% jumlah minyak mentah yang diproduksi dari wilayah kerja.

ii.

Compute 25% of the total quantity of crude oil produced from the contract area.

iii. Mengalikan jumlah minyak mentah yang lebih kecil antara hitungan (i) dan (ii) dengan persentase bagi hasil minyak mentah (Catatan 2b).

iii.

Multiply the lower result of (i) or (ii) by the resultant percentage of entitlement (Note 2b).

Harga DMO untuk minyak mentah adalah harga rata-rata tertimbang dari seluruh jenis minyak mentah yang dijual berdasarkan harga jual yang disetujui di dalam kontrak penjualan. g. First Tranche Petroleum Setiap tahun Pemerintah dan Kontraktor berhak untuk menerima sebesar masing-masing 20% dari produksi minyak dan gas sebelum dikurangi dengan pengembalian biaya operasi dan kredit investasi. Pembagian hak atas FTP antara Pemerintah dan Kontraktor sama seperti pembagian hak atas minyak dan gas seperti dijelaskan di dalam Catatan 2b.

204



The price at which the DMO crude oil is the weighted average of all types of crude oil sold based on the agreed contracted sales prices. g. First Tranche Petroleum The Government and the Contractor are entitled to receive an amount equal to 20% of the total production of oil and gas each year before any deduction for recovery of operating costs and investment credit. FTP is shared between the Government and the Contractor in accordance with the entitlements to production described in Note 2b.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/7 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 2. KONTRAK KERJA SAMA DENGAN BPMIGAS (lanjutan) h. Hak milik atas persediaan, perlengkapan dan peralatan

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 2. COOPERATION CONTRACT WITH BPMIGAS (continued) h. Ownership equipment

Kewajiban pengalihan Participating Interest kepada Badan Usaha Milik Daerah (“BUMD”)

materials,

supplies

and

Materials, supplies and equipment acquired by the Contractors for oil and gas operations belong to the Government (in the case of imports, when landed at Indonesian ports). As the Company has paid for, has the right to utilise such assets and has the right to recover the costs through cost recovery, these balances have been recorded as assets in the Company’s financial statements until they are declared surplus or abandoned with the approval of SKK MIGAS.

Persediaan dan perlengkapan, serta peralatan yang dibeli oleh Kontraktor untuk kegiatan operasi minyak dan gas bumi adalah milik Pemerintah (dalam hal pengadaan barang impor, saat barang-barang tersebut telah berada di Pelabuhan Indonesia). Karena Perusahaan telah membayar, mempunyai hak untuk menggunakan aset tersebut dan mempunyai hak untuk memulihkan biaya melalui pengembalian biaya operasi, barang milik negara ini dicatat sebagai aset di laporan keuangan Perusahaan sampai aset tersebut dinyatakan surplus atau ditinggalkan dengan persetujuan SKK MIGAS. i.

of

i.

Obligation to assign a participating interest to a Local Government Company (“BUMD”)

Kontraktor diwajibkan untuk menawarkan pengalihan 10% dari participating interest-nya kepada BUMD yang ditunjuk oleh Pemerintah berdasarkan perjanjian komersial yang wajar.

The Contractors must offer 10% of their participating interest to BUMD to be designated by the Government on the basis of a reasonable commercial agreement with the designated BUMD.

Para pihak-pihak yang berpartisipasi dalam perjanjian KBH Blok Cepu menyetujui bahwa bagian dari 10% tersebut terdiri dari 5% dari participating interest Perusahaan dan 5% dari participating interest MCL dan Ampolex. 10% dari participating interest tersebut telah dialihkan kepada PT Sarana Patra Hulu Cepu (“SPHC”), PT Blora Patragas Hulu (“BPH”), PT Asri Dharma Sejahtera (“ADS”) dan PT Petrogas Jatim Utama Cendana (“PJUC”) dengan porsi participating interest sebesar 1,0910%, 2,1820%, 4,4847% dan 2,2423%.

It is agreed by the participating partners in Cepu Block PSC that such 10% shall comprise a 5% participating interest assigned by the Company and a 5% participating interest assigned by MCL and Ampolex. The 10% of the participating interest has been transferred to PT Sarana Patra Hulu Cepu (“SPHC”), PT Blora Patragas Hulu (“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 Berikut ini adalah kebijakan akuntansi penting yang diterapkan dalam penyusunan laporan keuangan Perusahaan yang sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia. Kebijakan akuntansi telah diterapkan secara konsisten terhadap semua tahun yang disajikan, kecuali dinyatakan lain.

3. SUMMARY POLICIES

OF

SIGNIFICANT

ACCOUNTING

Presented below are the significant accounting policies adopted in preparing the financial statements of the Company, which are in conformity with Indonesian Financial Accounting Standards. These accounting policies have been consistently applied to all years presented, unless otherwise stated.


205

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/8 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) a. Dasar penyusunan laporan keuangan

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) a.

ACCOUNTING

Basis of preparation of financial statements

Laporan keuangan telah disusun atas dasar harga perolehan, kecuali aset keuangan yang tersedia untuk dijual, aset keuangan dan liabilitas keuangan (termasuk instrumen derivatif) yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi, serta menggunakan dasar akrual kecuali untuk laporan arus kas.

The financial statements have been prepared on the basis of historical cost, except for available-for-sale financial assets, financial assets and financial liabilities (including derivative instruments) which are measured at fair value through profit or loss, and using the accrual basis except for the statements of cash flows.

Penyusunan laporan keuangan yang sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia memerlukan penggunaan estimasi akuntansi penting tertentu. Penyusunan laporan keuangan juga mengharuskan manajemen untuk menggunakan pertimbangannya dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Perusahaan. Area-area yang memerlukan tingkat pertimbangan atau kompleksitas yang tinggi, atau area dimana asumsi dan estimasi merupakan hal yang signifikan dalam laporan keuangan, diungkapkan dalam Catatan 4.

The preparation of financial statements in conformity with Indonesian Financial Accounting Standards requires the use of certain critical accounting estimates. It also requires management to exercise its judgement in the process of applying the Company’s accounting policies. The areas involving a higher degree of judgement or complexity, or areas where assumptions and estimates are significant to the financial statements are disclosed in Note 4.

Laporan keuangan disajikan dalam Dolar Amerika Serikat (“Dolar AS” atau “AS$”) yang merupakan mata uang pelaporan Perusahaan, kecuali dinyatakan lain.

The financial statements are presented in United States Dollar (“US Dollar” or “US$”), which is the Company’s reporting currency, unless otherwise stated.

b. Perubahan pada pernyataan standar akuntansi keuangan dan interpretasi pernyataan standar akuntansi keuangan

206


b.

Changes to the statement of financial accounting standards and interpretation to statement of financial accounting standards

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan menerapkan pernyataan standar akuntansi keuangan (“PSAK”) dan interpretasi standar akuntansi keuangan (“ISAK”) baru dan revisi yang efektif pada tanggal tersebut. Perubahan kebijakan akuntansi Perusahaan telah dibuat seperti yang disyaratkan sesuai dengan ketentuan transisi dalam masing-masing standar dan interpretasi.

On 1 January 2012, the Company adopted new and revised statements of financial accounting standards (“SFAS”) and interpretations of financial accounting standards (“IFAS”) that are mandatory for application from that date. Changes to the Company’s accounting policies have been made as required, in accordance with the transitional provisions in the respective standards and interpretations.

Penerapan standar dan intepretasi baru atau revisi, yang relevan dengan operasi Perusahaan dan memberikan dampak pada laporan keuangan, adalah sebagai berikut:

The adoption of the new or revised standards and interpretations, which are relevant to the Company’s operations and resulted in an effect on the financial statements, are as follows:


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/9 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) b. Perubahan akuntansi pernyataan (lanjutan) -

-

pada pernyataan standar keuangan dan interpretasi standar akuntansi keuangan

PSAK No. 10 (Revisi 2010), ”Pengaruh Perubahan Kurs Valuta Asing”

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) b.

ACCOUNTING

Changes to the statement of financial accounting standards and interpretation to statement of financial accounting standards (continued) -

SFAS No. 10 (Revised 2010), “The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates”

Standar yang telah direvisi ini mensyaratkan entitas untuk menentukan mata uang fungsional dan menjabarkan seluruh mata uang asing ke mata uang fungsionalnya. Mata uang fungsional ditentukan dengan menggunakan hirarki faktor primer dan sekunder. Sebuah entitas boleh menyajikan laporan keuangannya dalam mata uang apapun. Standar ini juga memberikan panduan mengenai penyajian laporan keuangan grup yang entitas anak, asosiasi dan ventura bersamanya memiliki mata uang fungsional berbeda.

The revised standard requires an entity to determine its functional currency and translate all foreign currency items into its functional currency. Functional currency is determined by using a hierarchy of primary and secondary factors. An entity may present its financial statements in any currency. The standard also provides guidance on the presentation of the financial statements of a group whose subsidiaries, asscociates and joint ventures have different functional currencies.

Setelah menilai semua faktor-faktor yang relevan, manajemen berkeyakinan bahwa mata uang fungsional adalah Dolar AS. Dengan demikian, Perusahaan mengubah mata uang penyajian dari Rupiah menjadi Dolar AS.

After assessing all the relevant factors, management believes its functional currency is the US Dollar. As such, the Company changed its presentation currency from the Rupiah to the US Dollar.

Lihat Catatan 5 untuk penjelasan lebih rinci mengenai perubahan mata uang penyajian.

Refer to Note 5 for detailed explanation of the changes in presentation currency.

PSAK No. 60, Pengungkapan”

“Instrumen

Keuangan:

-

SFAS No. 60, “Financial Instruments: Disclosure”

PSAK 60 mengkonsolidasi dan memperluas ketentuan pengungkapan yang ada dan menambahkan beberapa pengungkapan baru yang signifikan berkaitan dengan instrumen keuangan mengenai pengukuran nilai wajar dan risiko likuiditas. Secara khusus, amandemen tersebut memerlukan pengungkapan mengenai pengukuran nilai wajar menggunakan hirarki pengukuran nilai wajar. Penerapan standar ini memerlukan tambahan pengungkapan tetapi tidak berdampak terhadap posisi keuangan atau pendapatan komprehensif Perusahaan karena tidak memiliki dampak terhadap klasifikasi dan penilaian instrumen keuangan Perusahaan.

SFAS 60 consolidates and expands a number of existing disclosure requirements and adds some significant new disclosures relating to financial instruments about fair value measurements and liquidity risk. In particular, the amendment requires the disclosure of fair value measurements by level of a fair value measurement hierarchy. The adoption of the standard results in additional disclosures but does not have an impact on the financial position or the comprehensive income of the Company since it does not have any impact on the classification and valuation of the Company’s financial instruments.

Lihat Catatan 25 untuk tambahan pengungkapan yang diperlukan menurut standar ini.

Refer to Note 25 for additional disclosures required under this standard.


207

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/10 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) b. Perubahan akuntansi pernyataan (lanjutan)


Penerapan standar dan interpretasi yang baru dan direvisi berikut ini, tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan dan tidak berdampak material terhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporan keuangan tahun berjalan atau tahun sebelumnya:

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) b.

The adoption of the following new and revised standards and interpretations did not result in significant changes to the Company’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial years: -

-

PSAK No. 18 (Revisi 2010), “Akuntansi dan Pelaporan Program Manfaat Purnakarya”

-

-

PSAK No. 24 (Revisi 2010), “Imbalan Kerja”

-

-

PSAK No. 26 (Revisi 2011), “Biaya Pinjaman” PSAK No. 28 (Revisi 2010), “Akuntansi untuk Asuransi Kerugian” PSAK No. 30 (Revisi 2011), “Sewa” PSAK No. 33 (Revisi 2011), “Aktivitas Pengupasan Lapisan Tanah dan Pengelolaan Lingkungan Hidup pada Pertambangan Umum” PSAK No. 34 (Revisi 2010), “Kontrak Konstruksi” PSAK No. 36 (Revisi 2010), “Akuntansi untuk Asuransi Jiwa” PSAK No. 45 (Revisi 2010), “Pelaporan Keuangan Entitas Nirlaba” PSAK No. 46 (Revisi 2010), “Pajak Penghasilan” PSAK No. 50 (Revisi 2010), “Instrumen Keuangan: Penyajian” PSAK No. 53 (Revisi 2010), “Pembayaran Berbasis Saham” PSAK No. 55 (Revisi 2011), “Instrumen Keuangan: Pengakuan dan Pengukuran

-

-

-

-

-

-

-

PSAK No. 56 (Revisi 2010), “Laba per Saham” PSAK No. 61, “Akuntansi Hibah Pemerintah dan Pengungkapan Bantuan Pemerintah”

-

PSAK No. 62, “Kontrak Asuransi” PSAK No. 63, “Pelaporan Keuangan dalam Ekonomi Hiperinflasi”

-


ACCOUNTING

Changes to the statement of financial accounting standards and interpretation to statement of financial accounting standards (continued)

PSAK No. 13 (Revisi 2011), “Properti Investasi” PSAK No. 16 (Revisi 2011), “Aset Tetap”

-

208


-

SFAS No. 13 (Revised 2011), “Investment Property” SFAS No. 16 (Revised 2011), “Fixed Assets” SFAS No. 18 (Revised 2010), “Accounting and Reporting by Retirement Benefit Plans” SFAS No. 24 (Revised 2010), “Employee Benefits” SFAS No. 26 (Revised 2011), “Borrowing Costs” SFAS No. 28 (Revised 2010), “Accounting for Loss Insurance” SFAS No. 30 (Revised 2011), “Leases” SFAS No. 33 (Revised 2011), “Stripping Activities and Envrionmental Management in General Mining” SFAS No. 34 (Revised 2010), “Construction Contracts” SFAS No. 36 (Revised 2010), “Accounting for Life Insurance” SFAS No. 45 (Revised 2010), “Financial Reporting for Non-Profit Organisations” SFAS No. 46 (Revised 2010), “Income Taxes” SFAS No. 50 (Revised 2010), “Financial Instruments: Presentation” SFAS No. 53 (Revised 2010), “ShareBased Payments” SFAS No. 55 (Revised 2011), “Financial Instruments: Recognition and Measurement” SFAS No. 56 (Revised 2010), “Earnings per Share” SFAS No. 61, “Accounting for Government Grants and Disclosure of Government Assistance” SFAS No. 62, “Insurance Contracts” SFAS No. 63, “Financial Reporting in Hyperinflationary Economies”



Penerapan standar dan interpretasi yang baru dan direvisi berikut ini, tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan dan tidak berdampak material terhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporan keuangan tahun berjalan atau tahun sebelumnya (lanjutan):


ACCOUNTING

Changes to the statement of financial accounting standards and interpretation to statement of financial accounting standards (continued) The adoption of the following new and revised standards and interpretations did not result in significant changes to the Company’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial years (continued):

PSAK No. 64, “Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi pada Pertambangan Sumber Daya Mineral” ISAK No. 13, “Lindung Nilai Investasi Neto dalam Kegiatan Usaha Luar Negeri” ISAK No. 15 – “PSAK No. 24 - Batasan Aset Imbalan Pasti, Persyaratan Pendanaan Minimum dan Interaksinya”

-

SFAS No.64, “Exploration and Evaluation of Mineral Resources”

-

-

ISAK No. 16, “Perjanjian Konsesi Jasa”

-

-

ISAK No. 18, “Bantuan Pemerintah - Tidak Ada Relasi Spesifik dengan Aktivitas Operasi” ISAK No. 19, “Aplikasi Pendekatan Penyajian Kembali dalam PSAK No. 63: Pelaporan Keuangan dalam Ekonomi Hiperinflasi” ISAK No. 20, “Pajak Penghasilan Perubahan dalam Status Pajak Entitas atau Para Pemegang Saham” ISAK No. 22, “Perjanjian Konsesi Jasa: Pengungkapan” ISAK No. 23, “Sewa Operasi - Insentif”

-

IFAS No. 13, “Hedges of a Net Investment in a Foreign Operation” IFAS No. 15 – “SFAS No. 24 - The Limit on a Defined Benefit Asset, Minimum Funding Requirements and their Interaction” IFAS No. 16, “Service Concession Arrangements” IFAS No. 18, “Government Assistance No Specific Relation to Operating Activities” IFAS No. 19, “Applying the Restatement Approach under SFAS No. 63: Financial Reporting in Hyperinflationary Economies”

ISAK No. 24, “Evaluasi Substansi Beberapa Transaksi yang Melibatkan suatu Bentuk Legal Sewa” ISAK No. 25, “Hak atas Tanah” ISAK No. 26, “Penilaian Ulang Derivatif Melekat”

-

-

-

-

-

-

-

-

IFAS No. 20, “Income Taxes - Changes in the Tax Status of an Entity or its Shareholders” IFAS No. 22, “Service Concession Arrangements: Disclosures” IFAS No. 23, “Operating Leases Incentives” IFAS No. 24, “Evaluating the Substance of Transactions Involving the Legal Form of a Lease” IFAS No. 25, “Land Rights” IFAS No. 26, “Re-assessment of Embedded Derivatives”

Pencabutan standar akuntansi dan interpretasi berikut ini tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan dan tidak berdampak material terhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporan keuangan tahun berjalan atau tahun sebelumnya:

The withdrawal of the following accounting standards and interpretations did not result in significant changes to the Company’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial years:

-

PSAK No. 11, “Penjabaran Laporan Keuangan dalam Mata Uang Asing” PSAK No. 27, “Akuntansi Koperasi”

-

PSAK No. 29, “Akuntansi Minyak dan Gas Bumi”

-

-

-

SFAS No. 11, “Translation of Financial Statements in Foreign Currencies” SFAS No. 27, “Accounting for Cooperatives” SFAS No. 29, “Accounting for Oil and Gas” PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

209




Changes to the statement of financial accounting standards and interpretation to statement of financial accounting standards (continued)

Pencabutan standar akuntansi dan interpretasi berikut ini tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Perusahaan dan tidak berdampak material terhadap jumlah yang dilaporkan dalam laporan keuangan tahun berjalan atau tahun sebelumnya: (lanjutan)

The withdrawal of the following accounting standards and interpretations did not result in significant changes to the Company’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial years: (continued)

-

PSAK No. 39, “Akuntansi Kerja Sama Operasi” PSAK No. 44, “Akuntansi Aktivitas Pengembangan Real Estate” PSAK No. 47, “Akuntansi untuk Tanah” PSAK No. 52, “Akuntansi Mata Uang Pelaporan” ISAK No. 4, “Alternatif Perlakuan yang Diizinkan atas Selisih Kurs”

-

ISAK No. 5, “Pelaporan Perubahan Nilai Wajar Investasi Efek dalam Kelompok Tersedia untuk Dijual”

-

-

-

c. Transaksi dengan pihak-pihak yang berelasi

c.

Kas dan setara kas termasuk kas, kas di bank dan semua deposito berjangka yang jatuh tempo dalam tiga bulan atau kurang sejak tanggal penempatan dan tidak digunakan sebagai jaminan atau tidak dibatasi penggunaannya.


Related party transactions The Company enters into transactions with related parties as defined in SFAS No.7 (Revised 2010) “Related Party Disclosures”. All significant transactions and balances with related parties are disclosed in the notes to the financial statements.

Perusahaan melakukan transaksi dengan pihakpihak yang berelasi sebagaimana didefinisikan dalam PSAK No. 7 (Revisi 2010) “Pengungkapan Pihak-pihak yang Berelasi”. Seluruh transaksi dan saldo yang material dengan pihak-pihak yang berelasi diungkapkan dalam catatan atas laporan keuangan. d. Kas dan setara kas

SFAS No. 39, “Accounting for Joint Operations” SFAS No. 44, “Accounting for Real Estate Development Activities” SFAS No. 47, “Accounting for Land” SFAS No. 52, “Accounting for Reporting Currency” IFAS No. 4, “Allowed Alternative Accounting Treatment on Exchange Difference” IFAS No. 5, “Reporting Changes in Fair Value of Securities included in Availablefor-Sale Investment”

Beside these, the Company is still evaluating the possible impact of the revision on SFAS No. 38, “Business Combinations on Entities under Common Control” and withdrawal of SFAS No. 51, “Quasi Reorganisation (PPSAK No. 10)” which are mandatory for financial reporting periods beginning 1 January 2013.

Selain itu, Perusahaan sedang mengevaluasi dampak yang mungkin ditimbulkan dari revisi atas PSAK No. 38, “Kombinasi Bisnis pada Entitas Sepengendali” dan pencabutan atas PSAK No. 51, “Akuntansi Kuasi-Reorganisasi (PPSAK No. 10)” yang wajib diterapkan untuk periode pelaporan keuangan yang dimulai 1 Januari 2013.

210

ACCOUNTING

d.

Cash and cash equivalents Cash and cash equivalents are cash on hand, cash in banks and time deposits with maturity periods of three months or less at the time of placement and which are not used as collateral or are not restricted.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/13 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) d. Kas dan setara kas (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) d.

Cash and cash equivalents (continued) The statements of cash flows have been prepared using the direct method by classifying the cash flows on the basis of operating, investing and financing activities. For the purpose of the statements of cash flows, cash and cash equivalents are presented net of overdrafts.

Laporan arus kas disusun menggunakan metode langsung dengan mengklasifikasikan arus kas berdasarkan aktivitas operasi, investasi, dan pendanaan. Untuk tujuan laporan arus kas, kas dan setara kas disajikan setelah dikurangi cerukan. e. Piutang usaha dan piutang lain-lain

ACCOUNTING

e.

Trade and other receivables

Piutang usaha adalah jumlah tagihan dari pelanggan untuk penjualan minyak dan gas bumi yang dilakukan dalam kegiatan usaha biasa. Piutang lain-lain adalah jumlah tagihan dari pihak-pihak yang berelasi dan pihak-pihak ketiga untuk transaksi selain usaha. Jika piutang diharapkan tertagih dalam satu tahun atau kurang, piutang tersebut dikelompokkan sebagai aset lancar. Jika tidak, piutang tersebut disajikan sebagai aset tidak lancar.

Trade receivables are amounts due from customers for crude oil and natural gas sales performed in the ordinary course of business. Other receivables are amounts due from related parties and third parties for non-trade transactions. If collection is expected in one year or less, they are classified as current assets. If not, they are presented as noncurrent assets.

Piutang usaha dan piutang lain-lain pada awalnya diakui sebesar nilai wajar dan kemudian diukur pada biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif, dikurangi dengan provisi untuk penurunan nilai.

Trade and other receivables are recognised initially at fair value and subsequently measured at amortised cost using the effective interest method, less provision for impairment.

f. Persediaan Persediaan consumable seperti suku cadang, bahan bakar, pelumas, bahan kimia, dan perlengkapan dinilai dengan harga perolehan dikurangi provisi persediaan usang dan bergerak lambat. Persediaan consumable diakui dalam laba rugi pada saat digunakan dalam operasi. Harga perolehan ditentukan dengan metode harga rata-rata tertimbang. Provisi persediaan usang dan bergerak lambat ditentukan berdasarkan estimasi penggunaan atau penjualan masing-masing jenis persediaan pada masa mendatang. g. Aset keuangan 1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran Perusahaan mengklasifikasikan aset keuangan dalam kategori sebagai berikut: (i) aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba rugi, (ii) investasi yang dimiliki hingga jatuh tempo, (iii) pinjaman dan piutang, dan (iv) aset keuangan yang tersedia untuk dijual. Klasifikasi ini tergantung pada tujuan saat aset keuangan tersebut diperoleh. Manajemen menentukan klasifikasi aset keuangan tersebut pada saat pengakuan awal.

f.

Inventories Consumable inventories such as spare parts, fuel, lubricants, chemicals and supplies are valued at cost less a provision for obsolete and slow moving inventory. Consumable inventories are charged to profit or loss in the period in which they are consumed during operation. Cost is determined based on the weighted average cost method. A provision for obsolete and slow moving inventory is determined on the basis of estimated future usage or sale of individual inventory items.

g. Financial assets 1. Classifications, measurement

recognition

and

The Company classifies its financial assets into the categories of: (i) financial assets at fair value through profit or loss, (ii) held-tomaturity investments, (iii) loans and receivables and (iv) available-for-sale financial assets. The classification depends on the purpose for which the financial assets were acquired. Management determines the classification of its financial assets at initial recognition. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

211

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/14 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) g. Aset keuangan (lanjutan) 1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran (lanjutan)

212

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued)

ACCOUNTING

g. Financial assets (continued) recognition 1. Classifications, measurement (continued)

and

(i) Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba rugi

(i) Financial assets at fair value through profit or loss

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi adalah aset keuangan yang dimiliki untuk diperdagangkan. Aset keuangan yang diklasifikasikan dalam kelompok ini jika diperoleh terutama untuk tujuan dijual dalam jangka pendek. Derivatif juga diklasifikasikan sebagai kelompok diperdagangkan kecuali yang merupakan instrumen lindung nilai. Aset dalam kategori ini diklasifikasikan sebagai aset lancar jika diharapkan dapat direalisasikan dalam 12 bulan; sebaliknya, aset diklasifikasikan sebagai tidak lancar.

Financial assets at fair value through profit or loss are financial assets held for trading. A financial asset is classified in this category if acquired principally for the purpose of selling in the short-term. Derivatives are also categorised as held for trading unless they are designated as hedges. Assets in this category are classified as current assets if expected to be settled within 12 months; otherwise, they are classified as noncurrent.

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi, pada awalnya diakui sebesar nilai wajar dan biaya transaksi dibebankan dalam laba rugi, dan kemudian diukur sebesar nilai wajarnya.

Financial assets carried at fair value through profit or loss are initially recognised at fair value, and transaction costs are expensed in profit or loss, and subsequently carried at fair value.

Keuntungan atau kerugian yang timbul dari perubahan nilai wajar dari aset keuangan ini disajikan dalam laba rugi sebagai ”keuntungan/(kerugian) lainnya bersih” dalam tahun terjadinya. Pendapatan dividen dari aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi ini diakui dalam laba rugi sebagai bagian dari pendapatan lainnya pada saat ditetapkannya hak Perusahaan untuk menerima pembayaran tersebut. Pendapatan bunga aset keuangan tersebut dicatat sebagai “pendapatan keuangan”.

Gains or losses arising from changes in the fair value of the financial assets are presented in profit or loss within “other gains/(losses) - net” in the year in which they arise. Dividend income from the financial assets at fair value through profit or loss is recognised in profit or loss as part of other income when the Company’s right to receive payments is established. Interest income from these financial assets is included within “finance income”.


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/15 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) g. Aset keuangan (lanjutan) 1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran (lanjutan) (ii) Investasi dimiliki hingga jatuh tempo


ACCOUNTING

g. Financial assets (continued) 1. Classifications, recognition measurement (continued)

and

(ii) Held-to-maturity investments

Investasi dimiliki hingga jatuh tempo adalah aset keuangan non-derivatif dengan pembayaran tetap atau telah ditentukan dan jatuh temponya telah ditetapkan, serta Perusahaan mempunyai intensi positif dan kemampuan untuk memiliki aset keuangan tersebut hingga jatuh tempo, kecuali:

Held-to-maturity investments are nonderivative financial assets with fixed or determined payments and fixed maturities that the Company has the positive intention and ability to hold to maturity, except for:

a. investasi yang pada saat pengakuan awal ditetapkan sebagai aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laba rugi; b. investasi yang ditetapkan oleh entitas sebagai tersedia untuk dijual; dan

a.

b.

investments that upon initial recognition are designated as financial assets at fair value through profit or loss; investments that are designated in the category of available-for-sale; and investments that meet the definition of loans and receivables.

c. investasi yang memenuhi definisi pinjaman yang diberikan dan piutang.

c.

Mereka diklasifikasikan sebagai aset tidak lancar kecuali investasinya jatuh tempo atau manajemen bermaksud untuk melepasnya dalam waktu 12 bulan sejak akhir tahun pelaporan.

They are included in non-current assets unless the investment matures or management intends to dispose of them within 12 months of the end of the reporting year.

Investasi dimiliki hingga jatuh tempo pada awalnya diakui sebesar nilai wajar termasuk biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung dan kemudian dicatat sebesar biaya perolehan diamortisasi menggunakan metode suku bunga efektif.

Held-to-maturity investments are initially recognised at fair value including directly attributable transaction costs and subsequently carried at amortised cost using the effective interest method.

Bunga dari investasi tersebut yang dihitung dengan menggunakan metode suku bunga efektif diakui dalam laba rugi sebagai bagian dari pendapatan keuangan.

Interest on the investments calculated using the effective interest method is recognised in profit or loss as part of finance income.


213

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/16 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) g. Aset keuangan (lanjutan) 1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran (lanjutan) (iii) Pinjaman dan piutang

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued)

ACCOUNTING

g. Financial assets (continued) recognition 1. Classifications, measurement (continued)

and

(iii) Loans and receivables

Pinjaman yang diberikan dan piutang adalah aset keuangan non-derivatif dengan pembayaran tetap atau telah ditentukan dan tidak mempunyai kuotasi di pasar aktif. Mereka diklasifikasikan sebagai aset lancar kecuali untuk yang jatuh temponya lebih dari 12 bulan setelah akhir tahun pelaporan. Aset keuangan ini diklasifikasikan sebagai aset tidak lancar. Pinjaman dan piutang Perusahaan dan Pinjaman yang diberikan terdiri dari kas dan setara kas, piutang usaha dan piutang lainnya.

Loans and receivables are nonderivative financial assets with fixed or determinable payments that are not quoted in an active market. They are included in current assets, except for those with maturities more than 12 months after the end of the reporting year. These are classified as noncurrent assets. Loans and Receivables of the Company consist of cash and cash equivalents, trade receivables and other receivables.

Pinjaman yang diberikan dan piutang pada awalnya diakui sebesar nilai wajar termasuk biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung dan kemudian diukur sebesar biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif.

Loans and receivables are initially recognised at fair value including directly attributable transaction costs and subsequently carried at amortised cost using the effective interest method.

(iv) Aset keuangan yang tersedia untuk dijual Aset keuangan tersedia untuk dijual adalah aset keuangan non-derivatif yang ditetapkan sebagai tersedia untuk dijual atau yang tidak diklasifikasikan pada kategori yang lain. Mereka diklasifikasikan dalam aset tidak lancar kecuali investasinya jatuh tempo atau manajemen bermaksud untuk melepasnya dalam waktu 12 bulan setelah akhir tahun pelaporan.

214



(iv) Available-for-sale financial assets Available-for-sale financial assets are non-derivative financial assets that are either designated as available-for-sale or that are not classified in any other categories. They are included in noncurrent assets unless the investment matures or management intends to dispose of them within 12 months of the end of the reporting year.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/17 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) g. Aset keuangan (lanjutan) 1. Klasifikasi, pengakuan, dan pengukuran (lanjutan) (iv) Aset keuangan yang tersedia untuk dijual (lanjutan)

2.


ACCOUNTING

g. Financial assets (continued) recognition 1. Classifications, measurement (continued) (iv)

Available-for-sale (continued)

financial

and assets

Aset keuangan yang tersedia untuk dijual pada awalnya diakui sebesar nilai wajar, ditambah biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung. Setelah pengakuan awal, aset keuangan tersebut diukur sebesar nilai wajar, dimana keuntungan atau kerugian diakui dalam pendapatan komprehensif lainnya, kecuali untuk kerugian akibat penurunan nilai dan keuntungan atau kerugian akibat perubahan nilai tukar, sampai aset keuangan tersebut dihentikan pengakuannya. Jika suatu aset keuangan tersedia untuk dijual terjual atau mengalami penurunan nilai, maka akumulasi keuntungan atau kerugian yang sebelumnya telah diakui di pendapatan komprehensif lainnya dalam ekuitas, diakui dalam laba rugi sebagai keuntungan dan kerugian atas investasi sekuritas.

Available-for-sale financial assets are initially recognised at fair value, including directly attributable transaction costs. Subsequently, the financial assets are carried at fair value, with gains or losses recognised in other comprehensive income, except for impairment losses and foreign exchange gains or losses, until the financial assets are derecognised. If the available-for-sale financial assets are sold or impaired, the cumulative gain or loss previously recognised in other comprehensive income within equity is recognised in profit or loss as gains and losses on investment securities.

Bunga atas sekuritas yang tersedia untuk dijual yang dihitung dengan metode suku bunga efektif diakui di dalam laporan laba rugi sebagai bagian dari pendapatan lain-lain. Dividen atas instrumen ekuitas yang tersedia untuk dijual diakui didalam laporan laba rugi sebagai bagian dari pendapatan lainlain pada saat hak Perusahaan untuk menerima pembayaran tersebut ditetapkan.

Interest on available-for-sale securities calculated using the effective interest method is recognised in the statements of income as part of other income. Dividends on available-for-sale equity instruments are recognised in the statements of income as part of other income when the Company’s right to receive the payments is established.

Penghentian pengakuan Aset keuangan dihentikan pengakuannya apabila hak untuk menerima arus kas dari suatu investasi telah berakhir atau telah ditransfer dan Perusahaan telah mentransfer secara substansial seluruh risiko dan manfaat atas kepemilikan aset keuangan tersebut.

2. Derecognition Financial assets are derecognised when the rights to receive cash flows from the investments have expired or have been transferred and the Company has transferred substantially all of the risks and rewards of ownership.


215

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/18 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) g. Aset keuangan (lanjutan) 3. Saling hapus antar instrumen keuangan Aset keuangan dan liabilitas keuangan disajikan secara saling hapus dan nilai bersihnya disajikan di dalam laporan posisi keuangan jika terdapat hak yang berkekuatan hukum untuk melakukan saling hapus atas jumlah yang telah diakui tersebut dan ada niat untuk menyelesaikan secara neto, atau merealisasikan aset dan menyelesaikan liabilitas secara simultan. h. Penurunan nilai dari aset keuangan 1.

216

Aset yang dicatat berdasarkan biaya perolehan diamortisasi


ACCOUNTING

g. Financial assets (continued) 3. Offsetting financial statements Financial assets and liabilities are offset and the net amount reported in the balance sheet when there is a legally enforceable right to offset the recognised amounts and there is an intention to settle on a net basis, or realise the asset and settle the liability simultaneously.

h. Impairment of financial assets 1. Assets carried at amortised cost

Pada setiap tanggal laporan posisi keuangan Perusahaan mengevaluasi apakah terdapat bukti yang objektif bahwa aset keuangan atau kelompok aset keuangan mengalami penurunan nilai. Aset keuangan atau kelompok aset keuangan diturunkan nilainya dan kerugian penurunan nilai telah terjadi, jika dan hanya jika, terdapat bukti yang objektif mengenai penurunan nilai tersebut sebagai akibat dari satu atau lebih peristiwa yang terjadi setelah pengakuan awal aset tersebut (peristiwa yang merugikan), dan peristiwa yang merugikan tersebut berdampak pada estimasi arus kas masa depan atas aset keuangan atau kelompok aset keuangan yang dapat diestimasi secara andal.

The Company assesses on the statement of financial position date whether there is objective evidence that a financial asset or group of financial assets is impaired. A financial asset or a group of financial assets is impaired and impairment losses are incurred only if there is objective evidence of impairment as a result of one or more events that have occurred after the initial recognition of the asset (a “loss event”) and that loss event (or events) has an impact on the estimated future cash flows of the financial asset or group of financial assets that can be reliably estimated.

Bukti penurunan nilai termasuk indikasi bahwa debitur atau kelompok debitur sedang mengalami kesulitan keuangan signifikan, terjadi wanprestasi atau tunggakan pembayaran pokok atau bunga, terdapat kemungkinan bahwa debitur akan dinyatakan pailit atau melakukan reorganisasi keuangan lainnya, dan dimana data yang dapat diobservasi mengindikasikan adanya penurunan yang dapat diukur atas estimasi arus kas masa depan, seperti perubahan dalam tunggakan atau kondisi ekonomi yang berkorelasi dengan wanprestasi.

Evidence of impairment may include indications that the debtors or a group of debtors is experiencing significant financial difficulty, default or delinquency in interest or principal payments, the probability that they will enter bankruptcy or other financial reorganisation, and where observable data indicate that there is a measurable decrease in the estimated future cash flows, such as changes in arrears or economic conditions that correlate with defaults.


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/19 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) h. Penurunan nilai dari aset keuangan (lanjutan) 1. Aset yang dicatat berdasarkan biaya perolehan diamortisasi (lanjutan)


ACCOUNTING

h. Impairment of financial assets (continued) 1.

Assets carried (continued)

at

amortised

cost

Untuk investasi dalam kategori pinjaman yang diberikan dan piutang atau dimiliki hingga jatuh tempo yang diukur sebesar biaya perolehan diamortisasi, jumlah kerugian diukur sebagai selisih nilai tercatat aset dengan nilai kini estimasi arus kas masa depan (tidak termasuk kerugian kredit yang belum terjadi) yang didiskonto menggunakan suku bunga efektif awal dari aset tersebut. Nilai tercatat aset tersebut dikurangi, baik secara langsung atau menggunakan pos cadangan. Jumlah kerugian yang terjadi diakui pada laba rugi. Jika investasi dalam kategori pinjaman atau dimiliki hingga jatuh tempo memiliki suku bunga variabel, tingkat diskonto yang digunakan untuk mengukur kerugian penurunan nilai adalah suku bunga efektif kini yang ditentukan berdasarkan kontrak. Untuk praktisnya, Perusahaan dapat mengukur penurunan nilai dengan basis nilai wajar instrumen menggunakan harga pasar yang dapat diobservasi.

For the loans and receivables category or held-to-maturity investments carried at amortised cost, the amount of the loss is measured as the difference between the asset’s carrying amount and the present value of the estimated future cash flow (excluding future credit losses that have not been incurred) discounted at the financial asset’s original effective interest rate. The carrying amount of the asset is reduced either directly or through the use of an allowance account. The amount of the loss is recognised in profit or loss. If a loan or held-to-maturity investment has a variable interest rate, the discount rate for measuring any impairment loss is the current effective interest rate determined under the contract. As a practical expedient, the Company may measure impairment on the basis of an instrument’s fair value using an observable market price.

Jika, pada tahun berikutnya, jumlah kerugian penurunan nilai berkurang dan pengurangan tersebut dapat dikaitkan secara objektif pada peristiwa yang terjadi setelah penurunan nilai diakui (seperti meningkatnya peringkat kredit debitur), maka kerugian penurunan nilai yang sebelumnya diakui harus dibalik, baik secara langsung, atau dengan menyesuaikan pos cadangan. Pembalikan tidak boleh mengakibatkan nilai tercatat aset keuangan melebihi biaya perolehan diamortisasi sebelum adanya pengakuan penurunan nilai pada tanggal dilakukan pembalikan penurunan nilai. Jumlah pembalikan aset keuangan diakui dalam laba rugi.

If, in a subsequent year, the amount of the impairment loss decreases and the decrease can be related objectively to an event occurring after the impairment was recognised (such as an improvement in the debtor’s credit rating), the previously recognised impairment loss will be reversed either directly or by adjusting an allowance account. The reversal can not result in the carrying of a financial asset that exceeds what the amortised cost would have been had the impairment not been recognised at the date at which the impairment was reversed. The reversal amount will be recognised in profit or loss.


217

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/20 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) h. Penurunan nilai dari aset keuangan (lanjutan) 2.

i.

218


ACCOUNTING

h. Impairment of financial assets (continued)

Aset yang tersedia untuk dijual

2.

Assets classified as available-for-sale

Pada akhir setiap tahun pelaporan Perusahaan mengevaluasi apakah terdapat bukti objektif bahwa aset keuangan atau kelompok aset keuangan mengalami penurunan nilai. Untuk sekuritas utang, Perusahaan menggunakan kriteria pada poin 1 di atas. Dalam hal investasi ekuitas yang diklasifikasikan sebagai tersedia untuk dijual, penurunan yang signifikan atau berkepanjangan pada nilai wajar sekuritas di bawah biaya perolehan juga merupakan bukti bahwa aset tersebut mengalami penurunan nilai. Jika bukti tersebut ada pada aset keuangan tersedia untuk dijual, kerugian kumulatif - diukur sebagai selisih antara biaya perolehan (setelah dikurangi pembayaran pokok dan amortisasi) dan nilai wajar kini, dikurangi kerugian penurunan nilai atas aset keuangan tersebut yang sebelumnya diakui dalam laba rugi direklasifikasi dari ekuitas ke laba rugi atas penyesuaian reklasifikasi meskipun aset keuangan belum dihentikan pengakuannya. Kerugian penurunan nilai yang telah diakui dalam laba rugi atas investasi dalam bentuk instrumen ekuitas yang diklasifikasikan dalam kelompok tersedia untuk dijual tidak dibalik melalui laba rugi.

The Company assesses at the end of each reporting year whether there is objective evidence that a financial asset or a group of financial assets is impaired. For debt securities, the Company uses the criteria referred to in point 1 above. In the case of equity investments classified as availablefor- sale, a significant or prolonged decline in the fair value of the security below its cost is also evidence that the assets are impaired. If any such evidence exists for available-for-sale financial assets, the cumulative loss - measured as the difference between the acquisition cost (net of any principal repayment and amortisation) and the current fair value, less any impairment loss on that financial asset previously recognised in profit or loss – is reclassified from equity to profit or loss as a reclassification adjustment even though the financial asset has not been derecognised. Impairment losses recognised in profit or loss for an investment in an equity instrument classified as available-for-sale are not reversed through profit or loss.

Jika, pada tahun berikutnya, nilai wajar instrumen utang yang diklasifikasikan dalam kelompok tersedia untuk dijual meningkat dan peningkatan tersebut dapat secara objektif dihubungkan dengan peristiwa yang terjadi setelah pengakuan kerugian penurunan nilai dalam laba rugi, maka kerugian penurunan nilai tersebut harus dipulihkan melalui laba rugi.

If, in a subsequent year, the fair value of a debt instrument classified as available-forsale increases and the increase can be objectively related to an event occurring after the impairment loss was recognised in profit or loss, the impairment loss is reversed through profit or loss.

Aset minyak dan gas bumi 1.


Aset eksplorasi dan evaluasi

i.

Oil and gas properties 1.

Exploration and evaluation assets

Pengeluaran-pengeluaran sehubungan dengan kegiatan eksplorasi dan evaluasi minyak dan gas bumi dicatat dengan menggunakan metode akuntansi successful efforts. Biaya-biaya yang terjadi diakumulasikan berdasarkan lapangan per lapangan.

Oil and natural gas exploration and evaluation expenditures are accounted for using the ‘successful efforts’ method of accounting. Costs are accumulated on a field by field basis.

Biaya geologi dan geofisika, termasuk survei seismik untuk tujuan eksplorasi dibebankan pada saat terjadi.

Geological and geophysical costs, including seismic surveys for exploration purposes are expensed as incurred.


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/21 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) i.

Aset minyak dan gas bumi (lanjutan) 1.

Aset eksplorasi dan evaluasi (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) i.

Oil and gas properties (continued) 1.

Aset pengembangan

2.

Aset produksi merupakan agregasi aset eksplorasi dan evaluasi dan pengeluaran pengembangan yang berhubungan dengan sumur berproduksi. Aset produksi dideplesikan menggunakan metode unit produksi berdasarkan cadangan terbukti sejak dimulainya produksi komersialnya dari masing-masing lapangan.

and

evaluation

assets

Development assets The costs of drilling development wells including the costs of drilling unsuccessful development wells and development-type stratigraphic wells together with the reclassified exploration and evaluation assets are capitalised as part of assets under construction-development wells until drilling is completed. When the development well is completed on a. specific field, it is transferred to the production wells.

Biaya-biaya pengeboran sumur pengembangan termasuk biaya pengeboran sumur pengembangan yang tidak menghasilkan dan sumur pengembangan stratigrafi bersama dengan aset eksplorasi dan evaluasi dikapitalisasi sebagai bagian dari aset dalam penyelesaian-sumur pengembangan hingga proses pengeboran selesai. Pada saat pengembangan sumur di lapangan tertentu telah selesai, maka sumur tersebut akan ditransfer menjadi sumur produksi. 3. Aset produksi

Exploration (continued)

The costs of drilling exploratory wells and the costs of drilling exploratory-type stratigraphic test wells are capitalised as part of assets under constructionexploratory and evaluation wells within oil and gas properties pending determination of whether the well has found proved reserves. Once the wells have found proved reserves, the capitalised costs of drilling the wells are tested for impairment and transferred to assets under construction - development wells (even though the well may not be completed as a producing well). However, when the well has not found proved reserves, the capitalised costs of drilling the well are then charged to profit or loss.

Biaya-biaya pengeboran sumur eksplorasi dan biaya-biaya pengeboran sumur tes stratigrafi, dikapitalisasi sebagai bagian dari aset dalam penyelesaian - sumur eksplorasi dan evaluasi di dalam aset minyak dan gas bumi hingga ditentukan apakah sumur tersebut menemukan cadangan terbukti. Pada saat sumur tersebut menemukan cadangan terbukti, kapitalisasi biaya pengeboran sumur dievaluasi terhadap penurunan nilai dan ditransfer menjadi aset dalam penyelesaian - sumur pengembangan (walaupun sumur tersebut nantinya tidak akan dijadikan sumur produksi). Namun demikian, apabila sumur tersebut tidak menemukan cadangan terbukti, biaya pengeboran sumur yang telah dikapitalisasi akan dibebankan ke dalam laba rugi. 2.

ACCOUNTING

3.

Production assets Production assets are aggregated exploration and evaluation assets and development expenditures associated with the producing wells. Production assets are depleted using a unit-of-production method on the basis of proved reserves, from the date of commercial production of the respective field.


219

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/22 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) i.

Aset minyak dan gas bumi (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) i.

j.

Tahun/Years 2 27

Moveable equipment

Masa manfaat dan metode penyusutan ditelaah, dan disesuaikan jika diperlukan, setidaknya setiap akhir tahun. Dampak dari setiap revisi diakui dalam laba rugi, ketika perubahan terjadi.

The useful lives and methods of depreciation of assets are reviewed, and adjusted prospectively if appropriate, at least at each financial year end. The effect of any revisions is recognised in profit or loss, when the changes arise.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal aset diakui sebagai bagian dari nilai tercatat aset atau sebagai aset yang terpisah, sebagaimana mestinya, hanya apabila kemungkinan besar Perusahaan akan mendapatkan manfaat ekonomis masa depan berkenaan dengan aset tersebut dan biaya perolehan aset dapat diukur dengan handal. Nilai tercatat komponen yang diganti tidak lagi diakui. Biaya perbaikan dan pemeliharaan dibebankan ke dalam laporan laba rugi dalam periode dimana biaya-biaya tersebut terjadi.

Subsequent costs are included in the asset’s carrying amount or recognised as a separate asset, as appropriate, only when it is probable that future economic benefits associated with the item will flow to the Company and the cost of the item can be measured reliably. The carrying amount of the replaced part is derecognised. All other repairs and maintenance are charged to the statement of income during the financial period in which they are incurred.

Akumulasi biaya atas pembangunan, instalasi, atau penyelesaian bangunan, pabrik dan fasilitas infrastruktur seperti anjungan dan saluran pipa dikapitalisasi sebagai aset dalam penyelesaian - lain-lain. Biaya-biaya ini direklasifikasi kepada aset tetap pada saat pembangunan atau instalasi telah selesai. Depresiasi juga mulai dibebankan pada saat tersebut.

The accumulated costs of the construction, installation or completion of buildings, plant and infrastructure facilities such as platforms and pipelines are capitalised as assets under construction others. These costs are reclassified to the fixed asset accounts when the construction or installation is completed. Depreciation is charged from that date.

Hak kepemilikan pada pengendalian bersama aset Aset bersama adalah aset dimana setiap pihak mempunyai hak dan kepemilikan bersama. Setiap pihak memiliki hak eksklusif untuk mendapatkan bagian dari aset dan manfaat ekonomis yang dihasilkan oleh aset tersebut. Dengan demikian, participating interest Perusahaan atas KBH Blok Cepu merupakan suatu pengendalian bersama aset.

220

Other oil and gas assets Other oil and gas assets are depreciated using the straight-line method over the lesser of their estimated useful lives or the term of PSC as follows:

Aset minyak dan gas bumi lainnya disusutkan dengan menggunakan metode garis lurus berdasarkan taksiran masa manfaat ekonomis atau masa KBH, mana yang lebih rendah, sebagai berikut: Harta bergerak

Oil and gas properties (continued) 4.

4. Aset minyak dan gas bumi lainnya

ACCOUNTING


j.

Ownership interests in jointly controlled assets A joint asset is an asset to which each party has rights, and often has joint ownership. Each party has exclusive rights to a share of the asset and the economic benefits generated from that asset. As such, the Company’s participating interest in the Cepu Block PSC is a jointly controlled asset.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/23 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain)


3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) j.

Hak kepemilikan pada pengendalian bersama aset (lanjutan)

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) j.

Ownership interests in jointly controlled assets (continued)

Pada pengendalian bersama aset, operator dan non-operator mempersatukan aset mereka di dalam satu lapangan produksi untuk membentuk satu unit produksi dan sebagai imbalan menerima kepemilikan di dalam unit tersebut. Berdasarkan perjanjian ini, Perusahaan mencatat bagiannya atas pengendalian bersama aset, setiap kewajiban yang terjadi, bagiannya atas kewajiban yang terjadi bersama dengan pihak lain yang berkaitan dengan perjanjian bersama, setiap penghasilan dari penjualan atau penggunaan bagiannya atas output ventura bersama, bersama dengan bagiannya atas beban yang terjadi pada ventura bersama.

In a jointly controlled assets, all the operating and non-operating participants pool their assets in a producing field to form a single unit and in return receive an undivided interest in that unit. Under this arrangement, the Company records its share of the joint asset, any liabilities it incurs, its share of any liabilities incurred jointly with the other parties relating to the joint arrangement, any revenue from the sale or use of its share of the output of the joint asset and any expenses it incurs in respect of its interest in the joint arrangement.

Apabila Perusahaan sebagai operator, Perusahaan akan mengakui piutang dari pihak non-operator (sebesar porsi pihak non-operator atas beban dan pengeluaran modal yang ditanggung oleh operator); jika sebaliknya, Perusahaan akan mengakui utang kepada operator.

If the Company is the operator, it recognises receivables from the other parties (representing the other parties’ share of expenses and capital expenditure borne by the Operator); otherwise, the Company recognises payables to the operator.

k. Utang usaha dan utang lain-lain

k. Trade and other payables

Utang usaha dan utang lain-lain pada awalnya diakui pada nilai wajar dan kemudian diukur pada harga perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif. Utang dikelompokkan sebagai liabilitas lancar apabila pembayaran jatuh tempo dalam waktu satu tahun atau kurang (atau dalam siklus normal operasi dari bisnis jika lebih lama). Jika tidak, utang usaha tersebut disajikan sebagai liabilitas tidak lancar. l.

ACCOUNTING

Provisi untuk biaya restorasi lokasi aset

pembongkaran

dan

Provisi untuk biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset dan kegiatan lainnya yang terkait dicatat untuk mengakui kewajiban hukum berkaitan dengan penarikan aset minyak dan gas bumi termasuk penutupan dan peninggalan sumur, pembongkaran dan pembuangan pipa minyak dan gas bumi, dan fasilitas produksi yang berasal dari akuisisi, konstruksi atau pengembangan dan/atau operasi normal dari aset tersebut. Penarikan aset tersebut ini, termasuk penjualan, peninggalan, pendaurulangan atau penghapusan dengan cara lain, adalah penarikan selain penghentian sementara pemakaian.

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

l.

Provision for decommissioning and site restoration The provision for decommissioning, site restoration and other related activities provides for the legal obligations associated with the retirement of oil and gas properties including the plugging and abandonment of wells and removal and disposal of oil and natural gas pipelines, and production facilities that result from the acquisition, construction or development and/or the normal operation of such assets. The retirements of such assets are their other than temporary removal from service including sale, abandonment, recycling or disposal in some other manner.


221



3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) l.

Provisi untuk biaya pembongkaran restorasi lokasi aset (lanjutan)

l.

ACCOUNTING

Provision for decommissioning and site restoration (continued)

Kewajiban ini diakui sebagai liabilitas pada saat timbulnya kewajiban konstruktif yang berkaitan dengan penarikan sebuah aset, dan pada awalnya diakui sebesar nilai wajarnya. Biaya penarikan aset dalam jumlah yang setara dengan jumlah liabilitas dikapitalisasi sebagai bagian dari suatu aset tertentu dan kemudian disusutkan atau dideplesi selama masa manfaat aset tersebut. Kewajiban ini diukur pada nilai kini dari perkiraan pengeluaran yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban, menggunakan tingkat diskonto sebelum pajak yang mencerminkan penilaian pasar atas nilai waktu uang dan risiko yang terkait dengan kewajiban tersebut.

These obligations are recognised as liabilities when a constructive obligation with respect to the retirement of an asset is incurred, with the initial measurement of the obligation at fair value. An asset retirement cost equivalent to these liabilities is categorised as part of the related asset’s carrying value and is subsequently depreciated or depleted over the asset’s useful life. These obligations are measured at the present value of the expenditures expected to be required to settle the obligation using a pre-tax rate that reflects current market assessments of the time value of money and the risks specific to the obligation.

Perubahan dalam pengukuran kewajiban tersebut yang timbul dari perubahan estimasi waktu atau jumlah pengeluaran sumber daya ekonomis yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban tersebut, atau perubahan dalam tingkat diskonto, akan ditambahkan atau dikurangkan dari harga perolehan aset yang bersangkutan pada periode berjalan. Jumlah yang dikurangkan dari harga perolehan aset tidak boleh melebihi jumlah tercatatnya. Jika penurunan dalam kewajiban melebihi nilai tercatat aset, kelebihan tersebut segera diakui dalam laporan laba rugi. Jika penyesuaian tersebut menghasilkan penambahan pada harga perolehan aset, Perusahaan akan mempertimbangkan apakah hal ini mengindikasikan bahwa nilai tercatat aset yang baru mungkin tidak bisa dipulihkan secara penuh. Jika terdapat indikasi tersebut, Perusahaan akan melakukan pengujian penurunan nilai terhadap aset dengan melakukan estimasi atas nilai yang dapat dipulihkan dan akan mencatat kerugian dari penurunan nilai, jika ada.

Changes in the measurement of these obligations resulting from changes in the estimated timing or amount of the outflow of resources embodying economic benefits required to settle the obligation, or a change in the discount rate, will be added to or deducted from the cost of the related asset in the current period. The amount deducted from the cost of the asset should not exceed its carrying amount. If a decrease in the liability exceeds the carrying amount of the asset, the excess is recognised immediately in the statements of income. If the adjustment results in an addition to the cost of an asset, the Company will consider whether this is an indication that the new carrying amount of the asset may not be fully recoverable. If there is such an indication, the Company will test the asset for impairment by estimating its recoverable amount and will account for any impairment loss incurred, if any.

Provisi untuk hal-hal yang berkaitan dengan lingkungan yang tidak berkaitan dengan penarikan aset, dimana Perusahaan merupakan pihak yang bertanggung jawab, diakui ketika:

Provision for environmental issues that may not involve the retirement of an asset, where the Company is a responsible party, are recognised when:

-

222

dan


Perusahaan memiliki kewajiban kini (baik yang bersifat hukum maupun konstruktif), sebagai akibat peristiwa masa lalu; Besar kemungkinan penyelesaian kewajiban tersebut mengakibatkan arus keluar sumber daya; dan Estimasi yang andal mengenai jumlah kewajiban tersebut dapat dibuat.


-

The Company has present (legal or constructive) obligations as a result of past events; It is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation; and The amount has been reliably estimated.



3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) l.

Provisi untuk biaya pembongkaran restorasi lokasi aset (lanjutan)

dan

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) l.

m.

Borrowing costs Interest and other borrowing costs, such as discount fees on loans either directly or indirectly used in financing the construction of a qualifying asset, are capitalised up to the date when construction is complete. For borrowings directly attributable to a qualifying asset, the amount to be capitalised is determined as the actual borrowing costs incurred during the year, less any income earned on the temporary investment of such borrowings. For borrowings that are not directly attributable to a qualifying asset, the amount to be capitalised is determined by applying a capitalisation rate to the amount expended on the qualifying asset. The capitalisation rate is the weighted-average of the borrowing costs applicable to the total borrowings outstanding during the year, excluding borrowings directly attributable to financing the qualifying asset under construction.

Biaya bunga dan biaya pinjaman lain, seperti biaya diskonto atas pinjaman baik yang secara langsung ataupun tidak langsung digunakan untuk mendanai pembangunan aset tertentu yang memenuhi syarat, dikapitalisasi sampai proses pembangunan tersebut selesai. Untuk pinjaman yang dapat diatribusi secara langsung pada suatu aset tertentu yang memenuhi syarat, jumlah yang dikapitalisasi adalah sebesar biaya pinjaman yang terjadi selama tahun berjalan, dikurangi pendapatan investasi jangka pendek dari pinjaman tersebut. Untuk pinjaman yang tidak dapat diatribusi secara langsung pada suatu aset tertentu yang memenuhi syarat, jumlah biaya pinjaman yang dikapitalisasi ditentukan dengan mengalikan tingkat kapitalisasi dengan pengeluaran untuk aset tertentu yang memenuhi syarat. Tingkat kapitalisasi adalah rata-rata tertimbang biaya pinjaman dibagi dengan jumlah pinjaman selama tahun tertentu, tidak termasuk pinjaman yang secara khusus digunakan untuk perolehan aset tertentu yang memenuhi syarat. n. Pengakuan pendapatan dan beban

Provision for decommissioning and site restoration (continued) Provision for decommissioning, site restoration and other related activities is presented net of restricted cash which represents the deposit for the decommissioning, site restoration, and other related activities.

Provisi untuk biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset dan kegiatan lainnya yang terkait disajikan bersih setelah dikurangi kas yang dibatasi penggunaannya yang merupakan dana untuk tujuan pembongkaran, restorasi lokasi aset, dan aktivitas lain yang terkait. m. Biaya pinjaman

ACCOUNTING

n.

Revenue and expense recognition

Pendapatan mencakup nilai wajar dari imbalan yang diterima atau piutang yang berasal penjualan minyak bumi dan gas alam dalam aktivitas normal usaha Perusahaan. Pendapatan dari penjualan minyak mentah dan gas bumi diakui berdasarkan persentase hak sementara (provisional entitlements) pada saat lifting. Perbedaan lifting aktual minyak mentah dan gas bumi menghasilkan piutang ketika final entitlements melebihi lifting minyak mentah dan gas bumi (posisi underlifting) dan menghasilkan utang ketika lifting minyak mentah dan gas bumi melebihi final entitlements (posisi overlifting). Underlifting dan overlifting tersebut akan dicatat sebagai penambah atau pengurang pendapatan. Volume underlifting dan overlifting dinilai berdasarkan harga rata-rata tertimbang tahunan Minyak Mentah Indonesia (untuk minyak mentah) dan harga yang ditetapkan dalam PJBG (untuk gas bumi).

Revenue comprises the fair value of the consideration received or receivable for the sale of crude oil and natural gas in the ordinary course of the Company’s activities. Revenues from the sale of crude oil and natural gas are recognised on the basis of the provisional entitlements at the point of lifting. Differences between the Company’s actual liftings of crude oil and natural gas result in a receivable when final entitlements exceed liftings of crude oil and gas (underlifting position) and in a payable when lifting of crude oil and gas exceed final entitlements (overlifting position). This underlifting and overlifting will be adjusted against revenues. Underlifting and overlifting volumes are valued based on the annual weighted average sales price for crude (i.e ICP) and gas (i.e the agreed price in the GSPA).

Beban diakui pada saat terjadi berdasarkan konsep akrual.

Expenses are recognised when incurred on an accrual basis. PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

223

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/26 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) o. Program pensiun dan imbalan kerja (i) Kewajiban pensiun

224

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) o.

ACCOUNTING

Pension plan and employee benefits (i)

Pension obligations

Skema pensiun dapat diklasifikasikan sebagai program iuran pasti atau program imbalan pasti, bergantung pada substansi ekonomis syarat dan kondisi utama program tersebut. Program iuran pasti adalah program imbalan pasca masa kerja yang mewajibkan perusahaan membayar sejumlah iuran tertentu kepada entitas terpisah, sehingga hukum dan perusahaan tidak memiliki kewajiban konstruktif untuk membayar iuran lebih lanjut jika entitas tersebut tidak memiliki aset yang cukup untuk membayar seluruh imbalan pasca masa kerja sebagai imbalan atas jasa yang diberikan pekerja pada periode berjalan dan periode lalu. Program imbalan pasti adalah program pensiun yang menentukan jumlah imbalan pensiun yang akan diterima seorang karyawan pada saat pensiun, biasanya berdasarkan pada satu atau lebih faktor seperti usia, masa kerja dan kompensasi.

Pensions scheme are classified as either defined contribution plans or defined benefit plans, depending on the economic substance of the plan as derived from its principal terms and conditions. A defined contribution plan is a post-retirement benefit plan under which an enterprise pays fixed contributions into a separate entity and will have no legal or constructive obligation to pay further contributions if the fund does not hold sufficient assets to pay all employee benefits relating to employee service in the current and prior periods. A defined benefit plan is a pension plan that defines the amount of pension benefit that an employee will receive on retirement, usually dependent on one or more factors such as age, years of service and compensation.

Perusahaan harus menyediakan jumlah minimal imbalan pensiun sesuai dengan Undang-undang (“UU”) Ketenagakerjaan No. 13/2003 atau Kontrak Kerja Bersama (“KKB”), mana yang lebih tinggi. Karena UU Ketenagakerjaan atau KKB menentukan rumus tertentu untuk menghitung jumlah minimal imbalan pensiun, pada dasarnya, program pensiun berdasarkan UU Ketenagakerjaan atau KKB adalah program imbalan pasti.

The Company is required to provide a minimum amount of pension benefit in accordance with Labour Law No. 13/2003 or the Company’s Collective Labour Agreement (the “CLA”), whichever is higher. Since the Labour Law or the CLA sets the formula for determining the minimum amount of benefits, in substance pension plans under the Labour Law or the CLA represent defined benefit plans.

Kewajiban program pensiun imbalan pasti yang diakui dalam laporan posisi keuangan adalah nilai kini kewajiban imbalan pasti pada tanggal laporan keuangan dikurangi nilai wajar aset program, serta disesuaikan dengan keuntungan atau kerugian aktuaria dan biaya jasa lalu yang belum diakui. Besarnya kewajiban imbalan pasti ditentukan berdasarkan perhitungan aktuaris independen yang dilakukan secara tahunan menggunakan metode projected unit credit. Nilai kini kewajiban imbalan pasti ditentukan dengan mendiskonto estimasi arus kas keluar masa depan menggunakan tingkat suku bunga obligasi pemerintah berkualitas tinggi (dengan pertimbangan saat ini tidak ada pasar aktif untuk obligasi korporat berkualitas tinggi) dalam mata uang yang sama dengan mata uang imbalan yang akan dibayarkan dan waktu jatuh tempo yang kurang lebih sama dengan waktu jatuh tempo imbalan yang bersangkutan.

The liability recognised in the statement of financial position in respect of the defined benefit pension plans is the present value of the defined benefit obligation at the financial statement date less the fair value of plan assets, together with adjustments for unrecognised actuarial gains or losses and past service costs. The defined benefit obligation is calculated annually by independent actuaries using the projected unit credit method. The present value of the defined benefit obligation is determined by discounting the estimated future cash outflows using interest rates of high quality government bonds (considering currently there is no deep market for high quality corporate bonds) that are denominated in the currency in which the benefits will be paid, and that have terms of maturity approximating the terms of the related pension liability.


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/27 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) o. Program pensiun dan imbalan kerja (lanjutan) (i) Kewajiban pensiun (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) o.

Pension plan (continued) (i)

and

ACCOUNTING

employee

benefits

Pension obligations (continued)

Beban yang diakui dilaporan laba rugi termasuk biaya jasa kini, beban bunga, amortisasi biaya jasa lalu dan keuntungan dan kerugian aktuaria.

Expenses charged to the statements of comprehensive income include the current service cost, interest expense, amortisation of past service costs and actuarial gains and losses.

Biaya jasa lalu diakui segera di laporan laba rugi, kecuali perubahan pada program pensiun bergantung kepada sisa masa kerja karyawan untuk jangka waktu tertentu (periode hak atau vested). Dalam kasus ini, biaya jasa lalu diamortisasi menggunakan metode garis lurus selama periode rata-rata sampai imbalan tersebut menjadi hak atau vested.

Past-service costs are recognised immediately in the statements of income, unless the changes to the pension plan are conditional on the employees remaining in service for a specified period of time (the vesting period). In this case, the past-service costs are amortised on a straight-line basis over the vesting period.

Keuntungan dan kerugian aktuaria yang timbul dari penyesuaian kenyataan dan perubahan asumsi-asumsi aktuaria, apabila melebihi 10% dari nilai kini dari kewajiban imbalan pasti (sebelum dikurangi aset program) atau 10% dari nilai wajar aset program, dibebankan atau dikreditkan pada laporan laba rugi selama rata-rata sisa masa kerja para karyawan dalam program tersebut.

Actuarial gains and losses arising from experience adjustments and changes in actuarial assumptions, when exceeding 10% of the present value of the defined benefit obligation (before deducting any plan assets) or 10% of the fair value of any plan assets, are charged or credited to the statements of income over the average remaining service lives of the employees participating in the plan.

(ii) Pesangon pemutusan kontrak kerja Pesangon pemutusan kontrak kerja terhutang ketika karyawan dihentikan kontrak kerjanya oleh Perusahaan sebelum tanggal pensiun normal atau ketika karyawan menerima penawaran pengunduran diri secara sukarela sebagai ganti dari manfaat yang diterima. Perusahaan mengakui pesangon pemutusan kontrak kerja ketika Perusahaan menunjukkan komitmennya baik untuk memutuskan kontrak kerja dengan karyawan berdasarkan suatu rencana formal terinci yang secara realistis kecil kemungkinan untuk dibatalkan; atau menyediakan pesangon pemutusan kontrak kerja sebagai hasil dari penawaran yang diberikan untuk mendorong pemberhentian secara sukarela. Pesangon yang jatuh tempo lebih dari 12 bulan setelah periode pelaporan akan didiskonto ke nilai kini.

(ii) Termination benefits Termination benefits are payable when an employee’s employement is terminated by the Company before the normal retirement date, or whenever an employee accepts voluntary redundancy in exchange for these benefits. The Company recognises the termination benefits when it is demonstrably committed to either terminating the employment of current employees according to a detailed formal plan without a realistic possibility of withdrawal; or providing termination benefits as a result of an offer made to encourage voluntary redundancy. Benefits falling due more than 12 months after the end of the reporting period are discounted to their present value.


225

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/28 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) p. Pajak penghasilan

3. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) p.

ACCOUNTING

Income tax

Beban pajak 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.

The tax expense comprises current and deferred income tax. The tax expense is recognised in the statements of income, except to the extent that it relates to items recognised directly in equity. In this case the tax expense is also recognised directly in equity.

Semua perbedaan temporer antara jumlah tercatat aset dan liabilitas di dalam laporan keuangan dengan dasar pengenaan pajaknya diakui sebagai pajak penghasilan tangguhan menggunakan metode liabilitas. Tarif pajak yang digunakan 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.

Deferred income tax is recognised using the liability method on temporary differences arising between the tax bases of assets and liabilities and their carrying amounts in the financial statements. The tax rate used to calculate the deferred income tax by the Company for activities other than Cooperation Contract activities is the current or substantially enacted tax rate. The tax rate used to calculate the deferred income tax assets and liabilities involving Cooperation Contract activities is the combined effective tax rate in effect at the effective date of the Cooperation Contract.

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.

Deferred tax assets relating to future tax benefits and the carry forward of unused tax losses are recognised to the extent that it is probable that future taxable profit will be available against which the future tax benefits and unused tax losses can be utilised.

Koreksi terhadap kewajiban perpajakan diakui pada saat Surat Ketetapan Pajak diterima atau, jika mengajukan keberatan atau banding, pada saat keputusan atas keberatan atau banding tersebut telah ditetapkan.

Amendments to taxation obligations are recorded when an assessment letter is received or, if objected to or applealed against, when the results of the objection or appeal are determined.

q. Penurunan nilai dari aset non-keuangan

226


q.

Impairment of non-financial assets

Biaya perolehan aset yang belum terbukti diuji untuk penurunan nilai secara periodik (minimal setiap tahun).

Unproved property acquisition costs are assessed for impairment periodically (at least annually).

Sumur eksplorasi diuji untuk penurunan nilai pada saat akan direklasifikasi sebagai sumur pengembangan, atau apabila terdapat kejadian atau perubahan keadaan yang mengindikasikan bahwa nilai tercatat tidak dapat dipulihkan. Rugi penurunan nilai diakui sebesar jumlah dimana nilai tercatat dari sumur eksplorasi tersebut melebihi jumlah terpulihkan, yang merupakan nilai tertinggi antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakai dari sumur eksplorasi. Dalam rangka menguji penurunan nilai, aset dikelompokkan kepada unit penghasil kas yang ada dari lapangan produksi yang terletak di wilayah geografis yang sama. Rugi penurunan nilai diakui pada laporan laba rugi. Pemulihan penyisihan penurunan nilai diakui sebagai pendapatan dalam periode dimana pemulihan tersebut terjadi.

Exploration wells are tested for impairment when reclassified to development wells, or whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. An impairment loss is recognised for the amount by which the carrying amount of the exploration wells exceed their recoverable amount, which is the higher of the fair value less cost to sell or value in use of the exploration wells. For the purpose of assessing impairment, assets are grouped at the existing cash generating units of production fields that are located in the same geographical region. Impairment losses are recognised in the statements of income. Reversal of impairment is recorded as income in the period when the reversal occurs.




3. IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan)


q. Penurunan nilai dari aset non-keuangan (lanjutan)

q. Impairment (continued)

non-financial

assets

Proven oil and gas properties are reviewed for impairment losses when events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. An impairment loss is recognised for the amount by which the carrying amount of such properties exceed their recoverable amount, which is the higher of the fair value less cost to sell of such assets or their value in use. For the purpose of assessing impairment, assets are grouped at the lowest levels for which there are separately identifiable cash flows. Impairment losses are recognised in the statements of income. Reversal of impairment is recorded as income in the period when the reversal occurs.

Aset minyak dan gas bumi yang telah menemukan cadangan terbukti ditelaah untuk penurunan nilai ketika kejadian atau perubahan keadaan mengindikasikan bahwa nilai tercatat tidak dapat dipulihkan. Rugi penurunan nilai diakui sebesar jumlah dimana nilai tercatat dari aset tersebut melebihi jumlah terpulihkan, yang merupakan nilai tertinggi antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakai dari aset tersebut. Dalam rangka menguji penurunan nilai, aset dikelompokkan hingga unit terkecil yang menghasilkan arus kas terpisah. Rugi penurunan nilai diakui pada laporan laba rugi. Pemulihan penyisihan penurunan nilai diakui sebagai pendapatan dalam periode dimana pemulihan tersebut terjadi. r. Penjabaran mata uang asing i.

of

ACCOUNTING

r.

Foreign currency translation i.

Mata uang fungsional dan penyajian

Functional and presentation currency Items included in the financial statements of the Company are measured using the currency of the primary economic environment in which the entity operates (the “functional currency”). The financial statements are presented in US Dollar, which is the Company’s functional and presentation currency.

Akun-akun yang tercakup dalam laporan keuangan Perusahaan diukur menggunakan mata uang dari lingkungan ekonomi utama di mana entitas beroperasi (“mata uang fungsional”). Laporan keuangan disajikan dalam Dolar AS, yang merupakan mata uang fungsional dan penyajian Perusahaan. ii.

ii. Transaksi dan saldo

Transactions and balances

Transaksi dalam mata uang selain mata uang Dolar AS dijabarkan menjadi Dolar AS menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi. Keuntungan dan kerugian selisih kurs yang berasal dari pembayaran atas transaksi tersebut dan dari penjabaran aset dan liabilitas moneter dalam mata uang selain Dolar AS menggunakan kurs yang berlaku pada akhir tahun diakui dalam laba rugi.

Transactions denominated in currencies other than US Dollar are converted into US Dollar at the exchange rate prevailing at the date of the transaction. Foreign exchange gains and losses resulting from the settlement of such transactions and from the translation at year-end rates of monetary assets and liabilities in currencies other than US Dollar are recognised in profit or loss.

Kurs yang digunakan pada tanggal 31 Desember, berdasarkan kurs tengah yang diterbitkan Bank Indonesia adalah sebagai berikut :

At 31 December, the exchange rate used, based on the middle rates published by Bank Indonesia (the Central Bank of Indonesia), were as follows:

2012

Rupiah 10.000 (“Rp”)


2011*

1.03

1.10

Rupiah 10,000 (“Rp”)

* As restated (refer to Notes 5 and 6) PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

227

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/30 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 4. PERTIMBANGAN AKUNTANSI SIGNIFIKAN DAN SUMBER KETIDAKPASTIAN ESTIMASI

228


YANG UTAMA

4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY

Penyusunan laporan keuangan sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi yang mempengaruhi jumlah aset dan liabilitas yang dilaporkan, pengungkapan aset dan kewajiban kontinjen pada tanggal laporan keuangan, serta jumlah pendapatan dan beban selama periode pelaporan. Estimasi, asumsi dan penilaian tersebut dievaluasi secara terus menerus dan berdasarkan pengalaman historis dan faktorfaktor lainnya, termasuk ekspektasi peristiwa di masa mendatang yang diyakini wajar berdasarkan situasi yang sekarang ada.

The preparation of financial statements in conformity with Indonesian Financial Accounting Standards requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets and liabilities, disclosure of contingent assets and liabilities at the date of the financial statements, and the reported amounts of revenue and expenses during the reporting period. Estimates, assumption and judgements are continually evaluated and are based on historical experience and other factors, including expectations of future events that are believed to be reasonable under the circumstances.

Perusahaan telah mengidentifikasi kebijakan akuntansi penting berikut yang memerlukan pertimbangan, estimasi dan asumsi signifikan. Hasil aktual dapat berbeda dari estimasi tersebut berdasarkan asumsi dan kondisi yang berbeda dan dapat mempengaruhi secara material hasil keuangan atau posisi keuangan yang dilaporkan dalam periode mendatang. Namun, arus kas dan likuiditas tidak terpengaruh oleh kebijakan akuntansi dan estimasi ini.

The Company has identified the following critical accounting policies under which significant judgements, estimates and assumptions are made. Actual results may differ from these estimates under different assumptions and conditions and this may materially affect financial results or the financial position reported in future periods. However, cash flows and liquidity are not affected by such accounting policies and estimates.

a. Pertimbangan

a. Judgements

Pertimbangan-pertimbangan berikut dibuat oleh manajemen dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Perusahaan yang memiliki dampak yang paling signifikan terhadap jumlah-jumlah yang diakui dalam laporan keuangan Perusahaan.

The following judgments are made by management in the process of applying the Company’s accounting policies that have the most significant effects on the amounts recognised in the Company financial statements.

(i)

(i)

Mata uang fungsional

Functional currency

Dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Perusahaan, manajemen telah membuat pertimbangan untuk menentukan mata uang fungsional.

In the process of applying the Company’s accounting policies, management has made a judgement on the determination of the functional currency.

Mata uang fungsional Perusahaan adalah mata uang lingkungan ekonomi utama di mana entitas beroperasi. Mata uang tersebut adalah yang paling mempengaruhi harga jual barang dan jasa, dan mata uang dari negara yang kekuatan persaingan dan peraturannya sebagian besar menentukan harga jual barang dan jasa entitas, dan merupakan mata uang yang mana dana dari aktivitas pendanaan dihasilkan.

The functional currency of the Company is the currency of the primary economic environment in which the entity operates. It is the currency, among others, that mainly influences sales prices for goods and services, and of the country whose competitive forces and regulations mainly determine the sales prices of its goods and services, and the currency in which funds from financing activities are generated.


PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/31 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 4. PERTIMBANGAN AKUNTANSI SIGNIFIKAN DAN SUMBER KETIDAKPASTIAN ESTIMASI (lanjutan)

YANG UTAMA

a. Pertimbangan (lanjutan) (ii) Aset eksplorasi dan evaluasi

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY (continued) a. Judgements (continued) (ii)

Exploration and evaluation assets

Seperti yang telah dijelaskan dalam Catatan 3i.1 atas laporan keuangan, Perusahaan menerapkan metode successful efforts untuk kegiatan eksplorasi dan evaluasi minyak dan gas bumi.

As disclosed in Note 3i.1 to the financial statements, the Company follows the principles of the successful efforts method of accounting for its oil and natural gas exploration and evaluation activities.

Untuk sumur eksplorasi dan sumur uji eksplorasi stratigrafi, biaya yang secara langsung terkait dengan pengeboran sumur-sumur tersebut, dikapitalisasi dahulu sebagai aset dalam penyelesaian dalam akun aset minyak dan gas bumi, hingga ditentukan apakah telah ditemukan cadangan minyak dan gas yang berpotensi ekonomis berdasarkan pengeboran tersebut. Penentuan ini biasanya dilakukan dalam waktu satu tahun setelah penyelesaian sumur, tetapi bisa memakan waktu lebih lama, tergantung pada kompleksitas struktur geologi. Kebijakan ini mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi tertentu atas peristiwa dan keadaan di masa depan khususnya apakah operasi eksploitasi dapat dilaksanakan secara ekonomis. Setiap estimasi dan asumsi tersebut dapat berubah seiring tersedianya informasi baru. Jika sumur tidak menemukan cadangan yang memiliki potensi ekonomi, biaya sumur akan dibebankan sebagai bebas sumur kering (dry hole) dan diklasifikasikan sebagai biaya eksplorasi.

For exploration and exploratory-type stratigraphic test wells, costs directly associated with the drilling of those wells are initially capitalised within assets under construction within oil and gas properties, pending determination of whether potentially economic oil and gas reserves have been discovered by the drilling effort. The determination is usually made within one year after well completion, but can take longer, depending on the complexity of the geological structure. This policy requires management to make certain estimates and assumptions as to future events and circumstances, in particular whether an economically viable extraction operation can be established. Such estimates and assumptions may change as new information becomes available. If the well does not discover potentially economic oil and gas quantities, the well costs are expensed as a dry hole and are reported in exploration expense.

(iii) Biaya pengembangan Kegiatan pengembangan dimulai setelah dilakukan pengesahan proyek oleh tingkat manajemen yang berwenang. Pertimbangan diterapkan oleh manajemen dalam menentukan kelayakan suatu proyek secara ekonomis. Dalam melakukan pertimbangan ini, manajemen perlu membuat estimasi dan asumsi tertentu yang serupa dengan kapitalisasi biaya eksplorasi dan evaluasi yang dijelaskan di atas.

(iii)

Development expenditures Development activities commence after a project is sanctioned by the appropriate level of management. Judgement is applied by management in determining when a project is economically viable. In exercising this judgement, management is required to make certain estimates and assumptions similar to those described above for capitalised exploration and evaluation expenditure.


229


YANG UTAMA

b. Estimasi dan Asumsi

230

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY (continued) b. Estimates and Assumptions

Asumsi utama mengenai masa depan dan sumber utama lain dalam mengestimasi ketidakpastian pada tanggal pelaporan yang mempunyai risiko signifikan yang dapat menyebabkan penyesuaian material terhadap nilai tercatat aset dan liabilitas dalam periode berikutnya diungkapkan di bawah ini. Perusahaan mendasarkan asumsi dan estimasi pada parameter yang tersedia saat laporan keuangan disusun. Kondisi yang ada dan asumsi mengenai perkembangan masa depan dapat berubah karena perubahan situasi pasar yang berada di luar kendali Perusahaan. Perubahan tersebut tercermin dalam asumsi ketika keadaan tersebut terjadi.

The key assumptions concerning the future and other key sources of estimation uncertainty at the reporting date that have a significant risk of causing a material adjustment to the carrying amounts of assets and liabilities within the next financial period are disclosed below. The Company based its assumptions and estimates on parameters available when the financial statements were prepared. Existing circumstances and assumptions about future developments may change due to market changes on circumstances arising beyond the control of the Company. Such changes are reflected in the assumptions when they occur.

(i)

(i) Reserve estimates

Estimasi cadangan Cadangan minyak dan gas bumi terbukti adalah perkiraan jumlah minyak mentah, gas alam dan gas alam cair yang berdasarkan data geologis dan teknis dapat diambil dengan tingkat kepastian yang memadai di tahun-tahun mendatang dari reservoir yang ada berdasarkan kondisi ekonomi dan operasi yang sekarang ada, yaitu harga dan biaya pada tanggal estimasi tersebut dibuat. Cadangan terbukti meliputi (i) cadangan terbukti dikembangkan: jumlah hidrokarbon yang diharapkan akan diambil melalui sumur, fasilitas, dan metode operasi yang sekarang ada (ii) cadangan terbukti yang belum dikembangkan: jumlah hidrokarbon yang diharapkan dapat diambil setelah adanya pengeboran, fasilitas, dan metode operasi baru. Berdasarkan jumlah cadangan ini, Perusahaan telah menetapkan pengeluaran program pengembangan yang bertujuan untuk mengembangkan cadangan tersebut. Cadangan terbukti tidak termasuk cadangan terindikasi dan cadangan tereka.

Proved oil and gas reserves are the estimated quantities of crude oil, natural gas, and natural gas liquids which geological and engineering data demonstrate with reasonable certainty to be recoverable in future years from known reservoirs under existing economic and operating conditions, i.e., prices and costs as at the date the estimate is made. Proved reserves include: (i) proved developed reserves: amounts of hydrocarbons that are expected to be retrieved through existing wells, facilities and operating methods; and (ii) proved undeveloped reserves: amounts of hydrocarbons that are expected to be retrieved following new drilling, facilities and operating methods. Based on these amounts the Company has already defined a clear development expenditure program which is an expression of the Company's determination to develop existing reserves. Proved reserves do not include probable or possible reserves.

Keakuratan estimasi cadangan terbukti tergantung pada sejumlah faktor, asumsi dan variabel seperti: kualitas data geologi, teknis dan ekonomi beserta interpretasi dan pertimbangan terkait, hasil pengeboran, pengujian dan produksi setelah tanggal estimasi, kinerja produksi dari reservoir, teknik produksi, proyeksi tingkat produksi di masa mendatang, estimasi besaran biaya dan waktu terjadinya pengeluaran pengembangan, ketersediaan pasar komersial, harga komoditi yang diharapkan, dan nilai tukar.

The accuracy of proved reserve estimates depends on a number of factors, assumptions and variables such as: the quality of available geological, technical and economic data and their interpretation and judgement, results of drilling, testing and production after the date of the estimates, the production performance of the reservoirs, production techniques, projecting future rates of production, the anticipated cost and timing of development expenditures, the availability for commercial market, anticipated commodity prices and exchange rates.



YANG UTAMA

b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan) (i)

Estimasi cadangan (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY (continued) b. Estimates and Assumptions (continued) (i) Reserve estimates (continued)

Karena asumsi ekonomis yang digunakan untuk mengestimasi cadangan berubah dari waktu ke waktu dan tambahan data geologi yang dihasilkan selama operasi, estimasi cadangan dapat berubah dari waktu ke waktu. Perubahan cadangan yang dilaporkan dapat mempengaruhi hasil dan posisi keuangan Perusahaan dalam berbagai cara, diantaranya:

As the economic assumptions used to estimate reserves change from period to period, and additional geological data is generated during the course of operations, estimates of reserves may change from period to period. Changes in reported reserves may affect the Company’s financial results and financial position in a number of ways, including:

- Nilai tercatat aset dapat terpengaruh akibat perubahan estimasi arus kas masa depan. - Penyusutan dan amortisasi yang dibebankan ke dalam laporan laba rugi dapat berubah apabila beban-beban tersebut ditentukan berdasarkan unit produksi, atau jika masa manfaat ekonomi sumur aset berubah. - Provisi biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset, dan hal-hal yang berkaitan dengan lingkungan dapat berubah apabila terjadi perubahan dalam perkiraan cadangan yang mempengaruhi ekspektasi tentang waktu atau biaya kegiatan ini. - Nilai tercatat aset/liabilitas pajak tangguhan dapat berubah karena perubahan estimasi pemulihan manfaat pajak.

-

(ii) Penurunan nilai aset non-keuangan Aset minyak dan gas bumi yang telah menemukan cadangan terbukti, ditelaah untuk penurunan nilai ketika kejadian dan perubahan keadaan mengindikasikan bahwa nilai tercatat aset tidak dapat dipulihkan. Jika terdapat indikasi tersebut, nilai terpulihkan aset akan diestimasi. Nilai terpulihkan aset ditentukan berdasarkan nilai yang lebih besar antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakainya.

-

Asset carrying values may be affected due to changes in estimated future cash flows. Depreciation and amortisation charged in the statements of income may change where such charges are determined on a unit of production basis, or where the useful economic lives of assets change.

-

Decommissioning, site restoration and environmental provision may change where changes in estimated reserves affect expectations about the timing or cost of these activities.

-

The carrying value of deferred tax assets/liabilities may change due to changes in estimates of the likely recovery of the tax benefits.

(ii) Impairment of non-financial assets Proven oil and gas properties are reviewed for impairment losses whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. If any such indication exists, the asset’s recoverable amount is estimated. The recoverable amount of an asset is determined as the greater of an asset’s fair value less cost to sell or value in use.


231


YANG UTAMA

b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan) (ii)

Penurunan (lanjutan)

nilai

aset

non-keuangan

(iii) Pajak Perhitungan beban pajak penghasilan Perusahaan melibatkan penafsiran terhadap peraturan perpajakan dan peraturan yang berlaku termasuk Kontrak Kerjasama Perusahaan serta peraturan pemerintah yang terkait seperti Peraturan Pemerintah No. 79 tanggal 20 Desember 2010 mengenai Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Terdapat banyak transaksi dan perhitungan yang dapat menyebabkan ketidakpastian di dalam penentuan kewajiban pajak. Resolusi dari posisi pajak yang diambil oleh Perusahaan, melalui negosiasi dengan otoritas pajak yang relevan atau auditor Pemerintah dapat berlangsung bertahun-tahun dan sangat sulit untuk memprediksi hasil akhirnya.


4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY (continued) b. Estimates and Assumptions (continued)

Penentuan nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual atau nilai pakai mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi yang berkaitan dengan volume produksi dan penjualan, harga komoditas (mempertimbangkan harga sekarang dan historis, tren harga dan faktor-faktor lain yang terkait), cadangan yang telah dikembangkan dan belum dikembangkan (Catatan 4b (i)), biaya operasi, biaya penutupan dan peninggalan sumur-sumur yang sudah tidak terpakai dan pengeluaran modal di masa depan, penurunan tingkat produksi, tingkat diskonto dan faktor lainnya. Estimasi dan asumsi ini memiliki risiko dan ketidakpastian; oleh karena itu terdapat kemungkinan terjadi perubahan keadaan yang akan mengubah proyeksi ini, yang dapat mempengaruhi jumlah terpulihnya aset. Dalam keadaan tersebut, beberapa atau semua nilai tercatat aset mungkin akan mengalami tambahan atau pengurangan penurunan nilai dengan dampak yang dicatat dalam laba rugi.

232


(ii)

Impairment (continued)

of

non-financial

assets

The determination of fair value less cost to sell or value in use requires management to make estimates and assumptions about expected production and sales volumes, commodity prices (considering current and historical prices, price trends and related factors), developed and undeveloped reserves (Note 4b(i)), operating costs, costs for plugging and abandonment of wells and future capital expenditure, field decline rates, discount rates, and other factors. These estimates and assumptions are subject to risk and uncertainty; hence there is a possibility that changes in circumstances will alter these projections, which may have an impact on the recoverable amount of the assets. In such circumstances, some or all of the carrying value of the assets may be further impaired or the impairment charge reduced with the impact recorded in profit or loss.

(iii) Taxation The calculation of the Company’s income tax expense involves the interpretation of applicable tax laws and regulations including the Company’s Cooperation Contract as well as the related government regulation, such as Government Regulation No. 79 dated 20 December 2010 regarding Cost Recovery and Income Tax Treatment in the Upstream Oil and Gas Business. There are many transactions and calculations for which the ultimate tax determination is uncertain during the ordinary course of business. The resolution of tax positions taken by the Company, through negotiations with relevant tax authorities or the Government’s auditor, can take several years to complete and in some cases it is difficult to predict the ultimate outcome.


YANG UTAMA

b. Estimasi dan Asumsi (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION UNCERTAINTY (continued) c. Estimates and Assumptions (continued)

(iv) Provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi

(iv) Provision for decommissioning and site restoration

Perusahaan memiliki kewajiban untuk melakukan pembongkaran fasilitas produksi minyak dan gas bumi dan pipa pada akhir umur manfaat aset-aset tersebut. Kewajiban pembongkaran terbesar yang dihadapi Perusahaan berkaitan dengan penutupan dan peninggalan sumur-sumur yang sudah tidak terpakai dan pembuangan platform minyak dan gas alam dan saluran pipa pada area kontrak Perusahaan.

The Company is obliged to carry out future decommissioning of oil and natural gas production facilities and pipelines at the end of their economic lives. The largest decommissioning obligations facing the Company relate to the plugging and abandonment of wells and the removal and disposal of oil and natural gas platforms and pipelines in its contract area.

Sebagian besar pembongkaran akan dilakukan dimasa yang akan datang sehingga terdapat ketidakpastian mengenai persyaratan yang harus dipenuhi pada saat dilakukannya pembongkaran. Teknologi pembongkaran dan biaya pembongkaran terus berubah, termasuk ekspektasi politik, lingkungan, keselamatan, dan publik. Akibatnya, terdapat ketidakpastian yang signifikan terkait kapan dan jumlah arus kas masa depan yang harus dikeluarkan. Perubahan dalam ekspektasi biaya masa depan yang diharapkan tercermin dalam aset dan provisi, yang dapat memiliki dampak yang material terhadap laporan keuangan Perusahaan.

Most of these decommissioning events are many years in the future and the precise requirements that will have to be met when the removal event actually occurs are uncertain. Decommissioning technologies and costs are constantly changing, as well as political, environmental, safety and public expectations. Consequently, the timing and amounts of future cash flows are subject to significant uncertainty. Changes in the expected future costs are reflected in both the provision and the asset and could have a material impact on the Company’s financial statements.

Jika yang diharapkan biaya pembongkaran berbeda 1% dari estimasi manajemen, jumlah tercatat yang diprovisikan untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset akan lebih rendah sebesar AS$39.363 atau lebih tinggi sebesar AS$39.365

If the expected decommissioning costs used differ by 1% from management’s estimates, the carrying amount of provision for decommissioning and site restoration will be an estimated US$39,363 lower or US$39,365 higher.


233

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/36 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 5. PERUBAHAN MATA UANG PELAPORAN

5. CHANGE IN REPORTING CURRENCY

Pada tanggal 1 Januari 2012, Perusahaan mengubah mata uang pelaporan dari Rupiah ke Dolar AS, mata uang fungsionalnya, karena secara substansial, jika tidak semua:

On 1 January 2012, the Company changed its reporting currency from Rupiah to US Dollar, its functional currency, due to substantially, if not all:

-

Pendapatan Perusahaan dalam Dolar AS

-

-

Pengeluaran Perusahaan dalam Dolar AS

-

-

Aktivitas pendanaan Perusahaan dalam Dolar AS

-

The Company’s earnings are originated in US Dollar The Company’s expenditure are originated in US Dollar The Company’s financing activities are originated in US Dollar

Dengan demikian, Dewan Direksi berpendapat bahwa perubahan mata uang pelaporan akan menghasilkan penyajian transaksi Perusahaan yang lebih tepat dalam laporan keuangan. Perubahan mata uang pelaporan Perusahaan sesuai dengan PSAK No. 10 (Revisi 2010) “Pengaruh Perubahan Kurs Valuta Asing”.

As such, the Board of Directors believe the change will result in a more appropriate presentation of the Company’s transaction in the financial statements. The change of the Company’s reporting currency has been accounted for in accordance with SFAS No. 10 (Revised 2010) “The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates”.

Untuk tujuan komparatif, laporan keuangan dan catatan yang terkait pada tanggal dan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 telah dinilai kembali, seolah-olah Dolar AS adalah mata uang pelaporan dalam tahun tersebut, dengan menggunakan prosedur sebagai berikut:

For comparative purposes, the financial statements and associated notes as at and for the year ended 31 December 2011 have been re-measured, as though the US Dollar were the reporting currency in that year, using the procedures outlined below:

-

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

-

The Company’s monetary items are converted into US Dollar using the closing rate, while nonmonetary items including equity are converted using the exchange rate at the date of the transactions; and

-

Penghasilan dan beban dikonversi menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi, kecuali beberapa transaksi yang dikonversi menggunakan kurs rata-rata tahunan.

-

Income and expenses are converted using an exchange rate at the date of the transactions, except for several transactions which were converted using the yearly average rate.

Berikut ini adalah laporan posisi keuangan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 yang disajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali nilai nominal dan data saham).

234



The following is the statements of financial position as at 31 December 2011 and 1 January 2011 presented in Indonesian Rupiah (expressed in millions of Rupiah, except for par value and share data).

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/37 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 5.

PERUBAHAN (lanjutan)

MATA

UANG


PELAPORAN

5. CHANGE IN REPORTING CURRENCY (continued)


1 Januari/ January 2011

ASET

ASSETS

ASET LANCAR Kas dan setara kas Piutang usaha Piutang lain-lain Persediaan Uang muka dan biaya dibayar dimuka

11,829 63,196 1,490,294 44,233 1,403

6,935 97,164 869,533 40,219 3,354

CURRENT ASSETS Cash and cash equivalents Trade receivables Other receivables Inventories Advances and prepayments

JUMLAH ASET LANCAR

1,610,955

1,017,205

TOTAL CURRENT ASSETS

ASET TIDAK LANCAR Aset pajak tangguhan Aset minyak dan gas bumi, bersih PPN yang dapat ditagihkan kembali Aset lain-lain

3,906,299 130,154 1,637

158,411 2,918,606 113,549 1,051

NON-CURRENT ASSETS Deferred tax assets Oil and gas properties, net Reimbursable VAT 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 Utang usaha Utang pajak Utang lain-lain Biaya yang masih harus dibayar

437,888 55,745 5,537 2,144

317,864 57,919 5,126 149

CURRENT LIABILITIES Trade payables Taxes payable Other payables Accrued expenses

JUMLAH LIABILITAS LANCAR

501,314

381,058

TOTAL CURRENT LIABILITIES

4,084,964 479,121

3,960,610 -

6,206 5,217

4,178 1,312

NON-CURRENT LIABILITIES Amount due to related party Deferred tax liabilities Provision for decommissioning and site restoration 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

LIABILITAS TIDAK LANCAR Utang pihak berelasi Kewajiban pajak tangguhan Provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset Provisi imbalan kerja

EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL) Modal saham Modal dasar - 2.000 saham Rp1.000.000 per saham (nilai penuh) Modal ditempatkan dan disetor - 500 saham Laba ditahan/(akumulasi kerugian) JUMLAH EKUITAS/ (DEFISENSI MODAL) JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS/(DEFISIENSI MODAL)

571,723

(138,836)

EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY) Share capital Authorised - 2,000 shares at par value of Rp1,000,000 (full amount) per share Issued and paid-up capital - 500 shares Retained earnings/ (accumulated losses)

572,223

(138,336)

TOTAL EQUITY/ (CAPITAL DEFICIENCY)

500

5,649,045

500

4,208,822

TOTAL LIABILITIES AND EQUITY/(CAPITAL DEFICIENCY)


235


PERUBAHAN (lanjutan)

MATA

UANG


PELAPORAN

5. CHANGE IN REPORTING CURRENCY (continued)

Berikut ini adalah laporan laba rugi komprehensif untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2011 yang disajikan dalam mata uang Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali dinyatakan lain).

The following is the statement of comprehensive income for the year ended 31 December 2011 presented in Indonesian Rupiah (expressed in millions of Rupiah, unless otherwise stated). 2011

PENDAPATAN USAHA BEBAN USAHA Beban eksplorasi Beban produksi Beban umum dan administrasi Beban penyusutan, deplesi dan amortisasi TOTAL BEBAN USAHA LABA USAHA

1,972,843

(80,475)

OPERATING EXPENSES Exploration expenses Production expenses General and administration expenses Depreciation, depletion and amortisation expense

(569,145)

TOTAL OPERATING EXPENSES

(64,141) (201,617) (222,912)

1,403,698

OPERATING INCOME

(BEBAN)/PENDAPATAN LAIN-LAIN (Kerugian)/keuntungan selisih kurs, bersih Beban keuangan dan akresi Pendapatan lain-lain, bersih

(480) (66,823) 35,364

OTHER (EXPENSES)/INCOME Foreign exchange (loss)/gain, net Interest and accretion expenses Other income, net

JUMLAH BEBAN LAIN-LAIN

(31,939)

TOTAL OTHER EXPENSES

LABA SEBELUM PAJAK PENGHASILAN BEBAN PAJAK PENGHASILAN LABA BERSIH PENDAPATAN KOMPREHENSIF LAIN JUMLAH PENDAPATAN KOMPREHENSIF

1,371,759 (661,200)

Arus kas dari aktivitas operasi Arus kas dari aktivitas investasi Arus kas dari aktivitas pendanaan Kenaikan bersih kas dan setara kas Efek perubahan nilai kurs pada kas dan setara kas Saldo kas dan setara kas pada awal tahun Saldo kas dan setara kas pada akhir tahun


PROFIT BEFORE INCOME TAX INCOME TAX EXPENSES

710,559

NET INCOME

-

OTHER COMPREHENSIVE INCOME

710,559

TOTAL COMPREHENSIVE INCOME

Laporan arus kas

236

REVENUES

Statement of cash flows 1,779,924 (1,067,526) (707,629)

Cash flows from operating activities Cash flows from investing activities Cash flows from financing activities

4,769

Net increase in cash and cash equivalents

125

Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents

6,935

Cash and cash equivalents at the beginning of the year

11,829

Cash and cash equivalents at the end of the year



PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASI LAPORAN KEUANGAN

6. RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF FINANCIAL STATEMENTS

Sebagai bagian dari proses penyusunan laporan keuangan Perusahaan pada tanggal dan untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2012, manajemen Perusahaan telah mempertimbangkan kembali penafsiran terhadap fakta-fakta dan keadaan serta prinsip akuntansi yang sesuai dan menetapkan bahwa laporan keuangan periode sebelumnya perlu disesuaikan untuk hal-hal sebagai berikut:

As part of the process of preparation of the Company’s financial statements as at and for the year ended 31 December 2012, the Company’s management reconsidered the interpretation of the facts and circumstances and the applicable accounting treatment for certain items and determined that certain adjustments to prior period financial statements were required, as follows:

1.

1.

Kapitalisasi aset minyak dan gas bumi

Management made evaluations of oil and gas properties account in relation to the Cepu Block PSC operations. Upon review of the Joint Interest Statements issued by the Operator, management realised there has been an over-capitalisation of oil and gas properties in 2008. As such, management had adjusted the over-capitalised oil and gas properties, that should have been expensed in 2008, to the opening retained earnings as at 1 January 2011.

Manajemen melakukan evaluasi akun aset minyak dan gas bumi sehubungan dengan operasi di KBH Blok Cepu. Berdasarkan informasi dalam Joint Interest Statements yang diterbitkan oleh Operator, manajemen menyadari adanya kelebihan kapitalisasi pada aset minyak dan gas bumi tahun 2008. Dengan demikian, manajemen telah melakukan penyesuaian atas kelebihan kapitalisasi aset minyak dan gas bumi yang seharusnya dibiayakan tahun 2008, ke saldo awal laba ditahan tanggal 1 Januari 2011. 2.

2.

Reklasifikasi

Capitalisation of oil and gas properties

Reclassification

Mulai dari 1 Januari 2011, Perusahaan telah mereklasifikasi penyajian biaya yang masih harus dibayar dan utang lain-lain dari akun utang usaha dan utang pihak berelasi untuk menghasilkan penyajian yang lebih tepat sesuai sifat dari saldo yang dimaksud.

Effective from 1 January 2011, the Company reclassified the presentation of accrued expenses and others payables from trade payables and amount due to related party accounts to provide more proper presentation according to the nature of the balances.

Laporan keuangan Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2011 telah disajikan kembali sebagai berikut:

The financial statements of the Company as at 31 December 2011 have been restated as follows:

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam jutaan Rupiah/Before restatement and reclassification in million of Rupiah

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/ Before restatement and reclassification in US dollar

Penyajian kembali dan reklasifikasi/ Restatement and reclassification

Setelah penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/ After restatement and reclassification in US dollar

Laporan posisi keuangan Aset Aset minyak dan gas bumi Kewajiban Utang usaha Utang lain-lain Biaya yang masih harus dibayar Utang pihak berelasi Kewajiban pajak tangguhan Laba ditahan Laporan laba rugi komprehensif Beban penyusutan, deplesi dan amortisasi Beban pajak penghasilan

Statement of financial position 3,906,299

Assets Oil and gas properties

419,613,852

(18,672,362)

400,941,490

(437,888) (5,537)

(48,289,409) (610,618)

21,507,943 (8,301)

(26,781,466) (618,919)

Liabilities Trade payables Other payables

(2,144) (4,084,964)

(236,430) (450,481,283)

(21,507,943) 8,301

(21,744,373) (450,472,982)

Accrued expenses Amount due to related party

(479,121) (571,723)

(52,166,386) (52,963,835)

3,509,598 15,162,764

(48,656,788) (37,801,071)

Deferred tax liabilities Retained earnings

(9,747,402) (74,410,220)

Statements of comprehensive income Depreciation, depletion and amortisation expenses Income tax expenses

(80,475) (661,200)

(8,874,517) (73,222,318)

(872,885) (1,187,902)


237



PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASI LAPORAN KEUANGAN (lanjutan)

6. RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF FINANCIAL STATEMENTS (continued)

Laporan keuangan Perusahaan pada tanggal 1 Januari 2011 telah disajikan kembali sebagai berikut:

The financial statements of the Company as at 1 January 2011 have been restated as follows:

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam jutaan Rupiah/Before restatement and reclassification in million of Rupiah

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/ Before restatement and reclassification in US dollar

Penyajian kembali dan reklasifikasi/ Restatement and reclassification

Setelah penyajian kembali dan reklasifikasi/ dalam Dolar AS/ After restatement and reclassification in US dollar

Laporan posisi keuangan Aset Aset minyak dan gas bumi Aset pajak tangguhan Kewajiban Utang usaha Biaya yang masih harus dibayar Laba ditahan

Statement of financial position 2,918,606 158,411 (317,864) (149) 138,836

308,877,050 18,446,744

(19,066,832) 4,696,452

(35,353,595) (16,596) 30,632,899

24,994,145 (24,994,145) 14,370,380

7. KAS DAN SETARA KAS

Kas - Rupiah

Liabilities Trade payables Accrued expenses Retained earnings

(10,359,450) (25,010,741) 45,003,279

7. CASH AND CASH EQUIVALENTS 31 Desember/ December 2012

31 Desember/ December 2011*

20,371

10,209

1 Januari/ January 2011* 8,164

Cash on hand - Rupiah

Bank: PT Bank Mandiri (Persero) Tbk - Rekening Rupiah - Rekening Dolar AS

1,096,996 57,175,740

167,682 402,443

197,724 90,807

Bank: PT Bank Mandiri (Persero) Tbk Rupiah account US Dollar account -

Jumlah

58,293,107

580,334

296,695

Total

Deposito berjangka: PT Bank Mandiri (Persero) Tbk - Rupiah Jumlah

1,181,322

724,109

474,630

Time deposit: PT Bank Mandiri (Persero) Tbk - Rupiah

59,474,429

1,304,443

771,325

Total

The annual interest rate on time deposit during 2012 and 2011 was as folows:

Tingkat bunga per tahun untuk deposito berjangka pada tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

Rekening Rupiah




5.50% - 6.00%

6.50% - 7.00%

6.75% - 7.00%

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk adalah entitas berelasi dengan Pemerintah. Lihat Catatan 22f untuk rincian transaksi dan saldo dengan pihak yang berelasi.


238

Assets Oil and gas properties Deferred tax assets

289,810,218 23,143,196


Rupiah account

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk is a Governmentrelated entity. Refer to Note 22f for details of related party transactions and balances.




8. PIUTANG USAHA

8.

TRADE RECEIVABLES




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 bagian Perusahaan atas penjualan minyak ke konsumen, bagian atas DMO, dan penggantian biaya ke MCL. Penjualan minyak dilakukan oleh MCL mewakili para Kontraktor.

The trade receivables balance represents the Company’s share of oil sales to customers, portion of DMO, and reimbursement expense to MCL. The oil sales were made by MCL on behalf of the Contractors.

Karena jatuh temponya yang pendek, jumlah tercatat piutang usaha kurang lebih sama dengan nilai wajarnya.

Due to the short-term nature of trade receivables, their carrying amount approximates their fair values.

Seluruh saldo piutang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai.

All the balances are not yet past due nor impaired.

9. PIUTANG LAIN-LAIN

9.

OTHER RECEIVABLES




Pihak yang berelasi (Catatan 22a) Piutang karyawan

445,429 40,827

164,319,879 26,555

96,611,398 100,118

Related parties (Notes 22a) Employee receivables

Jumlah

486,256

164,346,434

96,711,516

Total

Piutang lain-lain terdiri dari saldo setoran dana kepada Pertamina atas hasil penjualan minyak, pembiayaan yang dilakukan oleh Perusahaan untuk kepentingan pihak lain serta tagihan atas penggunaan aset Perusahaan.

Other receivables represent transfer of cash to Pertamina for the proceeds of oil sales, payments made by the Company on behalf of other parties and charges to other parties for use of the Company’s assets.

Pada tanggal 30 September 2012, Perusahaan telah melakukan penyelesaian saldo utang ke Pertamina melalui offsetting dengan piutang lain-lain dari Pertamina (Catatan 22a).

On 30 September 2012, the Company settled its liabilities to Pertamina by way of offsetting them against the Company’s other receivables from Pertamina (Notes 22a).

Karena jatuh temponya yang pendek, jumlah tercatat piutang lain-lain kurang lebih sama dengan nilai wajarnya.

Due to the short-term nature of other receivables, their carrying amount approximates their fair values.

Seluruh saldo piutang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai.

All the balances are not yet past due nor impaired.



239



10. PERSEDIAAN

10. 31 Desember/ December 2012


7,549,256

4,636,083

Material umum

INVENTORIES 1 Januari/ January 2011* 4,188,323

General material

Persediaan merupakan bagian Perusahaan atas persediaan sehubungan dengan operasi di KBH Blok Cepu berdasarkan informasi dalam Joint Interest Statements yang diterbitkan oleh Operator.

Inventories represent the Company’s share of inventories in relation to the Cepu Block PSC operations based on information in the Joint Interest Statements issued by the Operator.

Pada tanggal 31 Desember 2012, persediaan telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran, pencurian, dan risiko lain yang mungkin terjadi (Catatan 11). Manajemen berpendapat bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari persediaan yang diasuransikan.

As at 31 December 2012, inventories were insured against fire, theft, and other possible risks (Note 11). Management believes that the insurance coverage amount is adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the insured inventories.

Manajemen berkeyakinan bahwa seluruh persediaan tersebut dapat dipakai, sehingga penyisihan untuk persediaan usang dan lambat bergerak yang tidak dapat dipakai tidak diperlukan.

Management believes that the inventories are useable and hence no allowance for obsolete and slow-moving inventories is required.

11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI

11.

OIL AND GAS PROPERTIES

2012

Saldo awal/ Beginning balance

Penambahan/ Additions

Saldo akhir/ Ending balance

Reklasifikasi/ Reclassifications

Nilai perolehan

Acquisition costs

Sumur Harta bergerak

400,867,713 18,713,593

17,564,074 365,715

55,076,579 -

473,508,366 19,079,308

Wells Moveable equipment

Sub-jumlah

419,581,306

17,929,789

55,076,579

492,587,674

Sub-total

-

55,076,579 188,908,670

(55,076,579) -

188,908,670

Assets under construction Production well Production facilities -

419,581,306

261,915,038

681,496,344

Total acquisition costs

Aset dalam penyelesaian - Sumur produksi - Fasilitas produksi Jumlah nilai perolehan

-

Akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi

Accumulated depreciation, depletion and amortisation


(17,762,348) (877,468)

(11,079,158) (1,378,963)

-

(28,841,506) (2,256,431)


Jumlah akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi

(18,639,816)

(12,458,121)

-

(31,097,937)

Total accumulated depreciation, depletion and amortisation

Nilai buku bersih

400,941,490


240


650,398,407

Net book value




11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) Saldo awal/ Beginning balance

11.

OIL AND GAS PROPERTIES (continued)

2011* Penambahan/ Additions

Saldo akhir/ Ending balance

Reklasifikasi/ Reclassifications

Nilai perolehan

Acquisition costs


280,553,861 18,148,771

120,313,852 564,822

-

400,867,713 18,713,593


Jumlah nilai perolehan

298,702,632

120,878,674

-

419,581,306

Total acquisition costs

Akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi

Accumulated depreciation, depletion and amortisation


(8,438,669) (453,745)

(9,323,679) (423,723)

-

(17,762,348) (877,468)


Jumlah akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi

(8,892,414)

(9,747,402)

-

(18,639,816)

Total accumulated depreciation, depletion and amortisation

Nilai buku bersih

400,941,490

289,810,218

Net book value

Biaya penyusutan sebesar AS$12.458.121 (2011: AS$9.747.402) dibebankan sebagai biaya produksi.

Depreciation expenses (2011: US$9,747,402) production expenses.

Pada tanggal 31 Desember 2012 penambahan sumur sebesar AS$2.893.102 (31 Desember 2012: AS$205.012 dan 1 Januari 2011: $48.142) merupakan kapitalisasi biaya pembongkaran dan restorasi (Catatan 16).

As at 31 December 2012, the addition to the wells amounting to US$2,893,102 (31 December 2011: US$205,012 and 1 January 2011: US$48,142) was related to capitalisation of the decommissioning and site restoration (Note 16).

Pada tanggal 31 Desember 2012, penambahan sumur sebesar AS$15.041.050 (31 Desember 2011: nihil dan 1 Januari 2011: nihil) merupakan kapitalisasi biaya bunga yang dibebankan oleh Pertamina.

As at 31 December 2012, the addition to the wells amounting to US$15,041,050 (31 December 2011: nil and 1 January 2011: nil) was related to capitalisation of interest expenses charged by Pertamina.

Aset minyak dan gas bumi, serta persediaan mencerminkan participating interest Perusahaan dalam aset minyak dan gas bumi serta persediaan yang diakui pada laporan keuangan Operator.

Oil and gas properties as well as inventories reflect the Company’s participating interest in the oil and gas properties and inventories recognised in the Operator’s financial statements.

Aset minyak dan gas bumi, serta persediaan KBH Cepu diasuransikan kepada beberapa perusahaan asuransi dengan nilai pertanggungan sebagai berikut: - Nilai pertanggungan asuransi atas risiko bencana alam sebesar AS$180.000.000 yang mencakup pertanggungan seluruh aset onshore yang dimiliki oleh Kontraktor meliputi persediaan, fasilitas produksi, terminal minyak dan gas, stasiun pengumpul dan blok, pompa, booster dan stasiun kompresor, minyak mentah, gas bumi, produk-produk minyak mentah dan gas bumi yang disimpan dalam tangki-tangki penyimpanan dan persediaan bahan-bahan lainnya. - Nilai pertanggungan asuransi sebesar AS$15.750.000 untuk setiap peristiwa sumur onshore dan sumur kerja ulang pindah lapisan yang tidak terkendali (blowout). - Nilai pertanggungan asuransi sebesar AS$2.920.960 mencakup pertanggungan untuk persediaan KBH Cepu.

Oil and gas properties and inventories of Cepu PSC are insured with insurance companies involving coverage amounts as follows:


of US$12,458,121 were charged to

-

Natural disaster insurance coverage of US$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, stocks of crude oil, natural gas, oil and gas products contained in storage tanks and stocks of other materials.

-

Insurance coverage of US$15,750,000 for individual incidents involving blowouts of onshore and workover drilling activities.

-

Insurance coverage of US$2,920,960 involving insurance of the Cepu PSC inventories. * As restated (refer to Notes 5 and 6) PT Pertamina EP Cepu 2012 Laporan Tahunan • Annual Report

241



11. ASET MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan)

11.

Management believes that the insurance coverage amount is adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the risks insured.

Manajemen berkeyakinan bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari risiko yang diasuransikan. 12. UTANG USAHA

12.

TRADE PAYABLES



MCL Lain-lain

48,678,020 349,660

26,327,091 454,375

10,359,450 -

MCL Others

Jumlah

49,027,680

26,781,466

10,359,450

Total

Utang kepada MCL merupakan hutang cash call untuk kepentingan pembiayaan operasi di KBH Blok Cepu. 13. UTANG LAIN-LAIN


Payables to MCL represent cash call payables to finance the Cepu Block PSC operations.

13.

OTHER PAYABLES



Pihak yang berelasi (Catatan 22b) Piutang pihak ketiga

12,937,797 1,008,571

8,301 610,618

570,123

Related parties (Notes 22b) Third party receivables

Jumlah

13,946,368

618,919

570,123

Total

14. PERPAJAKAN a.


14. TAXATION

PPN yang dapat ditagihkan kembali

PPN yang dapat ditagihkan kembali

a. Reimbursable VAT



31,828,026

14,997,543

1 Januari/ January 2011* 12,629,213

Reimbursable VAT

PPN yang dapat ditagihkan kembali dari SKK MIGAS merupakan bagian Perusahaan atas PPN yang dibayar oleh Kontraktor sehubungan dengan pembelian persediaan, peralatan dan perlengkapan yang berkaitan dengan kegiatan operasi KBH.

The reimbursable VAT by SKK MIGAS represents the Company’s portion of VAT paid by the Contractor in relation to purchase of materials, equipment and services involving the PSC operations.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap status PPN yang dapat ditagihkan kembali pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, dan 1 Januari 2011 manajemen berkeyakinan bahwa tidak diperlukan penyisihan piutang ragu-ragu untuk menutup kemungkinan kerugian dari tidak tertagihnya PPN dari SKK MIGAS tersebut.

Based on the review of the status of reimbursable VAT by SKK MIGAS as at 31 December 2012 and 2011, and 1 January 2011 management is of the opinion that no allowance for reimbursable VAT is required to cover possible losses on uncollectible reimbursable VAT by SKK MIGAS.


242

OIL AND GAS PROPERTIES (continued)





14. PERPAJAKAN (lanjutan) b.

c.

14. TAXATION (continued)

Utang pajak

b. Taxes payable 31 Desember/ December 2012


PPN Pajak penghasilan: - Pasal 29 - Pasal 21 - Pasal 4 (2) - Pasal 23

23,893

52,919

-

3,731,758 429,567 306 5,729

5,747,979 325,623 10,892 10,070

6,107,735 333,530 630

VAT Income tax: Article 29 Article 21 Article 4 (2) Article 23 -

Jumlah

4,191,253

6,147,483

6,441,895

Total

Beban pajak penghasilan

c. Income tax expense 2012

d.


2011*

Kini (Catatan 14d) Tangguhan (Catatan 14e)

(28,499,188) (2,704,064)

(2,610,236) (71,799,984)

Current (Note 14d) Deferred (Note 14e)

Bersih

(31,203,252)

(74,410,220)

Net

Pajak kini

d. Current income tax The reconciliation between income before income tax as shown in the statements of income and income before income tax from Cooperation Contract activities for the years ended December 31, 2012 and 2011 were as follows:

Rekonsiliasi antara laba sebelum pajak penghasilan menurut laporan laba rugi dengan laba sebelum pajak penghasilan dari kegiatan usaha KKS untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut: 2012 Laba sebelum pajak penghasilan menurut laporan laba rugi

2011*

59,064,385

157,214,570

Ditambah/(dikurangi): Beda temporer: Provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset Provisi imbalan kerja Penyusutan, deplesi dan amortisasi aset minyak dan gas bumi Sub-jumlah beda temporer Beda tetap: Pendapatan bunga yang sudah terkena pajak penghasilan final Selisih kurs Beban bunga

Income before income tax as shown in the statements of income Add/(less):

3,089,323 2,075,350

219,739 (430,454)

(11,310,272)

(21,530,386)

(6,145,599)

(21,741,101)

Temporary differences: Provision for decommissioning and site restoration Provision for employee benefits Depreciation, depletion and amortisation of oil and gas assets Sub-total temporary differences

(77,946) (1,542,702) 4,581,572

(55,193) 223,051 7,389,866

8,891,172

(2,892,975) 7,234,819

Permanent differences: Interest income subject to final tax Foreign exchange differences Interest expense Correction on tax payable at beginning of the year 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

Koreksi atas utang pajak awal tahun Lain-lain

Rugi fiskal awal tahun

-

(141,440,683)

Tax losses carried forward at beginning of year

Laba kena pajak/(rugi fiskal akhir tahun)

64,770,882

5,932,354

Taxable income/(tax losses carried forward at end of year)

Beban pajak penghasilan kini

28,499,188

2,610,236

Current income tax expense



243



14. PERPAJAKAN (lanjutan) d.


Pajak kini (lanjutan)

d. Current income tax (continued) The reconciliation between income tax expense and the the theoretical tax amount on the Company’s profit before income tax using currently enacted tax rates is as follows:

Rekonsiliasi antara beban pajak penghasilan dengan hasil perkalian laba akuntasi sebelum pajak penghasilan dan tarif pajak yang berlaku adalah sebagai berikut: 2012 Laba sebelum pajak penghasilan

59,064,385

Pajak dihitung dengan tarif pajak yang berlaku (dengan tarif 44%) Pendapatan bunga Selisih kurs Beban bunga Koreksi atas utang pajak awal tahun Lain-lain Beban pajak penghasilan

e.

2011* 157,214,570

25,988,330 (34,296) (678,789) 2,015,892

69,174,411 (24,285) 98,143 3,251,541

3,912,115

(1,272,909) 3,183,319

Income tax calculated at applicable tax rate (at rate 44%) Interest income Foreign exchange differences Interest expense Correction on tax payable at beginning of the year Others

31,203,252

74,410,220

Income tax expense

Pajak tangguhan

e. Deferred tax The details of deferred tax assets and liabilities as at 31 December 2012 and 2011, and the deferred tax expenses for the year ended are as follows:

Aset dan kewajiban pajak tangguhan Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, dan beban pajak tangguhan tahun berjalan adalah sebagai berikut: Saldo awal/ Beginning balance 1 Januari/ January 2012* Aset/(kewajiban) pajak tangguhan: Provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset Provisi imbalan kerja karyawan perbantuan dari Pertamina dan karyawan Perusahaan Sub-jumlah aset pajak tangguhan

301,135

Mutasi/ Movement

1,359,302

Saldo akhir/ Ending balance 31 Desember/ December 2012

1,660,437

Deferred tax assets/(liabilities): Provision for decommissioning and site restoration

253,153

913,155

1,166,308

Provision for employee benefits obligations for seconded employees from Pertamina and direct hire employees

554,288

2,272,457

2,826,745

Sub-total deferred tax assets

Kewajiban pajak tangguhan: Aset minyak dan gas bumi

(49,211,076)

(4,976,521)

(54,187,597)

Deferred tax liabilities: Oil and gas properties

Sub-jumlah kewajiban pajak tangguhan

(49,211,076)

(4,976,521)

(54,187,597)

Sub-total deferred tax liabilities

Beban pajak tangguhan Kewajiban pajak tangguhan, bersih


244

Income before income tax


(2,704,064) (48,656,788)

Deferred tax expense (51,360,852)

Deferred tax liabilities, net




14. PERPAJAKAN (lanjutan) e.


Pajak tangguhan (lanjutan)

e. Deferred tax (continued) Saldo awal/ Beginning balance 1 Januari/ January 2011*

Aset/(kewajiban) pajak tangguhan: Biaya yang belum dipulihkan Provisi untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset Provisi imbalan kerja

Mutasi/ Movement

62,233,900

(62,233,900)

-

204,450 442,577

96,685 (189,424)

301,135 253,153

Deferred tax assets/(liabilities): Unrecovered costs Provision for decommissioning and site restoration Provision for employee benefits

62,880,927

(62,326,643)

554,288

Sub-total deferred tax assets

Kewajiban pajak tangguhan: Aset minyak dan gas bumi

(39,737,731)

(9,473,341)

(49,211,076)

Deferred tax liabilities: Oil and gas properties

Sub-jumlah kewajiban pajak tangguhan

(39,737,731)

(9,473,341)

(49,211,076)

Sub-total deferred tax liabilities

Sub-jumlah aset pajak tangguhan

Beban pajak tangguhan

(71,799,984)

Aset/(kewajiban) pajak tangguhan, bersih

Deferred tax expense

23,143,196


f.

Saldo akhir/ Ending balance 31 Desember/ December 2011*

(48,656,788)


Deferred tax assets/(liabilities), net


Pajak tangguhan: - Pajak tangguhan yang akan dipulihkan dalam 12 bulan - Pajak tangguhan yang akan dipulihkan setelah 12 bulan

(2,402,523)

(2,704,064)

23,143,196

(48,958,329)

(45,952,724)

-

Deferred tax: Deferred tax to be recovered within 12 months Deferred tax to be recovered after more than 12 months

Pajak tangguhan, bersih

(51,360,852)

(48,656,788)

23,143,196

Deferred tax, net

Administrasi pajak di Indonesia Undang-undang Perpajakan yang berlaku di Indonesia mengatur bahwa Perusahaan menghitung, menetapkan dan membayar sendiri besarnya jumlah pajak yang terutang. Berdasarkan peraturan perundang-undangan yang berlaku, Direktur Jenderal Pajak dapat menetapkan atau mengubah jumlah pajak terutang dalam jangka waktu tertentu. Untuk tahun pajak 2007 dan sebelumnya, jangka waktu tersebut adalah sepuluh tahun sejak saat terutangnya pajak tetapi tidak lebih dari tahun 2013, sedangkan untuk tahun pajak 2008 dan seterusnya, jangka waktunya adalah lima tahun sejak saat terutangnya pajak.


f. Tax administration in Indonesia The taxation laws of Indonesia require that the Company submits its tax returns on the basis of self asessment. Under prevailing regulations the Director General of Tax may assess or amend taxes within a certain period. For the fiscal years of 2007 and before, this period is within ten years of the time the tax become due, but not later than 2013, while for the fiscal years of 2008 and onwards, the period is within five years of the time the tax becomes due.



245



15. BIAYA YANG MASIH HARUS DIBAYAR

15.



Pemasok dan kontraktor Bonus dan insentif Lain-lain

39,695,894 901,811 87,040

21,744,373 -

24,994,145 16,596

Suppliers and contractors Bonuses and incentives Others

Jumlah

40,684,745

21,744,373

25,010,741

Total

16. PROVISI BIAYA PEMBONGKARAN RESTORASI LOKASI ASET

DAN

Mutasi kewajiban biaya pembongkaran restorasi lokasi adalah sebagai berikut:


Accrued expenses to suppliers and contractors represent the Company’s share of accruals in relation to the Cepu Block PSC operations based on information in the Joint Interest Statements issued by the operator.

Biaya yang masih harus dibayar kepada pemasok dan kontraktor merupakan bagian Perusahaan atas akrual sehubungan dengan kegiatan di KBH Blok Cepu berdasarkan informasi dalam Joint Interest Statements yang diterbitkan oleh operator. 16.

PROVISION FOR DECOMMISIONING AND SITE RESTORATION The movements in the provision for decommisioning and site restoration costs are as follows:

dan



Saldo awal Penambahan Beban akresi (Catatan 21)

684,398 2,893,102 196,221

464,659 205,012 14,727

410,114 48,142 6,403

Beginning balance Additions Accretion expense (Note 21)

Saldo akhir

3,773,721

684,398

464,659

Ending balance

17. MODAL SAHAM

17.

Lembar/Shares


SHARE CAPITAL As at 31 December 2012 and 2011, and 1 January 2011 the Company’s issued and paid-up capital position was as follows:

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, dan 1 Januari 2011 jumlah modal ditempatkan dan disetor oleh Perusahaan adalah sebagai berikut:

Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership

Nilai Saham/ Share Value

Pertamina Koperasi Energy Indonesia (“KEI”)

495 5

48,482 490

99 1

Pertamina Koperasi Energy Indonesia (“KEI”)

Jumlah

500

48,972

100

Total

Saham biasa memberikan hak kepada pemegangnya untuk memperoleh dividen dan hasil dari pembubaran perusahaan sesuai dengan proporsi jumlah dan jumlah yang dibayarkan atas saham yang dimiliki.


246

ACCRUED EXPENSES


Ordinary shares entitle the holder to participate in dividends and the proceeds on winding up of the Company in proportion to the number of and amounts paid on the shares held.




18. CADANGAN UMUM

18. GENERAL RESERVE

Undang-undang Perseroan Terbatas Republik Indonesia No. 1/1995 yang diterbitkan di bulan Maret 1995, dan telah diubah dengan Undangundang No. 40/2007 yang diterbitkan pada bulan Agustus 2007, mengharuskan pembentukan cadangan umum dari laba bersih sejumlah minimal 20% dari jumlah modal yang ditempatkan dan disetor penuh. Tidak ada batasan waktu untuk membentuk cadangan tersebut. 19. PENDAPATAN USAHA

19. REVENUES 2012

Penjualan minyak mentah Tahun 2012 Tahun 2011-revisi DMO fee Tahun 2012 Tahun 2011-revisi Jumlah

135,474,630 2,123,446 6,482,839 (198,055) 143,882,860

20. BEBAN USAHA a.

Beban eksplorasi

5,932,352 -

Crude oil sales Year 2012 Year 2011-revision DMO fees Year 2012 Year 2011-revision

226,304,924

Total

220,372,572 -

a. Exploration expenses 2011*

Umum dan administrasi Geologi dan geofisika Seismik dan survei

(12,187,449) (182,184) (4,751)

(6,810,420) (495,762) -

General and administration Geological and geophysical Seismic and survey

Jumlah

(12,374,384)

(7,306,182)

Total

Beban produksi

b. Production expenses 2012

c.

2011*

20. OPERATING EXPENSES

2012

b.

The Limited Liability Company Law of the Republic of Indonesia No. 1/1995 introduced in March 1995, and amended by Law No. 40/2007, issued in August 2007, requires the establishment of a general reserve from net income amounting to at least 20% of a company’s issued and paid up capital. There is no time limit on the establishment of the reserve.

2011*

Material Beban penyusutan, deplesi dan amortisasi (Catatan 11) Gaji, upah dan tunjangan Lain-lain

(18,139,989)

(16,685,249)

(12,458,121) (6,807,391) (141,121)

(9,747,402) (5,806,199) (486,693)

Materials Depreciation, depletion and amortisation expenses (Note 11) Salaries, wages and allowances Others

Jumlah

(37,546,622)

(32,725,543)

Total

Beban umum dan administrasi

c. General and administration expenses 2012

2011*

Gaji, upah dan tunjangan Jasa umum Beban perlengkapan Jasa profesional Sewa Lain-lain

(24,008,926) (2,731,027) (1,848,543) (1,464,138) (1,009,597) (2,997,877)

(14,284,217) (6,838,359) (254,077) (1,214,998) (1,944,155) (895,099)

Salaries, wages and allowances General services Supplies Professional fees Rents expense Others

Jumlah

(34,060,108)

(25,430,905)

Total




247



20. BEBAN USAHA (lanjutan) d.

20. OPERATING EXPENSES (continued)

Pendapatan lain-lain, bersih

d. Other income, net 2012

2011*

Pendapatan jasa manajemen Kerugian (keuntungan) selisih kurs, bersih Pendapatan operasi bersama (KSO) Penyesuaian terkait signature bonus Lain-lain

1,738,032

600,000

1,542,702 360,000

(223,051) 360,000

25,531

2,970,000 -

Management fees Foreign exchange (loss)/gain, net Joint operation (KSO) income Adjustment related to signature bonus Others

Jumlah

3,666,265

3,706,949

Total

21. BEBAN KEUANGAN

21. FINANCE COSTS 2012

2011*

Beban bunga - proyek Beban akresi (Catatan 16)

(4,385,251) (196,221)

(7,375,139) (14,727)

Financial costs - projects Accretion expense (Note 16)

Jumlah

(4,581,472)

(7,389,866)

Total

Financial costs in relation to projects represents interest charged by Pertamina in relation to loans obtained by Pertamina from third parties used for oil and gas development and production projects in the Cepu Block PSC.

Beban bunga atas proyek merupakan biaya bunga yang dibebankan oleh Pertamina atas pinjaman Pertamina dari pihak ketiga untuk proyek pengembangan dan produksi minyak dan gas bumi di KBH Blok Cepu. 22. SALDO DAN TRANSAKSI YANG BERELASI

DENGAN PIHAK

22. RELATED PARTY TRANSACTIONS




59,454,058 445,429

1,294,234 164,319,879

763,161 96,611,398

59,899,487

165,614,113

97,374,559

8%

28%

22%

As a percentage of total assets

12,937,797

8,301

-

-

450,472,982

440,508,279

548,265,655

-

-

Other payables (Note 22b) Amount due to related party (Note 22c) Shareholder loan (Note 22d)

561,203,452

450,481,283

440,508,279

79%

81%

91%

Kas dan setara kas (Catatan 7) Piutang lain-lain (Catatan 22a)

Persentase terhadap jumlah aset Utang lain-lain (Catatan 22b) Utang pihak berelasi (Catatan 22c) Pinjaman pemegang saham (Catatan 22d)

Persentase terhadap jumlah liabilitas

a.

Piutang lain-lain

AND

Cash and cash equivalents (Note 7) Other receivables (Note 22a)

As a percentage of total liabilities

a. Other receivables 31 Desember/ December 2012


Pertamina PT Pertamina Hulu Energi

445,429 -

164,313,762 6,117

96,605,229 6,169

Pertamina PT Pertamina Hulu Energi

Jumlah

445,429

164,319,879

96,611,398

Total


248

BALANCES






22. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) b.

22. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued)

Utang lain-lain

AND

b. Other payables 31 Desember/ December 2012


Pertamina PT Pertamina Hulu Energi PT Pertamina Bina Medika PT Patra Jasa PT Pertamina EP PT Pertamina Dana Ventura

12,779,211 51,882 50,845 45,512 10,347 -

3,876 608 3,817

-

Pertamina PT Pertamina Hulu Energi PT Pertamina Bina Medika PT Patra Jasa PT Pertamina EP PT Pertamina Dana Ventura

Jumlah

12,937,797

8,301

-

Total

c. Utang pihak berelasi

c. Amounts due to related party 31 Desember/ December 2012


Pinjaman jangka panjang dan cash calls 548,265,655 Pembebanan biaya imbalan kerja karyawan perbantuan Pertamina kepada Perusahaan 632,185 Pembebanan bunga oleh Pertamina atas pinjaman Pertamina dari pihak ketiga untuk proyek Blok Cepu 8,716,173 Lain-lain 3,430,853 Dikurangi: Konversi menjadi pinjaman pemegang saham Bagian lancar



425,301,120

414,582,138

Long-term loan and cash calls Seconded employee benefits expenses charged by Pertamina 859,971 to the Company Interest expense charged by Pertamina in relation to Pertamina’s loans from third parties 24,754,866 utilised for Cepu Block project 311,304 Others

378,530

6,904,231 17,889,101

561,044,866

450,472,982

440,508,279

(548,265,655)

-

-

Less: Converted into shareholder loan

12,779,211 (12,779,211)

450,472,982 -

440,508,279 -

Current portion

450,472,982

440,508,279

Non-current portion

Bagian tidak lancar

-

Movements of amounts due to related party from Pertamina are as follows:

Saldo utang pihak berelasi dari Pertamina adalah sebagai berikut: 2012 Saldo awal Pinjaman jangka panjang dan cash calls Pembebanan biaya imbalan kerja karyawan perbantuan Pertamina kepada Perusahaan Pembebanan bunga oleh Pertamina atas pinjaman Pertamina dari pihak ketiga untuk proyek Blok Cepu Lain-lain Offset dengan piutang lain-lain Saldo akhir


2011*

450,472,982 272,595,528

440,508,279 166,775,449

632,185

423,943

19,426,289 22,326,219 (204,408,337)

7,375,139 5,786,283 (170,396,111)

561,044,866

450,472,982

Beginning balance Long-term loan and cash calls Seconded employee benefits expenses charged by Pertamina to the Company Interest expense charged by Pertamina in relation to Pertamina’s loans from third parties utilised for Cepu Block project Others Offset against other receivables Ending balance



249



22. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan)

22. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued)

d. Pinjaman pemegang saham

d. Shareholder loan 31 Desember/ December 2012


548,265,655

-

Pinjaman dari Pertamina

1 Januari/ January 2011* -

e. Kompensasi kepada manajemen kunci

e. Compensation to key management Key management includes the Board of Commissioners and Board of Directors. The compensation paid to key management for employee services is as follows:

Manajemen kunci termasuk Dewan Komisaris dan Dewan Direksi. Kompensasi yang dibayar untuk manajemen kunci atas dasar jasa pekerjaan adalah sebagai berikut: 2012 Gaji dan imbalan karyawan jangka pendek

2011*

914,156

714,242

Salaries and other short-term employee benefits

8.5%

15.0%

As a percentage of total salary expenses

Persentase terhadap jumlah beban gaji

f. Sifat hubungan dan transaksi dengan pihak yang berelasi

f. The nature of relationships transactions with related parties

Hubungan dengan pihak yang berelasi/ Relationship with related parties

and

Sifat transaksi/ Nature of transaction

Pertamina

Pemegang saham/ Shareholder

Pinjaman dana dan pegawai yang diperbantukan/ Borrowing of funds and secondment of employee

PT Pertamina Hulu Energi

Entitas sepengendali/ Entity under common control

Penggantian Biaya/ Reimbursement of expense

PT Pertamina EP



PT Pertamina Bina Medika



PT Pertamina Dana Ventura



PT Patra Jasa


Sewa gedung/ Rental building

PT Bank Mandiri (Persero) Tbk

Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities

Penempatan dana/ Placement of funds


250

Loan from Pertamina

On 9 November 2012, the Company and Pertamina signed a Fund Loan Agreement (Perjanjian Pinjaman Dana) for a period of ten years. This loan is intended to finance Banyu Urip project development in the Company. Total loan as at 31 December 2012 was US$548,265,655. This loan is subject to a floating interest rate which is applicable in the market as agreed among the parties. The interest rate applied is 4.70%. The loan principle repayment will start on 30 June 2015 and then take place every six months.

Pada tanggal 9 November 2012, Perusahaan dan Pertamina menandatangani Perjanjian Pinjaman Dana dengan jangka waktu 10 (sepuluh) tahun. Pinjaman ini digunakan untuk mendanai proyek pengembangan Banyu Urip di Perusahaan. Besarnya jumlah pinjaman pada tanggal 31 Desember 2012 adalah sebesar AS$548.265.655. Pinjaman ini dikenakan tingkat bunga mengambang berdasarkan suku bunga pasar yang disepakati kedua belah pihak. Tingkat bunga yang dikenakan adalah sebesar 4,70%. Pembayaran angsuran pokok pinjaman akan dimulai tanggal 30 Juni 2015 dan dilakukan setiap enam bulan.

Pihak yang berelasi/ Related parties

AND



PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/53 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 23. KOMITMEN DAN LIABILITAS KONTIJENSI

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES

a. Perjanjian jual beli minyak mentah Banyu Urip

a. Banyu Urip’s crude oil sale and purchase agreement

Pada tanggal 20 Agustus 2009, para Kontraktor menandatangani Perjanjian Jual Beli minyak mentah Banyu Urip dengan Pertamina. Berdasarkan perjanjian tersebut Kontraktor akan mengirim minyak mentah kepada Pertamina sesuai dengan Kuantiítas Kontrak Harian (“DCQ”) sebesar 10.000 barrel atau Kuantitas Minimum Per Hari (“MDTQ”) sebesar 50% dari DCQ dengan harga yang sama atau lebih tinggi diantara: (i) Harga ekspor minyak mentah Indonesia Free On Board (“FOB”) Banyu Urip setelah dikurangi dengan estimasi biaya pengangkutan; dan (ii) Harga domestik minyak mentah Indonesia FOB Banyu Urip. Perjanjian ini berlaku hingga tahun 20 Agustus 2012 dan diperbaharui melalui Amandemen No. 1 yang terhitung efektif per tanggal 1 Oktober 2012.

On 20 August 2009, the Contractor entered into a Crude Oil Sale and Purchase agreement with Pertamina. In accordance with this agreement, the Contractors are required to deliver Banyu Urip crude oil to Pertamina involving a Daily Contract Quantity (“DCQ”) of 10,000 barrels, or Minimum Daily Take Quantity (“MDTQ”) at 50% of the DCQ on the basis of the following prices, whichever is higher: (i) Indonesia export Crude Price Free On Board (“FOB”) Banyu Urip less the estimated delivery cost; or the (ii) Domestic Banyu Urip Indonesia Crude Price FOB. This agreement is valid until 20 August 2012 was renewed through Amandment No. 1 and shall be effective as at 1 October 2012.

Pada tanggal 31 Agustus 2009, Kontraktor mengadakan perjanjian penjualan dan pembelian minyak mentah dengan PT Tri Wahana Universal. Berdasarkan perjanjian tersebut Kontraktor akan menjual minyak mentah kepada PT Tri Wahana Universal sesuai dengan kontrak tahunan yang sudah disepakati (“ACQ”) dengan harga yang sama atau lebih tinggi diantara: (i) Harga ekspor minyak mentah Indonesia FOB Banyu Urip setelah dikurangi dengan estimasi biaya pengangkutan; dan (ii) Harga domestik minyak mentah Indonesia FOB Banyu Urip. Perjanjian ini berlaku hingga tahun 31 Agustus 2014.

On 31 August 2009, the Contractor entered into a Crude Oil Sale and Purchase agreement with PT Tri Wahana Universal. In accordance with this agreement, the Contractors are required to deliver Banyu Urip crude oil to PT Tri Wahana Universal involving an Annual Contract Quantity (“ACQ”) on the basis of the following prices, whichever is higher: (i) Indonesia export FOB Banyu Urip less the estimated delivery cost; or the (ii) Domestic Banyu Urip Indonesia Crude Price FOB. This agreement is valid until 31 August 2014.

b. Pembangunan sistem saluran pipa minyak Banyu Urip – Mudi

b. Banyu Urip – Mudi oil pipeline system development

Pada tanggal 25 Maret 2008, para Kontraktor mengadakan Perjanjian Kerjasama dengan Konsorsium yang dipimpin oleh PT Geo Link Nusantara untuk pembangunan sistem saluran pipa minyak dari lapangan Banyu Urip ke Central Processing Facilities (“CPF”) Mudi. Pembayaran pembangunan sistem saluran pipa minyak tersebut dilakukan dengan pengenaan toll fee sebesar AS$2,68 (nilai penuh) per barrel atas minyak mentah yang dialirkan selama 33 bulan sejak selesainya pembangunan sistem saluran pipa tersebut.

On 25 March 2008, the Contractors entered into a Partnership Agreement with a Consortium led by PT Geo Link Nusantara for the development of the oil pipeline system from Banyu Urip to the Mudi Central Processing Facilities (“CPF”). The payment for the oil pipeline system development would be made through a toll fee of US$2.68 (full amount) per barrel of oil transported for a period of 33 months upon completion and placement into service of the oil pipeline system.

Selama berlakunya perjanjian tersebut, minyak mentah yang dialirkan melalui sistem pipa minyak tersebut tetap menjadi milik Kontraktor, sedangkan penyaluran dan pengelolaan serta risiko kehilangan minyak diatas 0,5% menjadi tanggung jawab Konsorsium dalam hal terjadi kebocoran dalam sistem. Pada akhir masa perjanjian, seluruh fasilitas tersebut menjadi milik Konsorsium.

During the term of this agreement, the crude oil delivered through such pipeline system remains the properly of the Contractors. The operation and maintenance of such pipeline including oil losses on delivery above 0.5% is the responsibility of the Consortium. At the end of the agreement, all such facilities remain the property of the Consortium.


251

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/54 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 23. KOMITMEN DAN LIABILITAS KONTIJENSI (lanjutan)

23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES (continued)

b. Pembangunan sistem saluran pipa minyak Banyu Urip – Mudi (lanjutan)

b. Banyu Urip – Mudi oil pipeline system development (continued)

Selain oleh Kontraktor, sistem saluran pipa minyak ini dapat digunakan oleh pihak lain dengan pengenaan toll fee yang sama dengan yang dibayarkan oleh Kontraktor.

This pipeline system can be used by other parties with the same toll fee paid by the Contractors.

Pada tanggal 19 April 2011, dilakukan amandemen keempat atas perjanjian diatas berkaitan dengan pembangunan pipa tambahan (looping) dan perubahan toll fee menjadi sebesar AS$2,50 per barel mulai 1 Januari 2011 sampai 10 April 2014 dan AS$2 per barel sesudahnya. Tidak ada Drag Reducer Agent (“DRA”) bila pipa tambahan sudah terpasang. Perubahan ini berlaku efektif sejak tanggal 1 Januari 2011.

On 19 April 2011 the agreement was amended for the fourth time in relation to the constructions of additional pipelines (looping) and changes in toll fees to US$2.50 per barrel from 1 January 2011 to 10 April 2014 and US$2 per barrel thereafter. There will be no additional Drag Reducer Agent (“DRA”) when the pipe is installed. This amendment was effective starting from 1 January 2011.

c. Program Kerja dan Anggaran serta Bonus

c. Work Program and Budget and Bonus

Sesuai KBH, Perusahaan memiliki komitmen untuk program kerja dan anggaran, antara lain:

In accordance with its PSC, the Company has commitments, including:

i) Aktivitas Geologi dan Geofisik (G&G) dengan jumlah anggaran AS$23.983.000 (nilai penuh) untuk 2006 sampai 2012.

i)

ii) Seismik 2D selama 2 tahun pertama KBH.

ii) 2D seismic program during the first two years of the PSC.

iii) Penggalian 4 sumur eksplorasi dengan jumlah anggaran AS$225.065.000 (nilai penuh) untuk tahun 2006 sampai 2012.

iii) Drilling four exploration wells involving a total budget of US$225,065,000 (full amount) for 2006 to 2012.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Kontraktor sudah:

As at 31 December 2012, the Contrators have:

i) Membelanjakan sebesar AS$251.265 (nilai penuh) pada tahun 2012 untuk aktivitas G&G.

i)

ii) Membelanjakan sebesar AS$153.228 (nilai penuh) pada tahun 2012 untuk aktivitas Seismik.

ii) Spent US$153,228 (full amount) in 2012 on seismic activities.

d. Bonus Kontraktor wajib membayar signature bonus kepada Pemerintah sebesar AS$5.000.000 (nilai penuh) dalam 30 hari setelah tanggal efektif kontrak. Selain itu, Kontraktor juga wajib membayar bonus kepada Pemerintah sejumlah AS$10.000.000 (nilai penuh) dalam 30 hari setelah produksi komersial pertama dan AS$5.000.000 (nilai penuh) dalam 30 hari setelah produksi kumulatif minyak bumi mencapai 25 juta (“MM”) BOE sejak tanggal efektif.

252



Geological and Geophysical (“G&G”) activities involving a total budget of US$23,983,000 (full amount) for 2006 to 2012.

Spent US$251,265 (full amount) in 2012 on G&G activities.

d. Bonuses The Contractors are required to pay a signature bonus of US$5,000,000 (full amount) to the Government within 30 days after the effective date of the PSC. In addition, the Contractors are also required to pay a bonus to the Government amounting to US$10,000,000 (full amount) in 30 days after the first commercial production of crude oil and US$5,000,000 (full amount) within 30 days after cumulative production of crude oil reaches 25 million (“MM”) BOE from the effective date of the PSC.

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/55 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 23. KOMITMEN DAN LIABILITAS KONTIJENSI (lanjutan) d. Bonus (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES (continued) d. Bonuses (continued)

Jumlah produksi kumulatif minyak dan gas bumi Kontraktor untuk periode yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012, belum mencapai 25 MMBOE.

The Contractors’ cumulative production of oil and gas through 31 December 2012 is less than 25 MMBOE.

e. Kontrak-kontrak Engineering Procurement and Construction (“EPC”) untuk pembangunan fasilitas produksi minyak

e. Engineering Procurement Construction (“EPC”) contracts for construction of oil production facilities

Pada tahun 2011, Kontraktor telah menandatangani kontrak-kontrak EPC dengan pihak ketiga untuk pembangunan fasilitas produksi minyak. Total perkiraan nilai kontrakkontrak tersebut adalah AS$1.329 juta (nilai penuh).

In 2011, the Contractors have entered into various EPC contracts with third parties for the construction of oil production facilities. The total estimated value of the contracts is US$1,329 million (full amount).

Sampai dengan tanggal pelaporan, realisasi pembangunan EPC telah mencapai ± 37,49 % dengan nilai AS$188 juta.

As at the reporting date, the actual development of EPCs had reached ± 37.49% with a value of US$188 million.

f.

Perjanjian Unitisasi Jambaran - Tiung Biru

f.

Jambaran Agreement

Tiung

Biru

Unitisation

Sesuai ketentuan PP No.35/2004 pasal 41 dan pasal 42 mengenai Unitisasi, Kontraktor Kontrak Kerja Sama (“KKKS”) mempunyai kewajiban untuk melakukan Unitisasi apabila terbukti adanya penambahan cadangan yang memasuki wilayah kerja Kontraktor lainnya. Dalam rangka memenuhi ketentuan tersebut, pada tanggal 14 September 2012, telah ditanda tangani Perjanjian Unitisasi (“UA”) Lapangan Jambaran dan Lapangan Tiung Biru antara KKKS Blok Cepu yang terdiri dari Perusahaan, MCL, Ampolex, dan Badan Kerja Sama PI Blok Cepu (“BKS”) disatu pihak dengan KKKS Blok PT Pertamina EP (“PEP”) dilain pihak.

The Government Regulation No. 35/2004, specifically Article 41 and Article 42 regarding Unitisation stipulates that PSC Contractors are required to conduct unitisation where there is evidence of a reservoir extending into another Contractor’s Work Area. In an effort to conform to this provision, a Unitisation Agreement (“UA”) of the Jambaran and Tiung Biru Fields was signed on 14 September 2012 between the Cepu Block PSC Contractor – composed of the Company, MCL, Ampolex and the Badan Kerja Sama PI of the Cepu Block (“BKS”) as one party, with PT Pertamina EP (PEP) as the other party.

Kesepakatan utama yang tercapai dalam UA adalah : 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 UA are 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 Fields Unitisation. 3. Equity Determination.

Selain kesepakatan UA Lapangan Jambaran Tiung Biru, KKKS Blok Cepu dan KKKS Blok PEP masing masing telah menunjuk Perusahaan sebagai Seller Representative untuk seluruh gas Blok Cepu dan gas lapangan Tiung Biru yang dituangkan dalam perjanjian terpisah.

Apart from the covenants set out in the UA of the Jambaran - Tiung Biru Fields, the Cepu Block PSC Contractors and the PEP Block PSC Contractor have each designated the Company as the Seller Representative for all the Cepu Block gas and the Tiung Biru field gas in separate agreements.


253



23. KOMITMEN DAN LIABILITAS KONTIJENSI

23. COMMITMENT AND CONTINGENT LIABILITIES (Continued)

(lanjutan) f.

24.

Perjanjian Unitisasi Jambaran - Tiung Biru (lanjutan)

Jambaran - Tiung Agreement (Continued)

Biru

Unitisation

Pada tanggal 9 November 2012, KKKS Blok Cepu dan KKKS Blok PEP telah menyampaikan surat permohonan persetujuan kepada Menteri ESDM untuk melaksanakan Unitisasi Lapangan Jambaran - Lapangan Tiung Biru dan Penentuan Perusahaan sebagai Operator Unitisasi melalui Kepala SKK MIGAS.

On 9 November 2012 the Cepu PSC Contractor and the PEP Block Contractor submitted a letter of request through SKK MIGAS to secure the ESDM Minister’s approval to conduct the Jambaran - Tiung Biru Fields Unitisation and the designation of the Company as Operator of the Unitisation.

Perusahaan dan MCL lebih lanjut setuju untuk melaksanakan negosiasi dengan itikad baik untuk menyelesaikan Perjanjian Pemasaran Gas Cepu (“CGMA”) dalam jangka waktu 90 hari dari tanggal Head of Agreement ini. CGMA akan mengatur pemasaran bersama atas gas Cepu dan akan menunjuk Perusahaan sebagai wakil penjual. MCL akan mendukung Perusahaan sebagai penjual bagian Pemerintah dari hasil produksi gas blok Cepu. CGMA ini akan dilaksanakan oleh Kontraktor KBH Cepu.

The Company and MCL further agree to conduct good faith negotiations to conclude a Cepu Gas Marketing Agreement (the “CGMA”) within 90 days of the date of this Head of Agreement. The CGMA will provide for joint marketing of Cepu gas and will appoint the Company as the seller’s representative. MCL also agrees to support the appointment of the Company as the Seller of the State’s share of Cepu gas. The CGMA will be executed by the Contractor under the Cepu PSC.

Para Pihak setuju untuk melaksanakan negosiasi lebih lanjut guna menetapkan perjanjian jangka panjang untuk mengimplementasikan pengembangan dari Unit Jambaran - Tiung Biru termasuk revisi terhadap UA yang akan berisi ketentuan mengenai penentuan awal dan syarat penentuan kembali Faktor Partisipasi Unit. Pada tanggal 13 Februari 2013, Plan of Development sudah disetujui oleh SKK Migas.

The Parties agree to enter into further negotiations to put in place all long-term agreements as may be necessary to implement the development of the Jambaran – Tiung Biru Unit, including an update of the UA which will include the initial determination of, and provision for re-determination of the Unit Participating Factor. On 13 February 2013, Plan of Development was approved by SKK Migas.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perjanjian UA, Perjanjian Operasi Unit (“UOA”), dan CGMA belum disetujui oleh Pemerintah.

As at 31 December 2012, the UA, Unit Operating Agreement (“UOA”), and CGMA had not been approved by the Government.

TRANSAKSI NON-KAS

24. NON-CASH TRANSACTIONS

Aktivitas investasi dan pendanaan Perusahaan yang tidak memiliki pengaruh arus kas adalah sebagai berikut: 2012 Penambahan aset minyak dan gas bumi yang berasal dari kapitalisasi biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset (Catatan 16) Penambahan aset minyak dan gas bumi yang berasal dari kapitalisasi biaya bunga (Catatan 11) Kenaikan aset minyak dan gas bumi melalui biaya yang masih harus dibayar dan utang kepada pihak ketiga Saling hapus piutang dan utang dengan pihak yang berelasi (Catatan 22c) * Disajikan kembali (lihat Catatan 5 dan 6)

254

f.


Investment and financing activities of the Company which do not affect cash flows are as follows: 2011*

205,012

Additions to oil and gas properties as a result of capitalisation of cost of decommisioning and site reclamation (Note 16)

-

Additions to oil and gas properties as a result of capitalisation of interest expenses (Note 11)

22,598,496

134,089

Increase in oil and gas properties due to accrued expenses and trade payables to third parties

204,408,337

170,396,111

Offset of receivable against balances due to related party (Note 22c)

2,893,102

15,041,050



MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN Berbagai aktivitas yang dilakukan membuat Perusahaan terekspos terhadap berbagai risiko keuangan: risiko pasar (termasuk risiko dari dampak nilai tukar mata uang asing, risiko harga, dan risiko suku bunga), risiko kredit, dan risiko likuiditas. Tujuan dari manajemen risiko Perusahaan adalah untuk mengidentifikasi, mengukur, mengawasi, dan mengelola risiko dasar dalam upaya melindungi kesinambungan bisnis dalam jangka panjang dan meminimalkan dampak yang tidak diharapkan pada kinerja keuangan Perusahaan. I.

Faktor risiko keuangan a. Risiko pasar (i) Risiko mata uang asing

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 25. FINANCIAL RISK MANAGEMENT The Company’s activities expose it to a variety of financial risks: market risk (including the effects of foreign currency exchange risk, price risk and interest rate risk), credit risk, and liquidity risk. The objectives of the Company’s risk management are to identify measure, monitor and manage basic risks in order to safeguard the Company's long term business continuity and to minimise potential adverse effects on the financial performance of the Company.

I.

Financial risk factors a. Market risk (i) Foreign exchange risk

Sebagian besar pendapatan dan pengeluaran operasi dari Perusahaan didenominasi dalam mata uang Dolar AS, yang secara tidak langsung merupakan lindung nilai alami (natural hedge) terhadap eksposur fluktuasi mata uang asing. Pengeluaran signifikan dalam mata uang asing (Rupiah) berhubungan dengan pembayaran gaji. Namun demikian, pengeluaranpengeluaran tersebut tidak material dibandingkan dengan keseluruhan pengeluaran untuk satu tahun. Karena pertimbangan-pertimbangan tersebut, manajemen berkeyakinan bahwa Perusahaan tidak memiliki eksposur yang signifikan terhadap fluktuasi nilai tukar mata uang asing.

The majority of the Company’s revenue and operating expenditures are denominated in US Dollar, which indirectly represents a natural hedge on exposure to the fluctuation in foreign exchange rates. The significant expenditures denominated in foreign exchange rate (Rupiah) are payroll. However, those expenditures are not material compared to total expenditures for the whole year. Because of those considerations, management believes that the Company does not have a significant exposure to fluctuation in foreign exchange rates.

Pada tanggal 31 Desember 2012, jika mata uang Rupiah melemah/menguat sebesar 3% terhadap Dolar AS dengan semua variabel konstan, laba setelah pajak dalam tahun berjalan akan menjadi lebih tinggi AS$21.916 atau lebih rendah AS$23.271 terutama diakibatkan penjabaran keuntungan/ kerugian translasi kas dan setara kas, piutang usaha, pajak dibayar dimuka, utang usaha, biaya yang masih harus dibayar, dan utang pajak.

As at 31 December 2012, if the Rupiah weakened/strengthened by 3% against the US Dollar with all other variables held constant, the post-tax profit for the period would have been higher by US$21,916 or lower by US$23,271, respectively, mainly as a result of foreign exchange gains/losses on translation of Rupiah-denominated cash and cash equivalents, trade receivables, prepaid taxes, trade payables, accrued expenses and tax payables.


255


MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN (lanjutan) I.

Faktor risiko keuangan (lanjutan) a. Risiko pasar (lanjutan) (ii) Risiko harga

25. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued) I.

Financial risk factors (continued) a. Market risk (continued) (ii) Price risk

Perusahaan terekspos terhadap risiko pasar yang berhubungan dengan pergerakan harga minyak mentah karena minyak mentah adalah produk komoditas yang diperjualbelikan di pasar minyak dunia. Sebagai produk komoditas, harga minyak mentah sangat tergantung pada dinamika pasokan dan permintaan minyak mentah di pasar ekspor dunia, yang sangat dipengaruhi oleh:

The Company is exposed to market risk associated with price movements of crude oil since crude oil is a commodity product traded on the world crude markets. As a commodity product, global crude oil prices are principally dependent on the supply and demand dynamics of crude oil in the world export market which are significantly affected by:

-

-

-

Faktor-faktor fundamental (seperti produksi, persediaan, kondisi kilang, fasilitas pipa dan kebijakan produksi, tingkat pertumbuhan ekonomi, kebutuhan, musim, dan ketersediaan teknologi sumber tenaga alternatif) Faktor-faktor non-fundamental (kekhawatiran pasar akibat gangguan politik, keamanan, dan aksi spekulasi di pasar minyak).

Harga minyak mentah Perusahaan ditentukan berdasarkan harga ICP yang didasarkan harga minyak mentah dunia dengan kualitas yang sama sehingga cenderung sangat mengikuti siklus dan terpengaruh oleh fluktuasi yang signifikan yang disebabkan oleh dinamika pasokan dan permintaan seperti yang didiskusikan di atas. Namun demikian, Perusahaan tidak melakukan lindung nilai terhadap fluktuasi harga minyak mentah sesuai dengan instruksi dari Pertamina. Risiko fluktuasi harga minyak mentah dimonitor secara berkesinambungan untuk mengetahui besarnya eksposur risiko yang dihadapi Perusahaan.

256



-

Fundamental factors (such as production, inventory, condition of the refinery, pipeline facilities and production policy, economic growth, needs, seasons and the technology availability of alternative energy sources) Non-fundamental factors (market concerns due to political interference, security and speculation in the oil market).

Prices for the Company’s crude oil are based on ICP which are based on global crude oil prices with similar grade, and therefore tend to be highly cyclical and subject to significant fluctuations due to the supply and demand dynamics as discussed above. However, the Company does not use derivative instruments to hedge exposure to crude oil price risk in accordance with instruction from Pertamina. The risk of crude oil price fluctuations is monitored on an ongoing basis to determine the magnitude of the risk exposures facing the Company.



Faktor risiko keuangan (lanjutan)

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 25. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued) I.

a. Risiko pasar (lanjutan)

Financial risk factors (continued) a. Market risk (continued)

(iii) Risiko suku bunga arus kas dan nilai pasar

(iii) Cash flow and fair value interest rate risk

Pertamina menyelenggarakan pendanaan secara terpusat dan mengalokasikan pembebanan bunga atas pinjaman ke pihak ketiga untuk proyek Blok Cepu kepada Perusahaan. Bunga yang dibebankan Pertamina kepada Perusahaan tergantung pada suku bunga yang dibayar Pertamina atas pinjaman yang dikenakan suku bunga tetap dan variable. Dengan demikian, Perusahaan terekpos pada nilai pasar risiko suku bunga karena perubahan tingkat suku bunga pasar akan mempengaruhi Pertamina yang akan membebankan sebagian biaya pinjaman tersebut kepada Perusahaan.

Pertamina established centralised funding and allocated interest expenses of loan from third parties utilised for Cepu Block project to the Company. The interest charged by Pertamina to the Company is dependent on the interest rate paid by Pertamina for its borrowing which bears fixed and variable interest rates. As such, the Company is exposed to the fair value of interest rate risk due to the changes in the interest rate in the market will affect Pertamina which in turn will pass through a portion of the borrowing costs to the Company.

b. Risiko kredit

b. Credit risk

Pada tanggal 31 Desember 2012, jumlah maksimal eksposur dari risiko kredit adalah AS$121.288.115. Risiko kredit terutama berasal dari penempatan dana pada bank, deposito berjangka, piutang usaha, piutang lain-lain, dan PPN yang dapat ditagihkan kembali.

As at 31 December 2012, the total maximum exposure from credit risk was US$121,288,115. Credit risk arises from cash in banks, time deposits, trade receivables, other receivables and reimbursable VAT.

Perusahaan memiliki risiko kredit yang secara signifikan berasal dari piutang yang belum dibayar dan kas dan setara kas. Pada sebagian besar transaksinya, Perusahaan menggunakan bank yang secara independen dinilai dengan peringkat “AAA”.

The Company has significant credit risk from unpaid receivables and cash and cash equivalents. In most transactions, the Company uses banks that are independently assessed with a rating of "AAA”.

Perusahaan tidak memiliki risiko kredit yang signifikan.

konsentrasi

Per 31 Desember 2012, sekitar 99% (2011: 98%) piutang usaha perusahaan merupakan piutang dari MCL, operator. Kurang lebih 100% (2011: 100%) piutang usaha dari pihak berelasi tersebut berasal dari Pertamina.

The Company has no concentrations of credit risk.

significant

As at 31 December 2012, approximately 99% (2011: 98%) of the Company’s trade receivables represented receivables from MCL, the operator. Approximately 100% (2011: 100%) of those trade receivables from the related parties are from Pertamina.


257




25. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued)

Faktor risiko keuangan (lanjutan)

I.

c. Risiko likuiditas

Financial risk factors (continued) c.

Liquidity risk

Risiko likuiditas merupakan risiko yang muncul dalam situasi dimana posisi arus kas Perusahaan mengindikasikan bahwa arus kas masuk dari pendapatan jangka pendek tidak cukup untuk memenuhi arus kas keluar untuk pengeluaran jangka pendek. Sebagian besar arus kas masuk Perusahaan bergantung pada dana dari Pertamina, dalam bentuk cash call. Manajemen Perusahaan secara rutin melakukan monitor atas perkiraan arus kas dan arus kas aktual dan melakukan koordinasi secara rutin atas pendanaan dengan Pertamina.

Liquidity risk is defined as a risk that arises in situations where a company's cash flow indicates that the cash inflow from shortterm revenue is not enough to cover the cash outflow of short-term expenditure. Most of the Company’s cash inflow depends on funding in the form of cash calls from Pertamina. The Company’s management regularly monitors the projected and actual cash flows and regularly coordinates the funding arrangement with Pertamina.

Tabel dibawah ini menggambarkan liabilitas keuangan Perusahaan pada tanggal laporan keuangan berdasarkan jatuh temponya yang relevan berdasarkan periode sisa hingga tanggal jatuh tempo kontraktual. Jumlah yang diungkapkan dalam tabel ini adalah nilai arus kas kontraktual yang tidak terdiskonto termasuk estimasi pembayaran bunga:

The table below analyses the Company's financial liabilities at the reporting date into relevant maturity groupings based on the remaining period to the contractual maturity date. The amounts disclosed in the table are contractual undiscounted cash flows including estimated interest payments:

31 Desember/December 2012 Lebih dari 1 tahun dan kurang dari 5 tahun/ Kurang dari Later than Lebih dari 1 tahun/ 1 year and 5 tahun/ Less than not later than Later than 1 year 5 years 5 years Liabilitas Utang usaha Utang lain-lain Biaya yang masih harus dibayar Pinjaman kepada pemegang saham Jumlah

49,027,680 13,946,368

-

-

49,027,680 13,946,368

Liabilities Trade payables Other payables

39,782,934

-

-

39,782,934

Accrued expenses

25,768,486

324,240,392

346,425,570

696,434,448

Shareholder loan

128,525,468

324,240,392

346,425,570

799,191,430

Total

d. Nilai wajar

258

Jumlah/ Total

d. Fair values

Nilai wajar adalah suatu jumlah dimana suatu aset dapat dipertukarkan atau suatu liabilitas diselesaikan antara pihak yang memahami dan berkeinginan untuk melakukan transaksi wajar.

Fair value is the amount for which an asset could be exchanged or liability settled between knowledgeable and willing parties in an arm's length transaction.

Nilai tercatat dari aset dan liabilitas keuangan mendekati nilai wajarnya.

The carrying amount of financial assets and liabilities are approximate to their fair values.



MANAJEMEN RISIKO KEUANGAN (lanjutan) II. Manajemen risiko permodalan Sesuai dengan kebijakan Pertamina, kebijakan permodalan dan pendanaan Perusahaan sepenuhnya diatur oleh Pertamina. Perusahaan tidak diberikan otorisasi untuk melakukan pinjaman baik jangka pendek maupun jangka panjang. Oleh karena itu penerimaan modal Perusahaan sangat tergantung sepenuhnya dengan kemampuan Pertamina mendapatkan pendanaan. Dalam mengelola permodalannya, Pertamina senantiasa mempertahankan kelangsungan usahanya termasuk entitas anak serta memaksimalkan manfaat bagi pemegang saham dan pemangku kepentingan lainnya. Pertamina secara aktif dan rutin menelaah dan mengelola permodalannya untuk memastikan struktur modal dan pengembalian yang optimal bagi pemegang saham, dengan mempertimbangkan efisiensi penggunaan modal berdasarkan arus kas operasi dan belanja modal, serta mempertimbangkan kebutuhan modal di masa yang akan datang. Dengan demikian, kemampuan Perusahaan dalam mengelola permodalannya untuk memaksimalkan manfaat bagi pemegang saham dan pemangku kepentingan lainnya serta untuk senantiasa mempertahankan kelangsungan usaha sangat terbatas.

26. AUDIT PEMERINTAH

NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in US Dollar, unless otherwise stated) 25. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued) II. Capital risk management In accordance with Pertamina’s policy, capital management and financing activities including dividend distributions are managed by Pertamina. The Company is not authorised to obtain any short-term or long-term borrowings. Therefore, the Company’s ability to obtain capital depends on Pertamina’s ability to obtain funding. In managing capital, Pertamina safeguards its ability to continue as a going concern as well as its subsidiaries and to maximise benefits to the shareholders and other stakeholders. Pertamina actively and regularly reviews and manages its capital as a group to ensure the optimal capital structure and return to the shareholders, taking into consideration the efficiency of capital use based on operating cash flow and capital expenditure and also consideration of future capital needs as a whole. As such, the Company’s ability to manage capital to maximise benefits to the shareholders and other stakeholders and to safeguard its ability to continue as a going concern is limited.

26. GOVERNMENT AUDIT

Kebijakan akuntansi yang ditetapkan dalam KKS menjadi subjek interpretasi oleh SKK MIGAS dan Pemerintah. Setiap tahun, pembukuan secara akuntansi dan laporan keuangan Perusahaan menjadi subjek audit oleh SKK MIGAS dan/atau Pemerintah. Klaim-klaim yang timbul dari audit oleh SKK MIGAS dan Pemerintah akan disetujui oleh manajemen Perusahaan dan dicatat dalam pembukuan secara akuntansi atau didiskusikan lebih lanjut dengan SKK MIGAS dan/atau Pemerintah. Penyelesaian atas klaim-klaim yang didiskusikan tersebut memerlukan proses negosiasi yang cukup lama.

The accounting policies specified in the Cooperation Contract are subject to interpretation by SKK MIGAS and the Government. The accounting records and reports of the Company are subjected to an audit by SKK MIGAS and/or the Government on an annual basis. Claims arising from these audits are either agreed upon by the management of the Company and recorded in its accounting records or discussed with SKK MIGAS and/or the Government. Resolution of the discussed claims may require a lengthy negotiation process.

Operator sedang diaudit bersama-sama oleh SKK MIGAS, Badan Pengawas Keuangan dan Pembangunan, dan Direktorat Jenderal Pajak untuk tahun buku 2011. Sampai dengan tanggal laporan keuangan ini, Perusahaan belum menerima hasil audit bersama tersebut.

The operator is being audited jointly by SKK MIGAS, Finance and Development Supervisory Agency and the Directorate General of Tax for financial year 2011. As at the date of these financial statements, the Company had not received the result of this joint-audit.


259

PT PERTAMINA EP CEPU Lampiran 5/62 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Disajikan dalam Dolar AS, kecuali dinyatakan lain) 27. PERISTIWA PENTING SETELAH TANGGAL NERACA

27. SIGNIFICANT SUBSEQUENT EVENTS

Pengalihan saham PT Pertamina EP Cepu

Transfer of shares PT Pertamina EP Cepu

Berdasarkan Akta Jual Beli Saham No. 3 tertanggal 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%).

Based 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%).

28. OTORISASI LAPORAN KEUANGAN Laporan keuangan Perusahaan telah disahkan dan diotorisasi penerbitannya sesuai dengan resolusi Direksi Perusahaan tanggal 22 Februari 2013.

260



28. AUTHORISATION STATEMENTS

OF

FINANCIAL

The Company’s financial statements were approved and authorised for issue in accordance with a resolution of the Board of Directors of the Company on 22 February 2013.

Halaman ini sengaja dikosongkan This page is intentionally left blank


261

262


Data Perusahaan Corporate Data


263

Profil Dewan Komisaris Board of Commissionners Profile

Andri T. Hidayat

Elfien Goentoro

KOMISARIS UTAMA PRESIDENT COMMISSIONER (17 Februari-31 Desember 2012)

KOMISARIS COMMISSIONER (1 Januari-31 Desember 2012)

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.

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 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.

264


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.


Ahmad Bambang

Rony Gunawan

KOMISARIS COMMISSIONER (1 Januari-19 Oktober 2012)

KOMISARIS COMMISSIONER (1 Januari-9 Mei 2012)

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.

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 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.

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 DAKEPL 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.


265

Adriansyah KOMISARIS COMMISSIONER (10 Mei-31 Desember 2012) 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.

266


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.


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


267

Profil Direksi Board of Directors Profile



DIREKTUR UTAMA PRESIDENT DIRECTOR

DIREKTUR OPERASI OPERATION DIRECTOR

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.

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 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.

268


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.

Amran Anwar Direktur Pengembangan DEVELOPMENT DIRECTOR 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 PertaminaTalisman 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.


269

270


PMT-Jambaran Tiung Biru

GM Jambaran Tiung Biru Project Bob Wikan Haksara Adibrata

Corporate Secretary • PR & CSR • Legal Arti Nastiti Sudarsono

New Venture Manager

* Pjs di tahun 2012 Pjs in 2012

Geosciences Manager Akhmad Miftah

Process & Facilities Manager Edi Zanuar Muhtadi

VP Engineering RP Yudantoro

Planning & Eval. Manager Tonni Ramelan

BU Proj. Control Manager

Drilling Manager Totot Eko Harianto

Production Manager Achmad Zaidy Facility & Maintenance Manager

Reservoir Manager

VP Production Achmad Zaidy *

Operation Director Mangasi Darma Gunawan

JTB Proj. Control Manager Ahmad Rizki

VP Project & Planning RP Yudantoro*

Development Director Amran Anwar

BOD

Field Manager

President Director Amril Thaib Mandailing

Human Capital Manager Abdul Malik

General Services Manager Toto Triantoro

VP People Dev. & Services Harry Hermania

HSSE Manager

Tax Manager

Treasury Manager

VP Finance Seno Yudantoro

Finance Controller Manager Eko Sigit Sukadi

Business Support Director

Detail Organisasi mengikuti Org MCL

PMT-Banyu Urip

Dep. GM Banyu Urip Project Perry Widyananda

Internal Audit & Risk Mgr Dadang Sunandar

Struktur Organisasi (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu Organization Structure (2011-2015) PT Pertamina EP Cepu


Nama Kantor Perwakilan Representative Office

Mess Bojonegoro :

Mess Bojonegoro :

Alamat : Jl. Mastrip No. 60 Bojonegoro - Jawa Timur Telp/Fax : (0353) 886538 E-mail : [email protected]

Addres : Jl. Mastrip No. 60 Bojonegoro - Jawa Timur Phone/Fax : (0353) 886538 E-mail : [email protected]

Lembaga Profesi Penunjang Perusahaan Company’s Supporting Professional Institutions


Nama Perusahaan | Company Name

Alamat | Addres

PWC (Kantor Akuntan Publik Tanudiredja, Wibisana & Rekan

Plaza 89, Jl. HR. Rasuna Said, Kav. X7 No. 6, Jakarta, 12940 Telp. (021) 521 2901 Fax. (021) 529 05555

Anak Perusahaan dan Perusahaan Afiliasi Subsidiaries and Affiliates 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).


271

Halaman ini sengaja dikosongkan This page is intentionally left blank

272


Daftar Isi

Table of Contents Tema Theme

Building Foundation for an Aggressive Future Growth

1

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

5 6 10 12 14 16 18 21 22 24 32

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

44 46 50 62 64 84 90 94 96 100 104 125

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

128 130 131 132 133 133 134 142 143 153 154 155 156 165 166 166 166 167 169 170 171

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

175 178 183

188

Tanggung Jawab Atas Laporan Tahunan 2012 Responsibility of Annual Report 2012

188

189


189

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

264 268 270 271 271 271

4


42


126 Tata Kelola Perusahaan

Good Corporate Governance

172

Tanggung Jawab Sosial Perusahaan


263 Data Perusahaan

Corporate Data

2012

Laporan Tahunan • Annual Report

2012

Laporan Tahunan Annual Report

Building Foundation for an Aggressive Future Growth Building Foundation for an Future Growth

Patra Jasa Office Tower Lt. 6 & 8 Jl. Gatot Subroto, Kav. 32-34, Jakarta 12950 Telp. + 62 21 52900900 Fax. +62 21 52900597 Website: www.pertamina-epcepu.com

Laporan Tahunan Annual Report. Building Foundation for an Aggressive Future Growth

Recommend Documents