0

ANNUAL REPORT 2017 PT. PETROGAS JATIM UTAMA CENDANA

Office : Intiland Tower 7th Floor, Suite 703 D, Jl. Panglima Sudirman 101 – 103 Surabaya 60271,

Phone (62-31) 5320 822, Fax (62-31) 5320 773 www.pjuc.co.id

1

I. Daftar Isi Table of Contents

1

II. Daftar Gambar Table of Figures

3

III. Daftar Tabel Table of Tables

5

IV. Ringkasan Eksekutif Executive Summary

7

V. Laporan Management Management Report

10

V.1. Lembar Persetujuan Approval Sheet

11

V.2. Laporan Tugas Pengasawan Dewan Komisaris Supervisory Report From Board of Commissioners

12

V.3. Profile Dewan Komisaris Board of Commissioners Profile

17

V.4. Laporan Direksi Report from the Board of Directors

20

V.5. Profile Dewan Direksi Board of Directors Profile

23

V.6. Profile Staf Staff Profile

25

VI. Profile Perusahaan Corporate Profile

28

VI.1. Legalitas Perusahaan Corporate Legal

29

VI.2. Visi & Misi Perusahaan Corporate Vision & Mission

31

VI.3. Sasaran Perusahaan Tahun 2017 2017 Corporate Target

32

VI.4. Strategi Perusahaan Corporate Strategy

33

VI.5. Kebijakan Manajemen Management Policy

34

VI.6. Pemegang Saham Shareholders

35

VI.7. Organisasi Struktur Organization Structure

36

VII. Teknikal Technical

37

VII.1. Lokasi Blok Cepu Cepu Block Location

38

I. DAFTAR ISI TABLE OF CONTENTS

2

VII.2. Lapangan Banyu Urip Banyu Urip Field

40

7.2.1. Cadangan Reserves

40

7.2.2. Produksi Production

41

7.2.3. 3D Seismik Re-Processing Banyu Urip Banyu Urip 3D Seismic Re-processing

47

VII.3. Lapangan Kedung Keris Kedung Keris Field

48

VII.4. Lapangan Jambaran-Tiung Biru (JTB) Jambaran-Tiung Biru (JTB) Fields

52

VII.5. Harga Minyak Banyu Urip Banyu Urip Oil Price

56

VIII. Laporan Keuangan Financial Report

57

VIII.1. Laporan Posisi Keuangan Atas PSC Blok Cepu Financial Status Report for PSC Cepu Block

58

VIII.2. Laporan Keuangan PJUC (Auditan) PJUC Financial Statement (Audited)

63

VIII.3. Cash Call, Pinjaman, dan Pembayaran Kembali Modal Actual Cash Call, Loan and Actual Capital Repayment

69

VIII.4. Pembagian Pendapatan, Pembayaran Kembali Modal, dan Dividen Revenue Sharing Capital Repayment and Devidend

72

VIII.5. Perbandingan Budget vs Aktual 2017 Comparison Budget vs Actual 2017

74

IX. Laporan Organisasi dan Personalisa Activities of Organization and Personnel

75

IX.1. Kegiatan Organisasi Organization Structure

76

9.1.1. Kegiatan General Affair Activity of General Affair

76

9.1.2. Kegiatan Administrasi Legal Activity of Legal Administration

76

IX.2. Kegiatan Personalia Personnel Activity

77

9.2.1. Kesejahteraan Karyawan Employee Benefits

77

9.2.2. Pengembangan dan Peningkatan Kualitas Sumber Daya Manusia Development Quality Improvement of Human Resources

77

Lampiran – Laporan Audit PT PJUC 2017 Attachment – 2017 PT PJUC Audited Report

78

3

Gambar-1 Figure-1

Peta Blok Cepu, Stratigrafi, Cross Section Map, Stratigraphy, Cross Section Cepu Block

38

Gambar-2 Figure-2

Kumulatif Produksi, Gas Oil Ratio, Water Cut and Reservoir Pressure Banyu Urip. Banyu Urip Production Cumulatif, Gas Oil Ratio, Water Cut and Reservoir Pressure

40

Gambar-3 Figure-3

Banyu Uip Production Sales Sistem dari CPF ke FSO Banyu Urip Production Sales System from CPF to FSO

42

Gambar-4 Figure-4

Diagram Alir Produksi Minyak, Gas, dan Air dari Well Pad. Flow Diagram of Oil, Gas and Water production from Well Pad

42

Gambar-5 Figure-5

Produksi Minyak per Well Pad (A, B. C) tahun 2017 Oil Production per Well Pad (A, B, C) in 2017

43

Gambar-6 Figure-6

Produksi Minyak Banyu Urip – WP&B 2017 vs Revisi WP&B 2017 vs Actual Banyu Urip Oil Production – 2017 WP&B vs 2017 Revised WP&B vs Actual

44

Gambar-7 Figure-7

Rata-rata Produksi Minyak per Tahun Lapangan Banyu Urip An Average Oil Production Year of Banyu Uirip Field

45

Gambar-8 Figure-8

Profile Produksi Minyak Lapangan Banyu Urip dan Kedung Keris Banyu Urip and Kedung Keris Oil Production Profile

46

Gambar-9 Figure-9

Komparasi Sebelum dan Sesudah Re-processing 3D Seismic Data Resolution dan Banyu Urip Karbonat Comparison Before and After Re-processing of 3D Seismic Data Resolution and Banyu Urip Carbonate

47

Gambar-10 Figure-10

Peta Blok Cepu, Jarak Banyu Urip dengan Kedung Keris. Cepu Block Map, Distance Banyu Urip with Kedung Keris

48

Gambar-11 Figure-11

Skematik Well Pad dan Pipa Kedung Keris Kedung Keris Well Pad and Pipeline Schematic

49

Gambar-12 Figure-12

Profile Produksi Lapangan Kedung Keris Kedung Keris Production Profile

50

Gambar-13 Figure-13

Kunjungan ke Lapangan Kedung Keris Site Visit to Kedung Keris Field

51

Gambar-14 Figure-14

Peta Jambaran-Tiung Biru (JTB) Jambaran-Tiung Biru (JTB) Map

52

II. DAFTAR GAMBAR TABLE OF FIGURES

4

Gambar-15 Figure-15

Skematik Well Pad dan Pipa JTB JTB Well Pads and Pipelines Schematic

53

Gambar-16 Figure-16

Kunjungan ke Lapangan Jambaran-Tiung Biru (JTB) Site Visit to Jambaran-Tiung Biru (JTB) Fields

54

Gambar-17 Figure-17

Aset, Liabilities, dan Equity PJUC PJUC Assets, Liabilities and Equity

66

Gambar-18 Figure-18

Revenue, Laba Kotor dari Operatio, dan Laba Komprehensif PJUC. Revenue, Gain from Operation and Total Comprehensive Income PJUC

67

Gambar-19 Figure-19

Pendapatan PJUC per Jenis Oil Revenue PJUC by Type

67

Gambar-20 Figure-20

Cash Call PJUC PJUC Cash Call

69

Gambar-21 Figure-21

Pembayaran Kembali (Pokok dan Bunga) Capital Repayment (Principle and Interest)

71

Gambar-22 Figure-22

Perbandingan antara Cash Call dari Pinjaman, Pendapatan Kotor, dan Pembayaran Kembali Pinjaman. Comparation between Cash Call from loan, Gross Revenue, and Loan Repayment

71

Gambar-23 Figure-23

Pembagian Dividen Divident Distribution

73

Gambar-24 Figure-24

Kontribusi pada Negara Contribution to GOI

73

5

Tabel-1 Table-1

Cadangan Banyu Urip Banyu Urip Reserve

40

Tabel-2 Table-2

Perbandingan Produksi Minyak WP&B 2017, WP&B Revisi 2017 vs Aktual Tahun 2017 Comparison of Oil Production at 2017 WP&B, 2017 Revised WP&B vs Actual in 2017

44

Tabel-3 Table-3

Jadwal Proyek Kedung Keris Kedung Keris Time Schedule Project

50

Tabel-4 Table-4

Time Schedule Pengembangan Lapangan JTB Time Schedule of JTB Development Fields

54

Tabel-5 Table-5

Harga Minyak Mentah Banyu Urip Banyu Urip Crude Oil Price

56

Tabel-6 Table-6

Laporan Posisi Keuangan Q4-2017 Financial Status Report Q4-2017

58

Tabel-7 Table-7

Pembagian Hak Blok Cepu Cepu Block Entitlement

59

Tabel-8A Table-8A

Bagian Pendapatan Blok Cepu Revenue Portion of Cepu Block

59

Tabel-8B Table-8B

Prosentase Bagian Revenue Percentage of Revenue Portion

59

Tabel-9 Table-9

Lifting dan Harga Minyak Oil Lifting and Price

60

Tabel-10 Table-10

Perbandingan Entitlement 2016 vs 2017 Comparison of Entitlement 2016 vs 2017

60

Tabel-11 Table-11

Biaya Proyek Blok Cepu Cepu Block Expenditure

61

Tabel-12 Table-12

Surat Opini Auditor Auditor Opinions Letter

63

Tabel-13 Table-13

Laporan Posisi Keuangan Statement of Financial Positions

64

Tabel-14 Table-14

Laporan Laba Rugi & Pendapatan Komprehensif Statement of income and Other Comprehensive

65

III. DAFTAR TABLE TABLE OF TABLES

6

Tabel-15 Table-15

Fasilitas dan Pembayaran Kembali Facility and Repayment

70

Tabel-16 Table-16

Pembagian Pendapatan Revenue Sharing

72

Tabel-17 Table-17

Pengeluaran 2017 Expenditures 2017

74

Tabel-18 Table-18

Pembagian Pendapatan 2017 Revenue Sharing 2017

74

7

Assalamualaikum Warahmatullahi Wabarakatuh Alhamdullilah dengan karunia Yang Maha Kuasa, Kami melaporkan kinerja PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC) selama tahun 2017 telah berjalan dengan baik tanpa kendala operasional yang berarti. Blok Cepu merupakan Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) minyak dan gas bumi yang mencakup wilayah Kabupaten Bojonegoro, Kabupaten Blora, Provinsi Jawa Timur dan Provinsi Jawa Tengah dengan luas total 919.19 km² (91,920 HA). Pada tanggal 17 September 2005, ditandatangai KKS Blok Cepu antara BP Migas atas nama Pemerintah dengan Kontraktor yaitu MCL dan Ampolex sebagai Anak Perusahaan ExxonMobil serta PEPC sebagai Anak Perusahaan PT Pertamina (Persero) untuk jangka waktu kontrak 30 (tiga puluh tahun) sampai tahun 2035. PT PJUC berperan aktif mengikuti TechCom dan OpCom yang diselenggarakan oleh EMCL sebagai Operator Minyak dan PEPC sebagai Operator Gas. PT PJUC sebagai pemegang Hak Share 2.2423% di Blok Cepu ikut mengawasi kegiatan Operator untuk mengevaluasi data teknik dan GGR, memperoleh data, dokumen dan informasi yang akurat serta persyaratan program dengan biaya yang efisien dan efektif dengan memenuhi standar HSE Internasional. Lapangan Banyu Urip ditemukan pada tahun 2001 oleh Mobil Cepu Ltd., dan persetujuan Plan of Development (POD) oleh BP MIGAS pada tanggal 4 Juli 2006. Sejalan dengan perkembangan produksi Lapangan Banyu Urip, bahwa cadangan minyak terambil meningkat ∼60% dari perkiraan sebelumnya 451 MMBO menjadi 729 MMBO. Kenaikan perkiraan cadangan minyak tersebut berdasarkan hasil pemantauan kinerja aktual reservoir dan di dukung oleh hasil prediksi simulasi yang telah history- matched.

Assalamualaikum Warahmatullahi Wabarakatuh Alhamdullilah for the blessing of His Grace, We report the performance of PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC) during the year 2017 has been running well without significant operational constraints. Cepu Block is a Mining Working Area (WKP) of oil and Gas covering Bojonegoro and Blora Regency, East Java and Central Java Province with total area of 919.19 km² (91,920 HA). On September 17, 2005, KKS Cepu Block between BP Migas on behalf of the Government and MCL and Ampolex as ExxonMobil Subsidiaries and PEPC as a Subsidiary of PT Pertamina (Persero) for a period of 30 (thirty) years until 2035. PT PJUC actively participate in TechCom and OpCom organized by EMCL as Oil Operator and PEPC as Gas Operator. PJUC as the holder of 2.2423% Rights Share in Cepu Block also supervise the activities of the Operator to evaluate the technical data and GGR, obtain accurate data, documents and information and cost-effective program requirements which meet International HSE standards. Banyu Urip Field discovered in 2001 by Mobil Cepu Ltd., and Plan of Development (POD) approval by BP MIGAS on July 4, 2006. In line with progress of production from Banyu Urip field, that the Banyu Urip recoverable reserves is increased by ∼60%, from previously estimated of 451 MMBO become 729 MMBO. The increased reserves estimate was based on continuously observed better actual reservoir performance supported by the history-matched.

IV. RINGKASAN EKSEKUTIF EXECUTIVE SUMMARY

8

Kumulatif produksi minyak dari 31 Agustus 2009 - 31 Desember 2017 sebesar 207,76 MMBO, sehingga sisa cadangan Lapangan Banyu Urip sebesar 521,24 MMBO. Berdasarkan data Gas Oil Ratio (GOR) dari 31 Agustus 2009 – 31 Desember 2017 memperlihatkan angka yang stabil dengan rata-rata ∼375 Scf/Bbl, ini memperlihatkan bahwa belum terjadi gas coning. Sedangkan data Water Cut (WC) dari 31 Agustus 2009 – December 31, 2017 memperlihatkan Water Cut masih di bawah 0,1%, ini memperlihatkan bahwa belum terjadi pergerakan Oil Water Contact yang significant, belum terjadi Water Coning, dan Tekanan Reservoir Banyu Urip masih tinggi (∼1970 psia). Berdasarkan WP&B tahun 2017 target produksi minyak Lapangan Banyu Urip sebesar 200.000 BOPD sedangkan Revisi WP&B 2017 target produksi minyak sebesar 201.619 BOPD. Produksi aktual Lapangan Banyu Urip melebihi target yaitu sebesar 203.522 BOPD (mencapai 102%) dari WP&B 2017 dan 101% dari Revisi WP&B 2017). Lapangan Kedung Keris ditemukan pada tahun 2011 dan Plan of Development (POD) disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 8 Juni 2016 dengan cadangan yang bisa diambil sebesar 9,08 MMBO. Sistem produksi minyak Kedung Keris sangat efisien karena diproduksikan dari sumur penemuan KK-1, sehingga tidak diperlukan biaya lagi untuk melakukan pemboran sumur produksi baru dan tidak diperlukan membangun fasilitas produksi sendiri karena akan dipergunakan fasilitas Banyu Urip yang sudah ada. Target produksi Lapangan Kedung Keris pada Q3-2019. Manajemen PT PJUC pada bulan January telah menetapkan Kantor Akuntan Publik (KAP) Chatim, Atjeng, Sugeng & Rekan sebagai Akuntan Publik yang melaksanakan Audit Laporan Keuangan PJUC tahun buku 2017. Dalam Laporan Auditor tanggal 19 Maret 2017 No 031/LAI/KAP.BSN/III/2018 dinyatakan bahwa Perseroan telah menyelenggarakan pembukuan secara Wajar Tanpa Pengecualian sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia dan International Financial Reporting Standards (IFRS) serta telah melaksanakan PSAK No. 24 tentang

Cumulative oil production from August 31, 2009 - December 31, 2017 is 207.76 MMBO, so that remaining reserve of Banyu Urip Field is 521.24 MMBO. Based on Gas Oil Ratio (GOR) data from August 31, 2009 – December31, 2017, the GOR is stable with an average GOR ∼375 Scf/Bbl. There is no indication Gas Coning. While from Water Cut (WC) data from August 31, 2009 – December 31, 2017 shown below 0.1%, there is no significant Oil Water Contact movement, No Water Coning and Reservoir Pressure still high (∼1970 psia). Based on 2017 WP&B Banyu Urip Field oil production target of 200,000 BOPD, while on 2017 Revised WP&B oil production target of 201,619 BOPD. Actual oil production of Banyu Urip Field is 203,522 BOPD (reach 102% from 2017 WP&B and 101% from 2017 Revised WP&B). Kedung Keris (KK) Field was found in 2011 and Plan of Development (POD) was approved by SKK Migas on June 8, 2016. The purpose of Kedung Keris Field POD is oil produce of 9.08 MMBO. Kedung Keris oil production system is very efficient because it is produced from KK-1 discovery wells, so no longer costs to drill new production wells and do not have to build their own production facilities because it will be utilized existing Banyu Urip facility. Kedung Keris First Oil target of Q3-2019 The management of PT PJUC in January has assigned Public Accountant Firm (KAP) Chatim, Atjeng, Sugeng & Rekan as Public Accountant who conducts Financial Report Audit of PJUC book year 2017. In Audit Report, 19 March 2018 No 031/LAI/KAP.BSN/III/2018 stated The Company has conducted Unqualified Opinion in accordance with Indonesian Financial Accounting Standards and International Financial Reporting Standards (IFRS), and also has implemented PSAK No. 24 on Accounting Employee Benefits

9

Akuntansi Imbalan Kerja yang dilakukan oleh Lembaga Aktuaria yaitu PT Gemma Mulia Inditama No 4948/PSAK-GMI/III/18. Dari hasil Audit PT PJUC tahun 2017 memperoleh Laba Komprehensif tahun berjalan sebesar USD 2.558.169. Jumlah dividen tahun 2017 yang akan dibayarkan kepada Pemegang Saham adalah sebesar USD 2.657.093. yang dihitung sesuai ketentuan dari perolehan pendapatan yang diterima oleh PJUC setelah dikurangi biaya operasional PJUC, pajak dan management fee. Dividen ini melebihi targetnya yang sebesar USD 2.499.359. Berikut adalah rencana pembagian dividen kepada masing – masing Pemegang Saham: - PT PJU : USD 1.344.489 - PT DEC : USD 1.301.976 - Koperasi : USD 10.628

Total : USD 2.657.093 Jumlah tersebut di atas lebih besar dibandingkan tahun 2016 sebesar USD 2.426.202 Demikian kegiatan perusahaan yang dapat kami laporkan. Wa'alaikumussalam Warahmatullahi Wabarakatuh

performed by PT Gemma Mulia Inditama No 4948/PSAK-GMI/III/18. From the results of Audit 2017, PT PJUC obtained Comprehensive Profit of the current year amounted to USD 2,558,169. The amount of dividends in 2017 to be paid to the Shareholders amounts to USD 2,657,093, which is calculated in accordance with the terms of the revenue received by PJUC after deduction of PJUC operating expenses, taxes and management fee. This dividends exceeding its target of USD 2,499,359. The following is a plan of dividends distribution to each Shareholder: - PT PJU : USD 1.344.489 - PT DEC : USD 1.301.976 - Koperasi : USD 10.628

Total : USD 2.657.093

The above amount is greater than the year 2016 of USD 2,426,202. Thus corporate activities that we can report. Wa'alaikumussalam Warahmatullahi Wabarakatuh

10

V. LAPORAN MANAJEMEN MANAGEMENT REPORT

11

Dengan ini, Direksi dan Dewan Komisaris PT Petrogas Jatim Utama Cendana menyetujui, “Laporan Tahunan 2017

With this, the Board of Directors and the Board of Commissioners of PT Petrogas Jatim Utama Cendana agreed, "Annual Report 2017".

DIREKTUR UTAMA / PRESIDENT DIRECTOR

Heru Pramono

DIREKTUR KEUANGAN / FINANCE DIRECTOR

Bagus Pinandityo

DEWAN KOMISARIS / BOARD OF COMMISSIONERS

I Made Sutarya

Alexandra Sinta Wahjudewanti

Tomo Budiharsojo

V.1. LEMBAR PERSETUJUAN APPROVAL SHEET

12

1. Pengantar Pertambangan minyak dan gas bumi di Jawa Timur yang pengelolaannya dilakukan oleh Perusahaan Nasional maupun Internasional, sebagian besar berada di wilayah Utara (offshore) atau di lepas pantai laut Jawa disekitar pulau Bawean (Gresik) dan di wilayah Kepulauan Madura. Sedangkan yang berada di darat (onshore) berada di wilayah Barat Jawa Timur seperti wilayah Kabupaten Bojonegoro, Tuban dan Lamongan. Sementara pada posisi saat ini potensi minyak dan gas bumi yang memiliki kandungan migas yang cukup besar berada di Blok Cepu dengan cadangan 729 juta barel minyak di wilayah Banyu Urip. Memperhatikan potensi minyak dan gas bumi di Jawa Timur yang cukup besar, maka Pemerintah Provinsi Jawa Timur memandang perlu untuk mendapatkan haknya untuk ikut bersama sama Pemerintah Kabupaten/Kota yang memiliki potensi migas dapat ikut serta mengelola potensi migas di wilayahnya untuk meningkatkan Pendapatan Daerah, peningkatan perekonomian masyarakat dan dapat pula melibatkan sumber daya manusia yang ada di wilayah tersebut. Pengelolaan minyak dan gas bumi dilakukan berdasarkan Undang-Undang Nomor 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi yang selanjutnya diatur pelaksanaannya dengan Peraturan Pemerintah RI Nomor 35 tahun 2004, dan diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 34 tahun 2005 tentang Kegiatan Usaha Hulu Migas, yang didalam ketentuan-ketentuan peraturan tersebut telah memberikan kesempatan kepada Pemerintah Daerah melalui BUMD untuk dapat ikut serta dalam pengelolaan migas melalui investasi pada pemberian Participating Interest (PI) bagi blok-blok migas yang untuk pertama kali diusahakan, serta kegiatan lainnya yang di dapat dilaksanakan sesuai kemampuan BUMD yang bersangkutan. Dengan kewenangan yang diberikan oleh Pemerintah Pusat kepada Daerah sebagaimana tersebut diatas di Jawa Timur telah dibentuk BUMD PT. Petrogas Jatim Utama (PJU) sebagai

1. Introduction Oil and gas industries in East Java, which are managed by both National and International Companies, are mostly located in the Northern part or offshore of Java Sea around the Bawean (Gresik) island and in the Madura islands region. Onshore fields are located in the West region of East Java such as the District of Bojonegoro, Tuban and Lamongan. Currently oil and gas potential that has a considerable oil and gas reserve is located in Cepu Block with the reserve of 729 million barrels of oil in Banyu Urip region. Considering large potential of oil and gas in East Java, Government of East Java Province gets the right to participate together with other Government of Regency / City that has the oil and gas potential. This can be followed and managed the oil and gas potential in the region to increase the Regional Income which can also involve human resources in the area. The management of oil and gas shall be conducted based on Law No. 22 Year 2001 regarding Oil and Natural Gas which is subsequently regulated by the Republic of Indonesia Government Law No. 35/2004 and amended by Government Regulation No. 34/2005 on Upstream Oil and Gas Business Activities. The regulations give opportunity to Local Government through Regional State Enterprise (BUMD) to participate in oil and gas management through investment in Participating Interest (PI) for oil and gas blocks for the first time undertaken, as well as other activities which can be implemented accordingly the ability of the local BUMD concerned. With the authority given by the Central Government for the Region, in PT. Petrogas Jatim Utama (PJU) as holding of East Java regional owned enterprises (BUMD) and PT. Petrogas

V.2. LAPORAN TUGAS PENGAWASAN DEWAN KOMISARIS SUPERVISORY REPORT FROM THE BOARD OF COMMISSIONERS

13

holding dan PT. Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC) sebagai anak perusahaan yang ditugaskan untuk mengelola PI di Blok Cepu bersama sama dengan Pemerintah Provinsi Jawa Tengah, Kabupaten Bojonegoro dan Kabupaten Blora yang terhimpun dalam organisasi Badan Kerjasama PI Blok Cepu (BKS PI Blok Cepu). Mengingat pengelolaan migas yang memiliki resiko yang cukup tinggi baik dari aspek teknologi, biaya serta dampak lingkungan yang besar, maka Pemerintah Provinsi Jawa Timur melalui PT PJU melakukan pembiayaan investasi dengan bekerjasama dengan Investor dari Korea Selatan yaitu PT. DSME ENR Cepu (DEC), mengingat PT PJU tidak memiliki dana yang cukup untuk pembiayaan pengelolaan migas di Blok Cepu dengan pelaksana operator yang dilakukan oleh Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL). 2. Kegiatan Usaha Pengelolaan Migas oleh

PT PJUC Tahun 2017 Dalam melaksanakan usaha pengelolaan bisnis migas di Blok Cepu, PT PJUC tahun 2017 ini telah mencapai hasil yang sangat menggembirakan, baik produksi, pengelolaan keuangan, omset, aset & laba. Hal tersebut dapat dilihat pada uraian dibawah ini: a. Produksi (Production)

Walaupun pada tahun 2009 PT PJUC hanya memiliki produksi minyak sebesar 3.290 BOPD, tetapi pada tahun 2017 mencapai 203.522 BOPD naik 32.416 BOPD dibanding produksi tahun 2016 yang hanya sebesar 171.106 BOPD. Namun harus diwaspadai, karena tahun 2017 produksi kita mencapai produksi puncak (peak production). Dalam teori ekonomi, setelah mencapai produksi puncak, pada tahun berikutnya akan cenderung turun, bahkan menurut hitungan teknis sampai tahun 2035 terus menurun. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha secara intensifikasi maupun ekstensifikasi. Intensifikasi artinya menaikkan efektifitas dan efisiensi, sedangkan ekstensifikasi artinya perluasan/membuka sumur-sumur eksplorasi baru.

b. Pengelolaan Keuangan Dividen pada tahun buku 2017.

Jatim Utama Cendana (PJUC) as its subsidiary are appointed to manage PI in Blok Cepu together with Central Java Province, Bojonegoro Regency and Blora Regency. These four regional owned enterprises are collaborated in the organization of PI Blok Cepu Cooperation Agency (BKS PI Block Cepu). Considering the oil and gas management that has a high enough risk in terms of technology, cost and great environmental impact, the Government of East Java Province through PT PJU is investingin cooperation with an investor from South Korea, namely PT. DSME ENR Cepu (DEC), in which PT PJU does not have sufficient funds to finance oil and gas management in Cepu Block with operator conducted by Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL). 2. Business Activities of PT PJUC Oil and Gas

Management in 2017 In implementing the oil and gas business in Cepu Block, in 2017 PJUC has achieved very encouraging results, be it production, financial management, turnover, assets & profits. This can be seen in the description below: a. Production

Although in 2009 PJUC produced only 3,290 BOPD oil production, but in 2017 PJUC has reached 203,522 BOPD. It increased by 32,416 BOPD compared to 2016 production which was just as big as 171,106 BOPD

We have to be aware, as in 2017 our production has already reached its peak production. Based on economic theory, after reaching peak production, the following years will tend to decrease, even according to technical calculation until year 2035 continue to decrease. Therefore it is necessary to do business intensification and extensification. Intensification means to increase effectiveness and efficiency, while extensification means expansion / opening of new exploration wells.

b. Financial Management

Dividends in fiscal year 2017.

14

PT PJUC telah menghasilkan deviden sebesar USD 2.657.093 Naik USD 230.891., dibanding deviden yang dicapai tahun 2016 sebesar USD 2.426.202

Dividen ke PT PJU

Pada tahun 2017, PT PJUC telah memberikan kontribusi PAD lewat holding sebesar USD 1.344.489 Naik USD 116.831 dibandingkan tahun 2016 sebesar USD 1.227.658

Pajak Kewajiban pajak pada tahun 2016 PT PJUC telah membayar pajak sebesar USD 8.649.603 (terdiri dari Pajak C&D = USD 8.096.574.dan Pajak Pasal 23 = USD 553.029). Naik USD 420.112., dibanding tahun 2016 sebesar USD 8.229.491 (terdiri dari Pajak C&D = USD 7.604.121.dan Pajak Pasar 23 = USD 625.370.).

c. Aset, Omset dan Laba (Assets, Turnover

and Profit) Aset

Total aset pada tahun 2017 adalah sebesar USD 81.597.615. Sedangkan total asset pada tahun 2016 sebesar USD 93.120.194

Omset

Omset PT PJUC di bidang usaha migas tahun 2017 adalah sebesar 37.409.428 dibanding tahun 2016 sebesar omset USD 37.611.071

Laba

PT PJUC laba tahun 2017 mencapai USD 2.558.169 Dimana laba perusahaan Naik sebesar USD 465.428 dibanding tahun 2016 yang mencapai USD 2.092.741

Hutang piutang, sampai dengan tahun 2017 dapat dilaporkan bahwa hutang PT PJUC ke DSME ENR Cepu sebesar USD 133.190.138 (pokok pinjaman). PT PJUC telah mengangsur sebesar USD 76.904.995, sisanya sebesar USD 56.285.143 (42%). Tetapi PT PJUC masih memiliki piutang berupa rencana

PT PJUC has bring in dividends for USD 2.657.093 up USD 230.891 compared to dividends achieved in 2016 amounted to USD 2.2426.202

Dividen to PT PJU In 2017, PJUC has contributed on Original Regional Income through holding for USD 1.344.489 up USD 116.831 compared to 2016 amounted to USD 1.227.658

Taxes Tax liability in 2016, PJUC has paid tax of USD 8.649.603 (consists of C&D Tax = USD 8.096.574 and Tax Article 23 = USD 553.029). Up USD 420.112 compared to 2016 amounted to USD 8.229.491 (consists of C&D Tax = USD 7.604.121 and Tax Article 23 = USD 625.370)

c. Aset, Omset dan Laba (Assets, Turnover, Profit, Debts Receivable) Assets

Total asset in 2017 is USD 81.597.615 Whereas total asset in 2016 is USD 93.120.194

Turnover PT PJUC turnover on oil and gas in 2017 is as big as 37.409.428 compared to 2016 amounting to a turnover of USD 37.611.071

Profit PT PJUC profit in 2017 reached USD 2.558.169, Profit company rose by USD. 465.428 compared to 2016 which reached USD 2.092.741

Debts receivable, until 2017 it can be reported that PT PJUC's debt to DSME ENR Cepu amounts to USD 133.190.138 (principle). PT PJUC has repay USD.76.904.995, the remaining of USD.56.285.143 (.42%).But PJUC still has receivable in the form of cash call refund plan of Jambaran Tiung Biru which is

15

pengembalian cash call Jambaran Tiung Biru yang diharapkan segera dibayar. Hal itu dengan harapan dapat menambah pembayaran hutang sehingga dapat meningkatkan Debt to Equity Ratio.

3. Usul / Saran Namun demikian kiranya Direksi harus tetap mewaspadai perkembangan terhadap potensi migas yang ada, serta senantiasa melakukan komunikasi dan koordinasi khususnya kepada EMCL selaku operator. Mengingat besarnya investasi dari DEC dan pengelolaan migas di Blok Cepu yang merupakan pinjaman PT PJUC yang berdasarkan perhitungan jika kondisi produksi tetap stabil dapat dikembalikan dalam jangka waktu tahun 2024 Khusus terhadap upaya DEC yang akan mengalihkan investasinya kepada pihak lain, Direksi perlu memperhatikan hal-hal sebagai berikut : a. Diharapkan perusahaan yang akan

mengambil alih investasi dari DEC sebagai pendana baru benar-benar memiliki kemampuan keuangan yang kuat, sebagaimana kemampuan keuangan yang selama ini oleh DEC selalu siap apabila diperlukan.

b. Investor baru harus dapat diterima oleh operator yaitu EMCL sehingga dalam kegiatan operasional tidak mengalami kendala.

c. Investor lama (DEC) dengan Investor baru diharapkan telah menuntaskan hal-hal yang terkait dengan hak dan kewajiban masing-masing, sehingga dalam pelaksanaan investasi baru oleh pendana yang baru, PT PJUC tidak akan terkena dampak dari peralihan investasi tersebut.

d. Sehubungan dengan masuknya investasi baru, kiranya perlu dilakukan kajian terhadap perjanjian lama yang akan dipergunakan pula oleh investor baru dalam rangka melanjutkan kerja dengan PT PJUC khususnya terhadap hal-hal yang memungkinkan PT PJU mendapatkan keuntungan/keringanan terkait dengan bunga pinjaman.

Selanjutnya mengenai meningkatnya harga minyak yang cukup tinggi yang dampaknya bagus bagi PT PJUC, khususnya terhadap penerimaan

expected to be paid soon. We hope that we can increase the debt payments to increase Debt to Equity Ratio.

3. Suggestion The Board of Directors should remain aware of the development of the potential of existing oil and gas, and always communicate and coordinate with EMCL as the operator. The amount of investment from DEC and the oil and gas operation in Cepu Block, based on the calculation if the condition of production remains stable, PJUC loan can be fully repaid in the year of 2024. With respect to DEC’s plan to transfer its investment to another party, the Board of Directors needs to pay attention to the following matters: a. It is expected that the company that will take

over the investment should really have strong financial capabilities, as well asthe financial capabilities of DEC which is always ready when it is needed.

b. The new investor must be acceptable by the operator, EMCL so that we do not experience any obstacles in the operational activities.

c. Current investor (DEC) with new investor are

expected to have settled all matters related to their respective rights and obligations, so that in the implementation of new investments by new funder, PJUC will not be affected by the investment shift.

d. In connection with the new investor, it is

necessary to review the old agreements which will be used by the new investor in order to continue the work with PJUC especially to things that enable PJU to get profit/lower loan interest.

Furthermore, regarding the rise of oil price which gives good impact for PJUC, especially for revenues. It is also necessary to observe the tax

16

pendapatan, perlu pula dilakukan pencermatan terhadap permasalahan pajak yang menjadi kewajiban kita, sehingga RKAP yang telah disusun untuk tahun 2018 perlu mendapatkan perhatian. Demikian pendapat Dewan Komisaris PT PJUC terhadap kinerja Direksi PT PJUC tahun 2017, semoga sukses dan bermanfaat bagi Daerah dan Pemerintah Pusat.

issues that become our obligation, so that the Budget Work Plan which has been prepared for the year 2018 need to get attention. Thus the opinion of the Board of Commissioners of PJUC on the performance of PJUC Board of Directors in 2017, good luck and hope it will be useful for the Region and Central Government.

Surabaya, 12 April 2018 Atas Nama Dewan Komisaris

Surabaya, April 12, 2018 On Behalf of the Board of Commissioner

PT. Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC)

I Made Sutarya

Komisaris Utama President Commissioner

17

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Hukum dari Universitas Airlangga pada tahun 1982; menyelesaikan Pasca Sarjana Hukum di Universitas Surabaya pada tahun 2003. Perjalanan Karir : Sebelum menjabat sebagai Komisaris Utama di PJUC, Beliau menjabat sebagai anggota Dewan Komisaris PJU,Holding (2006-2010, 2013-2015), Dewan Komisaris PJUC (2007-2009, 2010-2013). Sebelumnya Beliau pernah menjadi Pejabat Struktural di tingkat Pemda, diantaranya sebagai Kepala Dinas Pendapatan Propinsi Jatim (2009 - 2010), Kepala Inspektorat Wilayah Propinsi Jatim (2007-2009), Kepala Dinas Energi dan Sumber Daya Mineral Propinsi Jatim (1997-2007), Inspektur Pembantu Bidang Perekonomian Inspektorat Wilayah Provinsi Jawa Timur (1996-1997), Inspektur Pembantu Bidang Kesejahteraan Sosial Inspektorat Wilayah Provinsi Jawa Timur (1994-1996). Dasar Pengangkatan Surat Keputusan Pemegang Saham dalam RUPS Tahunan yang telah dinotariatkan pada tanggal 5 Juni 2015.

Education : He holds a law degree from Airlangga University in 1982; completing Post Graduate Law at the University of Surabaya in 2003. Career History : Prior to his appointment as Commissioner in PJUC, he served as a member of the Board of Commissioners PJU, Holding (2006-2010, 2013-2015, ), Borad of Commissioners PJUC (2007-2009.2010-2013). Previously, he had been a Structural Officials at the local level, such as Head of the East Java Provincial Revenue Office (2009 - 2010), Head of the Regional Inspectorate East Java Province (2007-2009), Head of Energy and Mineral Resources of East Java Province (1997-2007), Inspector Vice Economic Affairs Inspectorate of East Java Province (1996-1997), Assistant Superintendent of Social Welfare Inspectorate of East Java Province (199-1996). Appointment Based on : Decree of the shareholders in the Annual General Meeting which was notarized on June 5, 2015.

V.3. PROFIL DEWAN KOMISARIS BOARD OF COMMISSIONERS PROFILE

Lahir di Tabahan – Bali, 12 Juli 1952

Born in Tabanan – Bali, July 12, 1952

I MADE SUTARYA KOMISARIS UTAMA PRESIDENT COMMISSIONER

18

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Teknik Perminyakan dari Institut Teknologi Bandung pada tahun 1995; menyelesaikan Postgraduate di Geothermal Engineering, Auckland University pada tahun 1996, New Zealand; menyelesaikan Pasca Sarjana Magister Managemen di Universitas Atmajaya, Jakarta pada tahun 2004. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai anggota Dewan Komisaris PJUC sejak tahun 2014-sekarang. Sebelumnya Beliau bekerja di ExxonMobil/Mobil Cepu Limited (2008-2014), mengajar di St. Georges Secondary School, Brunei Darrusalam (20002-2008). Sebelum yang juga pernah bekerja di PT.Schlumber Geophysics Nusantara (1997-2001). Dasar Pengangkatan : Surat Keputusan Pemegang Saham dalam RUPS Tahunan yang telah dinotariatkan pada tanggal 5 Juni 2015.

Education : She was graduated from Petroleum Department, Institut Teknologi Bandung; Postgraduated Diploma in Geothermal Engineering, Auckland University, New Zealand; Magister Management in Pasca Sarjana Dept., specialization in Human Resources Development, Atmajaya University, Jakarta in 2014. Career History : Served as a member of the Board of Commissioners PJUC since 2014 - present. Before joining PJUC, she worked for ExxonMobil/Mobil Cepu Limited (2008-2014), working as a Match and Geography Teacher in St. Georges Secondary School, Bandar Seri Begawan, Brunei Darrusalam (2002-2008) and PT. Schlumberger Geophysics Nusantara (1997-2001). Appointment Based on : Decree of the shareholders in the Annual General Meeting which was notarized on June 5, 2015.

ALEXANDRA SINTA WAHJUDEWANTI KOMISARIS - COMMISSIONER Lahir di Bandung, 25 Februari 1972

Born in di Bandung, February 25, 1972

19

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana jurusan Publisistik dari Universitas Gajahmada pada tahun 1970, kemudian di tahun 1985 meraih gelar Sarjana jurusan Administrasi Negara dari Universitas Merdeka, dan menyelesaikan Pasca Sarjana jurusan Kebijakan Publik di Universitas 17 Agustus 1945 pada tahun 1990. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai anggota Dewan Komisaris PJUC sejak tahun 2014 – sekarang. Sebelumnya Beliau pernah menjabat sebagai Ketua DPRD Kab. Madiun periode 2004-2014, tahun 1996-1999 sebagai anggota DPRD Propinsi Jawa Timur dan Widya Iswara Diklat Provinsi Jawa Timur, pensiun tahun 2003. Sebelumnya di tahun 1990-1996 menjabat sebagai Asisten I Sekwilda (Bidang Pemerintahan, Ekonomi dan Pembangunan), merangkap Kepala Kantor PMD (Pembangunan Masyarakat Desa) Pemkab Madiun. Pernah menjabat sebagai Camat Wungu (1980-1982); Camat Kebonsari (1982-1987); Camat Jiwan (1987-1990), semuanya di Kab. Madiun. Dasar Pengangkatan : Surat Keputusan Pemegang Saham dalam RUPS Tahunan yang telah dinotariatkan pada tanggal 5 Juni 2015.

Education : He holds a Bachelor degree majoring Publication of Gajah Mada University in 1970, then in 1985 earned a Bachelor degree majoring in Public Administration from the Merdeka University, and completed Post-Graduate Department of Public Policy at the University 17 Agustus 1945 in 1990. Career History : Served as a member of the Board of Commissioners PJUC since 2014 - present. Previously, he served as Chairman of the DPRD. Madiun period 2004-2014, the year 1996-1999 as a member of Parliament of East Java Province and Widya Iswara Training of East Java Province retired in 2003, earlier in the year 1990-1996 served as First Assistant Regional Secretary (Governance, Economy and Development) Madiun Regency, double Position as Head of PMD (Village Community Development) Office of Madiun Regency. He served as Head Wungu (1980-1982); Camat Kebonsari (1982-1987); Camat Jiwan (1987-1990), all in the district of Madiun. Appointment Based on : Decree of the shareholders in the Annual General Meeting which was notarized on June 5, 2015.

TOMO BUDI HARSOJO KOMISARIS - COMMISSIONER Lahir di Madiun – 26 Desember 1944

Born in Madiun – December 26, 1944

20

Assalamualaikum Warahmatullahi Wabarakatuh Salam Sejahtera Alhamdulilah dengan memanjatkan puji syukur kehadirat Allah SWT atas berkah rahmat, karunia, serta taufik dan hidayah-Nya kinerja PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC) pada tahun 2017 telah berjalan dengan baik. Pada tahun 2017, dividend PT PJUC yang diserahkan ke pemegang saham adalah lebih besar dari yang ditargetkan yaitu sebesar USD 2.657.093 (6,31% lebih tinggi dari budget yang sebesar USD 2.499.359) dan lebih besar dari tahun-tahun sebelumnya. Dividen PT PJUC sebesar USD 2.657.093 didistribusikan ke pemegang saham yang terdiri dari :

PT PJU : USD 1.344.489 PT DEC : USD 1.301.976 Koperasi : USD 10.628

Sebagaimana dicantumkan dalam Plan of Development (POD) Lapangan Banyu Urip bahwa produksi puncak akan sebesar 165.000 BOPD. Pada tahun 2017 ini produksi puncak melebihi target yang dicantumkan dalam POD yaitu mencapai 203.522 BOPD (juga melebihi target revisi WP&B 2017 sebesar 201.619 BOPD). Sejalan dengan perkembangan produksi Lapangan Banyu Urip, bahwa cadangan minyak terambil meningkat ∼60% dari perkiraan sebelumnya 451 MMBO menjadi 729 MMBO. Kenaikan perkiraan cadangan minyak tersebut berdasarkan hasil pemantauan kinerja aktual reservoir dan didukung oleh hasil prediksi simulasi yang telah history- matched. Kumulatif produksi Lapangan Banyu Urip dari 31 Agustus 2009 – 31 Desember 2017 sebesar 207.76 MMBO, sehingga sisa cadangan Lapangan Banyu Urip sebesar 521.24 MMBO. Sehubungan dengan harga minyak Lapangan Banyu Urip, bahwa pada tanggal 21 November 2017 telah dikeluarkan Keputusan Menteri ESDM Nomor : 4028 K/12/MEM/2017 Tentang, “Formula Harga Minyak Mentah Indonesia Untuk Jenis Minyak Mentah Banyu Urip”. Dimana Formula harga Minyak Mentah Indonesia untuk jenis

Assalamualaikum Warahmatullahi Wabarakatuh Best Wishes for All of Us Alhamdulilah by praising of Allah SWT for the blessings of His grace and guidance, the performance of PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC) in 2017 has been running well. In 2017, dividend of PJUC submitted to shareholders is greater than the targeted amount of USD 2.657.093 (6.31% higher than the budget of USD 2,499,359) and larger than previous years. Dividend PT PJUC of USD 2.657.093 which distributed to shareholders consisting of :

PT PJU : USD 1.344.489 PT DEC : USD 1.301.979 Koperasi : USD 10.628

As listed in Plan of Development (POD) Banyu Urip Field that peak production will reach 165.000 BOPD. In 2017 peak production exceeded the target listed in POD which reached 203,522 BOPD (also exceeded of 2017 Revised WP&B of 201,619 BOPD). In line with the development of Banyu Urip Field production, the estimated oil reserves increased by approximately ∼60% from the previous estimate of 451 MMBO to 729 MMBO. The increase in estimated oil reserves is based on the monitoring results of the actual performance of the reservoir and supported by the predicted simulation results which has history matched. Cumulative oil production from August 31, 2009 - December 31, 2017 is 207.76 MMBO, so that remaining reserve of Banyu Urip Field is 521.24 MMBO. Related to the oil price of Banyu Urip Field, that on November 21, 2017 has been issued Minister of Energy and Mineral Resources Decree No. 4028 K/12/MEM/2017 about “Indonesia Crude Oil Price Formula For Crude Oil Type Banyu Urip”. Where Indonesia Crude Oil Price Formula for Banyu Urip Crude Oil type is ICP Arjuna plus USD 5,50 / barrel

V.4. LAPORAN DIREKSI REPORT FROM THE BOARD OF DIRECTORS

21

Minyak Mentah Banyu Urip adalah ICP Arjuna plus USD 5,50/barrel pada titik serah di Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang. Formula harga minyak mentah Banyu Urip ini jauh lebih tinggi dibandingkan dengan harga minyak sebelumnya yaitu dari ICP Arjuna minus USD 0,5/barrel. Untuk progress rencana pengembangan Lapangan Jambaran - Tiung Biru (JTB), dimana PT PJUC sebagai anak perusahaan PT PJU yang mengelola PI 2,2423% di WK Cepu telah melakukan valuasi kelayakan ekonomi atas project tersebut dimana dari seluruh skenario hasil valuasi dapat disimpulkan sebagai berikut:

Pengembangan Lapangan JTB terindikasi tidak ekonomis dikarenakan: - Harga gas di well head yang tidak

mendukung keekonomian (USD 6.7/mmbtu, flat)

- Capex yang relatif tinggi dan berpotensi membengkak, bisa lebih besar dari USD 1.890.916.000 porsi Blok Cepu (USD 42.400.007 porsi PJUC) karena mundurnya onstream (mulai produksi) dan kondisi lapangan.

DEC/DSME sebagai mitra kerja PJU dan sekaligus investor dalam pengembangan Blok Cepu, menyatakan tidak dapat membiayai pengembangan Lapangan JTB karena alasan tidak ekonomis.

Sehubungan dengan hal tersebut, PT PJU mengusulkan kepada Gubernur Jawa Timur bahwa PT PJUC sebagai anak perusahaan PT PJU yang mengelola PI Blok Cepu mengundurkan diri dari project Lapangan JTB. PT PJUC mengundurkan diri dari proyek JTB pada Desember 2017. Sebagai informasi bahwa anggota BKS lainnya, BUMD Bojonegoro, BUMD Blora, dan BUMD Provinsi Jawa Tengah juga mengundurkan diri dari proyek Lapangan JTB ini. Selanjutnya dalam proses pengembalian Cash Call JTB yang telah dibayarkan oleh anggota BKS sebagai akibat mundurnya anggota BKS dalam pengembalian Lapangan Gas JTB, cash call yang telah dibayarkan oleh PT PJUC sebesar USD 3,761,097.38 dan akan dikembalikan.

at the delivery point in Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang. This crude oil price formula for Banyu Urip Crude Oil type is higher than the previous price of oil from ICP Arjuna minus USD 0.5 / barrel. For progress of development plan on Jambaran - Tiung Biru (JTB) Fields, where PJUC as a subsidiary of PT PJU managing PI 2,2423% in Cepu Working Area has done economic feasibility valuation of the project where from all scenarios of valuation result can be concluded as follows:

Development of JTB field indicated to be uneconomical due to: - Gas prices in the wellhead that do not

support the economy (USD 6.7/mmbtu, flat)

- Capex is relatively high and potentially can be greater than USD 1,890,916,000 portions of Cepu Block (USD 42,400,007 portion of PJUC) due to can not meet onstream dead line and field conditions

DEC/DSME as a partner of PJU and also investor in the development of Cepu Block, stated that they can not finance the development of JTB Field for uneconomical reasons.

In this regard, PT PJU proposes to the Governor of East Java that PT PJUC as a subsidiary of PT PJU managing PI Block Cepu withdrew from the JTB Field project. PT PJUC pulled out from JTB Project in December 2017. For information that other BKS members, BUMD Bojonegoro, BUMD Blora, and BUMD of Central Java Province also pulled out from this JTB Field project. Furthermore, in the process of returning JTB Cash Call which has been paid by members of BKS as a result of the withdrawal of BKS members from the JTB Gas Field project, cash call which has been paid by PT PJUC amounting to USD 3,761,097.38 and will be refunded.

22

Untuk meningkatkan pengetahuan dan ketrampilan di bidang Geology &Geophysic mulai bulan Oktober 2017, Petrogas Wira Jatim (PWJ) anak perusahaan dari PT PJU telah mengirimkan Saudara Nasir Astungkara untuk menjadi secondee di EMCL. Keberhasilan dalam mengelola PT PJUC merupakan hasil koordinasi yang baik antara pihak-pihak dalam perusahaan meliputi Karyawan, Komisaris, dan Direksi. Selain itu, juga berasal dari dukungan dan kerjasama yang baik dengan Pemegang Saham, BKS, EMCL, PEPC, SKK Migas, Ditjen Migas, dan Kementerian ESDM. Ritme sistem koordinasi dan kerjasama yang baik ini akan tetap dipertahankan dalam mengoptimasi keberhasilan dalam memberikan kontribusi kepada seluruh pemangku kepentingan, termasuk menambah Pendapatan Asli Daerah (PAD) kepada Pemerintah Daerah Provinsi Jawa Timur melalui PT. Petrogas Jatim Utama. PJUC di masa kini dan yang akan datang akan selalu dan tetap berkomitmen untuk memberikan distribusi dividen yang paling optimal kepada Pemegang Saham (PT Petrogas Jatim Utama, PT DSME ENR CEPU, dan Koperasi DIPERTAM). Wa'alaikumussalam Warahmatullahi Wabarakatuh

To increase knowledge and skills in Geology & Geophysics field, starting October 2017, Petrogas Wira Jatim (PWJ) a subsidiary of PT PJU has sent Mr. Nasir Astungkara to become secondee in EMCL. Success in managing PJUC is a result of good coordination between the parties in the company include Employees, Commissioners, and Directors. In addition, it also comes from good support and cooperation with Shareholders, BKS, EMCL, PEPC, SKK Migas, Ditjen Migas, and Ministry of Energy and Mineral Resources. This rhythm of the coordination system and good cooperation will be maintained in optimizing the success in contributing to all stakeholders, including increasing local revenue (PAD) to the East Java Provincial Government through PT. Petrogas Jatim Utama. PJUC in the present and future will always and remain committed to provide the most optimal dividend distribution to Shareholders (PT Petrogas Jatim Utama, PT DSME ENR CEPU, dan Koperasi DIPERTAM).

Wa'alaikumussalam Warahmatullahi Wabarakatuh

Surabaya, 12 April 2018 Atas Nama Dewan Direksi

Surabaya, April 12, 2018 On Behalf of the Board of Directors

PT. Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC)

Heru Pramono Direktur Utama President Director

23

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Jurusan Teknik Geologi dari Institut Teknologi Bandung pada tahun 1975. Perjalanan Karir : Sebelum menjabat sebagai Direktur Utama di PJUC, Beliau menjabat sebagai Direktur Utama PT. Petrogas Pantai Madura (2010-2015) dan VP Exploration/ Upstream General Manager PWJ (2004-2015). Sebelumnya Beliau pernah menjadi Instruktur Kursus Lepas di Mutiara Cita Prakarsa Training Co. dan Indonesian Professional Development Center (1999-2003). Dalam rentang tahun 1981-1999 Beliau menjabat di ARCO dengan menempati beberapa posisi penting, seperti Senior Geologist Western Region Of Arco ONWJ Block; Regional Geologist Western Region Of Arco ONWJ Block; Overseas Assignment At Arco Headquarters Office In Los Angeles, USA; Development Geology Chief Of Arco ONWJ Block; Geological Technical Operations Chief Of Arco Offshore Northwest Java Block ONWJ; Development-Exploration Chief Of Arco Bali North Inc. & Arco Madura East Inc. Dasar Pengangkatan : Surat Keputusan Pemegang Saham dalam RUPS Tahunan yang telah dinotariatkan pada tanggal 5 Juni 2015.

Education : He holds a Bachelor degree majoring in Geology of Institut Teknologi Bandung in1975. Career History : Prior to his appointment President Director in PJUC, he served asPresident Director of PT. Petrogas Pantai Madura (2010-2015) and VP Exploration/Upstream General Manager PWJ (2004-2015). Sebelumnya Beliau pernah menjadi Instruktur Kursus Lepas di Mutiara Cita Prakarsa Training Co. dan Indonesian Professional Development Center (1999-2003). Dalam rentang tahun 1981-1999 Beliau menjabat di ARCO dengan menempati beberapa posisi penting, seperti Senior Geologist Western Region Of Arco ONWJ Block; Regional Geologist Western Region Of Arco ONWJ Block; Overseas Assignment At Arco Headquarters Office In Los Angeles, USA; Development Geology Chief Of Arco ONWJ Block; Geological Technical Operations Chief Of Arco Offshore Northwest Java Block ONWJ; Development-Exploration Chief Of Arco Bali North Inc. & Arco Madura East Inc. Appointment Based on : Decree of the shareholders in the Annual General Meeting which was notarized on June 5, 2015.

V.5. PROFIL DIREKSI BOARD OF DIRECTORS PROFILE

HERU PRAMONO DIREKTUR UTAMA PRESIDENT DIRECTOR Lahir di Madiun – 25 Desember 1949

Born in Madiun – December 25, 1949

24

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Akuntansi dari Universitas Gajah Mada. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai Direktur Keuangan di PJUC sejak tahun 2010, sebelumnya Beliau bekerja untuk Astra International Group selama 7 tahun sebagai akuntan. Dasar Pengangkatan Surat Keputusan Pemegang Saham dalam RUPS Tahunan yang telah dinotariatkan pada tanggal 5 Juni 2015.

Education : He was graduated from Accounting Department, Gadjah Mada University. Career History : He joined the company in 2010 as Finance Director of PJUC. Before joining PJUC, he worked for Astra International Group for 7 years as an accountant. Appointment Based on : Decree of the shareholders in the Annual General Meeting which was notarized on June 5, 2015.

BAGUS PINANDITYO DIREKTUR AKUNTANSI & KEUANGAN ACCOUNTING & FINANCE DIRECTOR Lahir di Yogyakarta – 9 Januari 1983

Born in Yogyakarta – January 9, 1983

25

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana FISIP dari Universitas Airlangga. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai Sekretaris. Admin di PJUC sejak tahun 2009, sebelumnya Beliau bekerja Holding (PJU) selama 1,5 tahun.

Education : She was graduated from Social and Politic Sciences Department, Airlangga University. Career History : She joined the company in 2008 as an Secretary/Admin. Before joining PJUC, she worked in Holding Company (PT PJU) for 1.5 yeas.

V.6. PROFIL STAFF STAFF PROFILE

MADE WIDIARINI SEKRETARIS / ADMIN SECRETARY / ADMIN

Lahir di Surabaya, 29 April 1980

Born in Surabaya, April 29, 1980

26

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Akuntansi dari Universitas Pembangunan Nasional “UPN” Surabaya. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai Manager Keuangan di PJUC sejak tahun 2009, sebelumnya Beliau bekerja untuk Bakrie Telecom (Esia) selama 4 tahun sebagai akuntan.

Education : She was graduated from Accounting Department, UPN University. Career History : She joined the company in Dec 2009 as an Accountant. Before joining PJUC, she worked for Bakrie Telecom (Esia) for 4 years.

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Perminyakan dari Universitas Pembangunan Nasional “UPN” Yogyakarta. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai Manager Teknik di PJUC sejak Mei 2010, sebelumnya Beliau bekerja untuk PJU (2 years) and Support di Divisi Reservoir PT. Pertamina EP (6 years)

Education : He was graduated from PetroleumDepartment, “UPN” University, Yogyakarta. Career History : He joined the company in May 2010 as a Petroleum Engineer. Before Joining PJUC, he worked for PJU and Support in Reservoir Division at Pertamina EP for 6 years

Lahir di Surabaya, 30 Agustus 1979

ANGGRAENI MANAGER AKUNTANSI & KEUANGAN ACCOUNTING & FINANCE MANAGER

Born in Surabaya, August 30, 1979

BUDIYANTO MANAGER TEKNIK TECHNICAL MANAGER

Lahir di Sleman, 17 September 1977

Born in Sleman, September 17, 1977

27

Pendidikan : Meraih gelar Sarjana Teknik Industri dari ITN Malang. Perjalanan Karir : Menjabat sebagai Asisten Keuangan di PJUC sejak April 2014, sebelumnya Beliau bekerja untuk Bank Jatim selama 5 tahun.

Education : She was graduated from Industrial Engineering, ITN, Malang. Career History : She joined the company in April 2014 as a Finance Assistant. Before Joining PJUC, he worked at Bank Jatim for 5 years

TRI FITRIA SUSANTI STAF AKUNTANSI & KEUANGAN ACCOUNTING & FINANCE STAFF Lahir di Malang, 1 Agustus 1984

Born in Malang, August 1, 1984

28

VI. PROFIL PERUSAHAAN CORPORATE PROFILE

29

PT Petrogas Jatim Utama Cendana (“Perusahaan”) didirikan sesuai dengan peraturan perundang-undangan yang berlaku di Republik Indonesia berdasarkan Akta No. 5 tanggal 14 Maret 2007 dari Rosida, SH, notaris di Surabaya. Akta pendirian ini telah disahkan oleh Menteri Hukum dan Hak Asasi dalam Surat Keputusan No. W10-00796 HT.01.01-TH2007 tanggal 3 Juli 2007. Anggaran Dasar Perusahaan telah mengalami beberapa kali perubahan, terakhir dengan Akta No. 14 tanggal 15 Januari 2009 dari Wachid Hasyim, SH, mengenai perubahan seluruh anggaran dasar untuk menyesuaikan dengan Undang-Undang No. 40 Tahun 2007 tentang Perseoran Terbatas. Perubahan tersebut terlah mendapat persetujuan dari Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia dalam Surat Keputusan No. AHU-06127.AH.01.02.Tahun 2009 tanggal 5 Maret 2009. Sesuai Akta Perubahan Anggaran Dasar No. 14 tanggal 15 Januari 2009 maksud dan tujuan Perusahaan adalah berusaha di bidang pertambangan. Pendirian Perusahaan merupakan tindak lanjut dari diterbitkanya Undang-Undang No. 22 tahun 2001 tanggal 23 November 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Daerah Provinsi Jawa Timur No. 1 tahun 2006 tanggal 9 Maret 2006 tentang penunjukan Perusahaan sebagai wakil Keikutsertaan Pemerintah Provinsi Jawa Timur dalam bentuk saham pengelolaan minyak dan gas bumi pada Kontrak Kerja Sama (KKS) Blok Cepu.

Modal dasar PJUC, sebagaimana ditetapkan dalam Akta Pendirian No. 5 tanggal 14 Maret 2007 adalah Rp 2.000.000.000,- (dua milyar rupiah) terbagi atas 2.000 (dua ribu) saham dengan masing – masing saham bernilai Rp. 1.000.000,- (satu juta rupiah). Dari modal dasar tersebut, telah ditempatkan sebesar Rp. 500.000.000,- (lima ratus juta rupiah), dengan masing – masing pemegang saham yaitu: PT Petrogas Jatim Utama (PJU) sebanyak Rp. 498.000.000,- (498 lembar saham); Primer Koperasi Pegawai Republik Indonesia Dinas Pertambangan Daerah Tingkat I Jawa Timur “DIPERTAM” sebanyak Rp. 2.000.000,- (2 lembar saham).

PT Petrogas Jatim Utama Cendana (“the Company”) was established under the law of the Republic of Indonesia based on Notarial Dedd No. 5 dated March 14, 2007 of Rosida, SH, notary in Surabaya. The deed of establishment was approved by the Ministry of Justice and Human Rights in Decision Letter No. W10-00796 HT.01.01-TH2007 dated July 3, 2007. The Company’s Articles of Association have been amended several time, most recently by Notarial Deed No. 14 of Wachid Hasym, SH, date January 15, 2009 regarding the amendment of the Company’s Articles of Association to confirm with the provisions of Company Law No. 40 Year 2007. The amended Articles of Association were approved by the Minister of Justice and Human Rights in Decision Letter No. AHU-06127.AH.01.02 of 2007 dated March 5, 2009. According with Articles of Association No. 14 on January 15, 2009 the Company goals and objectives is to conduct a business in the field mining. The Company’s establishment was based on Law No. 22 of 2001 dated November 23, 2001 regarding Oil and Gas and East Java Government Regulation No. 1 of 2006 dated March 9, 2006 regarding the appointment of Company as a representative of East Java Government in Production Sharing Contract (“PSC”) Cepu Block. The authorized capital of PJUC as specified in the Deed of Establishment no. 5 dated March 14, 2007 is Rp 2,000,000,000, - (two billion rupiah) divided into 2,000 (two thousand) shares with each share valued at Rp. 1,000,000, - (one million rupiah). From those authorized capital, has been placed Rp. 500.000.000, - (five hundred million rupiah), with each shareholder: PT Petrogas Jatim Utama (PJU) of Rp. 498.000.000, - (498 shares); Primer Koperasi Pegawai Republik Indonesia Dinas Pertambangan Daerah Tingkat I Jawa Timur “DIPERTAM” as much as Rp. 2.000.000, - (2 shares).

VI.1. LEGALITAS PERUSAHAAN CORPORATE LEGAL

30

Kemudian berdasarkan Akta No. 13 tanggal 15 Januari 2009, guna menindaklanjuti dan mengesahkan Perjanjian Jual Beli 245 lembar saham milik PJU kepada PT Syabas Usaha Migas (SUM), sehingga komposisi pemegang saham yang baru adalah PJU sebesar 50.6% (setara 253 lembar saham; DIPERTAM sebesar 0.4% (setara 2 lembar saham); SUM sebesar 49% (setara 245 lembar saham).

Then based on Deed No. 13 dated January 15, 2009, to follow up and ratify the PJU's 245 shares purchase agreement to PT Syabas Usaha Migas (SUM), so the new shareholder composition is PJU of 50.6% (equivalent to 253 shares) DIPERTAM of 0.4% (equivalent to 2 shares), SUM at 49% (equivalent to 245 shares).

31

VI.2. VISI & MISI PERUSAHAAN CORPORATE VISION & MISSION

Menjadi Perusahaan Migas Daerah yang memiliki kemampuan dan profesionalisme setara Perusahaan Migas Nasional Becoming Regional Oil and Gas Company which has the capability and professionalism equivalent to the National Oil and Gas Company

Mengembangkan Perusahaan Migas Daerah yang mampu bersaing secara nasional dengan profesional, di dukung tenaga ahli yang kompeten dibidangnya To develop the Regional Oil and Gas Company that capable to compete nationally with professionals, supported by competent experts in their field.

32

VI.3. SASARAN PERUSAHAAN TAHUN 2017 2017 CORPORATE TARGET

1. Memberikan kontribusi terhadap pengadaan migas nasional.

2. Mengelola sumber daya alam minyak dan gas bumi melalui Participating Interst (PI) 2,2423% di Blok Cepu.

3. Memberikan Pendapatan Asli Daerah (PAD) Provinsi Jawa Timur.

4. Meningkatkan Perekonomian Provinsi Jawa Timur

1. Contributing to national oil and gas procurement. 2. Managing natural resources of oil and gas

through Participating Interest (PI) 2,2423% in Cepu Block.

3. Provide Local Income of East Java Province. 4. Improve the Economy of East Java Province.

33

1. Melakukan koordinasi dengan Badan Kerjasama (BKS), ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), dan Pertamina E&P Cepu (PEPC) dalam rangka meningkatkan produksi minyak dan gas bumi Blok Cepu.

2. Bermitra dengan strategic partner untuk pembiayaan PI 2,2423% di Blok Cepu dengan cara Business to Business (B to B).

3. Melakukan penjualan minyak bumi lapangan Banyu Urip dengan bekerja sama dengan anggota Badan Kerjasama (BKS) lainnya dan Pertamina E&P Cepu (PEPC) untuk menjual minyak bumi ke Pertamina Persero melalui FSO Gagak Rimang.

1. Coordinate with Badan Kerjasama (BKS), ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), and Pertamina E&P Cepu (PEPC) in order to increase oil and gas production of Cepu Block.

2. Partnering with strategic partners for financing PI 2,2423% in Cepu Block by way of Business to Business (B to B).

3. Conducting the sale of petroleum Banyu Urip field by cooperating with other members of Badan Kerjasama (BKS) and Pertamina E&P Cepu (PEPC) to sale petroleum to Pertamina Persero through FSO Gagak Rimang.

VI.4. STRATEGI PERUSAHAAN CORPORATE STRATEGY

34

VI.5. KEBIJAKAN MANAJEMEN MANAGEMENT POLICY

1. Melakukan koordinasi dengan dengan Badan Kerjasama (BKS), ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), dan Pertamina E&P Cepu (PEPC) dalam pengembangan dan produksi lapangan minyak dan gas bumi di Blok Cepu.

1. Coordinate with Badan Kerjasama (BKS), ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), and Pertamina E&P Cepu (PEPC) in the development and production of oil and gas field in Cepu Block.

2. Mengikuti semua perjanjian-perjanjian dalam pengelolaan Blok Cepu sepertin Production Sharing Contract/PSC, Joint Operating Agreement/JOA.

2. Following all agreements in the management of Cepu Blocks such as Production Sharing Contract/PSC, Joint Operating Agreement/JOA.

4. Memberikan deviden kepada Pemegang Saham. 4. Give dividends to Shareholders.

3. Mengefisiensi biaya operasional. 3. Operational cost efficiency.

35

VI.6. PEMEGANG SAHAM SHAREHOLDERS

36

.

No Nama Karyawan Employee Names

Jabatan Position

Pusat Biaya Cost Centre

A. Komisaris PT PJUC / PT PJUC Commissioners

1. I Made Sutarya Komisaris Utama / President Commissioner PT. PJUC

2. Alexandra Sinta Wahjudewanti

Komisaris / Commissioner PT. PJUC

3. Tomo Budiharsojo Komisaris / Commissioner PT. PJUC

B. Direksi PT PJUC / PJUC Directors

1 Heru Pramono Direktur Utama / President Director PT PJUC

2 Bagus Pinandityo Direktur / Director PT PJUC

C. Karyawan / Employees

1 Budiyanto Manager Teknik / Technical Manager PT. PJUC

2 Anggraeni Manager Acc. & Fin. / Acc. & Fin. Manager PT. PJUC

3 Ni Made Kade Widiarini Admin. & Sekretaris / Admin & Secretary PT. PJUC

4 Tri Fitria Susanti Staff Finance / Finance Staff PT. PJUC

5 Tarwan Non Staff / Driver Direktur Utama / Driver of President Director

PT. PJUC

VI.7. ORGANISASI STRUKTUR ORGANIZATION STRUCTURE

37

VII. TEKNIKAL TECHNICAL

38

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 dengan luas total 919.19 km² (91,920 HA).

Cepu Block is a Mining Working Area (WKP) of oil and Gas covering Bojonegoro and Tuban District, East Java Province and Blora Regency, Central Java Province with total area of 919.19 km² (91,920 HA).

Berdasarkan sejarah, Cepu terkenal karena cadangan minyak bumi yang melimpah dari Formasi Ngrayong & Wonocolo dengan kedalaman ∼600 m dan telah dilakukan penambangan minyak bumi sejak zaman Belanda oleh Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM). Sebelum penemuan terbaru cadangan minyak yang cukup besar dari Formasi Kujung dengan kedalaman ± 1.500 m di daerah Cepu dan sekitarnya, ladang minyak Cepu hanya difungsikan sebagai wahana pendidikan bidang perminyakan yaitu dengan adanya Akademi Migas di Cepu.

Historically, Cepu is well-known for its abundant crude oil reserves from Ngrayong & Wonocolo Formation with a dept of ∼600 m where excavation was carried out since the Dutch Colonialism era by the Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM). Before the discovery of new fairly large oil reserves from Kujung Formation with a depth ∼1,500 m in Cepu and its surroundings, the Cepu oil field had been utilized merely as a means for petroleum education with the establishment of the Oil and Gas Academy in Cepu.

VII.1. LOKASI BLOK CEPU CEPU BLOCK LOCATION

Gambar-1. Figure-1. Peta Blok Cepu, Stratigrafi, Cross Section.

Map, Stratigraphy, Cross Section Cepu Block

39

Pada tanggal 17 September 2005, ditandatangai KKS Blok Cepu antara BP Migas atas nama Pemerintah dengan Kontraktor yaitu MCL dan Ampolex sebagai Anak Perusahaan ExxonMobil serta PEPC sebagai Anak Perusahaan PT Pertamina (Persero) untuk jangka waktu kontrak 30 (tiga puluh tahun) sampai tahun 2035. 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. Dengan demikian, sejak tahun 2006 aktivitas operational Blok Cepu secara efektif telah dimulai dengan kegiatan utama yaitu kegiatan ekplorasi, pengembangan lapangan minyak Banyu Urip, lapangan minyak Kedung Keris, kegiatan dan pengembangan lapangan gas Jambaran-Tiung Biru (JTB). Pengembangan lapangan gas JTB berdasarkan Head of Agreement (HoA) antara MCL, PEPC, dan Pertamina EP tentang Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru dan penunjukan PEPC sebagai Operator Lapangan Unitisasi Jambaran-Tiung Biru.

On September 17, 2005, KKS Cepu Block between BP Migas on behalf of the Government and MCL and Ampolex as ExxonMobil Subsidiaries and PEPC as a Subsidiary of PT Pertamina (Persero) for a period of 30 (thirty) years until 2035. To manage oil and gas activities in KKS Blok Cepu, through a long process, on March 15, 2006 signed a Joint Operating Agreement (JOA) Cepu Block between MCL, Ampolex, and PEPC, this has been in effective since September 17, 2005. In the JOA also stated that MCL is appointed as Operator of Cepu Block. Thus, since 2006 Cepu Block operational activities have effectively started with the main activities of exploration activities, development of Banyu Urip oil field, Kedung Keris oil field, activities and development of Jambaran-Tiung Biru gas field (JTB). Development of JTB gas field based on Head of Agreement (HoA) between MCL, PEPC, and Pertamina EP on Field Unitization of Jambaran-Tiung Biru and appointment of PEPC as Field Operator of Jambaran-Tiung Biru Field Unitization.

40

Lapangan Banyu Urip ditemukan pada tahun 2001 oleh Mobil Cepu Ltd., dan persetujuan Plan of Development (POD) oleh BP MIGAS pada tanggal 4 Juli 2006. 7.2.1. Cadangan Sejalan dengan perkembangan produksi Lapangan Banyu Urip, bahwa cadangan minyak terambil meningkat sekitar ∼60% dari perkiraan sebelumnya 451 MMBO menjadi 729 MMBO.

Banyu Urip Field discovered in 2001 by Mobil Cepu Ltd., and Plan of Development (POD) approval by BP MIGAS on July 4, 2006. 7.2.1. Reserve In line with progress of production from Banyu Urip field, that the Banyu Urip recoverable reserves is increased by ∼60%, from previously estimated of 451 MMBO become 729 MMBO.

Kenaikan perkiraan cadangan minyak tersebut berdasarkan hasil pemantauan kinerja aktual reservoir dan di dukung oleh hasil prediksi simulasi yang telah history- matched.

The increased reserves estimate was based on continuously observed better actual reservoir performance supported by the history-matched.

VII.2. LAPANGAN BANYU URIP BANYU URIP FIELD

Tabel-1. Table-1. Cadangan Banyu Urip. Banyu Urip Reserve

Gambar-2 Figure-2. Kumulatif Produksi, Gas Oil Ratio, Water Cut and Reservoir Pressure Banyu Urip.

Cumulative Productions, Banyu Urip Gas Oil Ratio, Water Cut and Reservoir Pressure

41

Berdasarkan data Gas Oil Ratio (GOR) dari 31 Agustus 2009 – 31 Desember 2017 memperlihatkan angka yang stabil dengan rata-rata ∼375 Scf/Bbl, ini memperlihatkan bahwa belum terjadi gas coning. Sedangkan data Water Cut (WC) dari 31 Agustus 2009 – December 31, 2017 memperlihatkan Water Cut masih di bawah 0,1%, ini memperlihatkan bahwa belum terjadi pergerakan Oil Water Contact yang significant, belum terjadi Water Coning, dan Tekanan Reservoir Banyu Urip masih tinggi (∼1970 psia). Kumulatif produksi minyak sampai dengan 31 Desember 2017 sebesar 207,76 MMBO, sehingga sisa cadangan Lapangan Banyu Urip sebesar 521.24 MMBO. 7.2.2. PRODUKSI Produksi Perdana atau Early Oil Production Lapangan Banyu Urip dimulai pada tanggal 31 Agustus 2009, dimana menggunakan Fasilitas Produksi rental dari Exterran. EPF dari Well Pad A dilakukan dengan melakukan produksi di 4 (empat) sumur produksi (BU-01, BU-A3, BU-A4, dan BU-A5), 1 (satu) sumur gas injeksi (BU-A01), dan 1 (satu) sumur water injeksi (BU-A03). Pada tanggal 23 Oktober 2014 Blok Cepu mampu mencapai produksi sebesar 10.000 BOPD melalui Program Early Oil Expansion (EOE) produksi rental dari Schlumberger. Program EOE dilakukan dengan melakukan produksi di 3 (tiga) sumur minyak baru dari Well Pad C Banyu Urip yaitu C03, C04, dan C06. Well Pad B First Oil (WPBFO) dimulai pada tanggal 21 Maret 2015 sampai 27 November 2015, kemudian tanggal 12 December 2015 Central Production Facilities (CPF) beroperasi dengan produksi maksimum dapat mencapai 98.000 BOPD, kemudian produksi terus meningkat mencapai 200.000 BOPD pada bulan Januari 2017. Produksi Banyu Urip berasal dari Well Pad A (9 sumur Produksi, 4 sumur Water Injeksi, 1 sumur Gas Injeksi), Well Pad B (11 sumur Produksi, 5 sumur Water Injeksi), Well Pad C (10 sumur Produksi, 4 sumur Water Injeksi, 1 sumur Gas Injeksi). Sistem penjualan produksi minyak Banyu Urip dari Central Production Facility (CPF) ke

Based on Gas Oil Ratio (GOR) data from August 31, 2009 – December31, 2017, the GOR is stable with an average GOR ∼375 Scf/Bbl. There is no indication Gas Coning. While from Water Cut (WC) data from August 31, 2009 – December 31, 2017 shown below 0.1%, there is no significant Oil Water Contact movement, No Water Coning and Reservoir Pressure still high (∼1970 psia). Cumulative oil production as per December 31, 2017 is 207.76 MMBO, so that remaining reserve of Banyu Urip Field is 521.24 MMBO. 7.2.2. PRODUCTION Early Oil Production of Banyu Urip Field started on August 31, 2009, which used Production Facilitites rented from Exterran. EPF is conducted with the production from four production wells (BU-01, BU-A3, BU-A4 and BU-A5, one gas injection well (BU-A01) and one water injection well (BU-A03). On October 23, 2014, Block Cepu has managed increased its production by 10,000 BOPD with the Early Oil Expansion (EOE) Program production rented from Schlumberger. The EOE program was conducted with the production from three new wells in Banyu Urip Well Pad C, ie. BU-C03, BU-C04 and BU-C06. Well Pad B First Oil (WPBFO) started on March 21, 2015 until November 27, 2015, then on December 12, 2015 Central Production Facilities (CPF) operates with maximum production can reach 98,000 BOPD. then production continues to increase to 200,000 BOPD in January 2017. Banyu Urip production from Well Pad A (9 Production wells, 4 Water Injection wells, , 1 Gas Injection well sumur), Well Pad B (11 Production wells, 5 Water Injection wells), Well Pad C (10 Production wells, 4 Water Injection wells, 1 Gas Injection). Banyu Urip production sales system from Central Produciton Facility (CPF) ke Floating

42

Floating Storage and Offloading (FSO) dapat dilihat pada gambar di bawah ini.

Storage and Offloading (FSO), can be seen figure below.

Diagram alir produksi minyak, gas, dan air dari Well Pad dapat dilihat pada gambar di bawah ini.

Flow diagram of oil, gas and water production from Well Pad can be seen figure below.

Gambar-3. Figure-3. Banyu Uip Production Sales Sistem dari CPF ke FSO.

Banyu Urip Production Sales System from CPF to FSO

Gambar-4. Figure-4 Diagram Alir Produksi Minyak, Gas, dan Air dari Well Pad.

Flow Diagram of Oil, Gas and Water production from Well Pad

43

Produksi minyak untuk masing-masing Well Pad (A, B, C) dapat dilihat pada gambar di bawah ini

Oil Production per Well Pad (A, B, C) can be figure below.

Berdasarkan WP&B tahun 2017 target produksi minyak Lapangan Banyu Urip sebesar 200.000 BOPD sedangkan Revisi WP&B 2017 target produksi minyak sebesar 201.619 BOPD. Produksi aktual Lapangan Banyu Urip melebihi target yaitu sebesar 203.522 BOPD (mencapai 102%) dari WP&B 2017 dan 101% dari Revisi WP&B 2017).

Based on 2017 WP&B Banyu Urip Field oil production target of 200,000 BOPD, while on 2017 Revised WP&B oil production target of 201,619 BOPD. Actual oil production of Banyu Urip Field is 203,522 BOPD (reach 102% from 2017 WP&B and 101% from 2017 Revised WP&B).

Gambar-5. Figure-5. Produksi Minyak per Well Pad (A, B. C) tahun 2017

Oil Production per Well Pad (A, B, C) in 2017

44

Produksi pada bulan Februai 2017 lebih rendah karena penyaluran minyak ke FSO dikurangi untuk menghindari top tank dikarenakan cuaca buruk yang menunda penyaluran minyak ke lifting vessel. Sedangkan produksi pada bulan Mei disebabkan karena adanya Fasilitas shutdown terjadwal.

Production in February 2017 was lower due Oil sent to the FSO was reduced to avoid top tanks due to bad weather that delayed of oil delivery to lifting vessel. While production in May due to Facility shutdown schedule.

Tabel-2. Table-2 Perbandingan Produksi Minyak WP&B 2017 vs WP&B Revisi 2017 vs Aktual Tahun 2017 Comparison of Oil Production at 2017 WP&B vs 2017 Revised WP&B vs Actual in 2017

Gambar-6. Figure-6. Produksi Minyak Banyu Urip – WP&B 2017 vs Revisi WP&B 2017 vs Actual Banyu Urip Oil Production – 2017 WP&B vs 2017 Revised WP&B vs Actual

45

Berikut ini rata-rata dan kumulatif produksi gas, minyak, dan air Lapangan Banyu Urip dari 31 Agustus 2009 – 31 Desember 2017.

The following an average and cumulative gas, oil and water production of Banyu Urip Field from August 31, 2009 – December 31, 2017.

Production on January 1 – December 31, 2017 Average Daily Oil Production (Qo) = 203,522 BOPD Average Daily Gas Production (Qg) = 76,480 MSCFD Average Daily Gas Injected (Gi) = 46,238 MSCFD Average Daily Water Production (Qw) = 130 BWPD Average Daily Water Injected from Reservoir & Basin (Wi)= 143,021 BWPD Cumulative Oil Production = 74,285,492 BBBL Cumulative Gas Production = 27,915,133 MSCF Cumulative Gas Injected = 16,876,728 MSCF Cumulative Water Production = 47,603 BBL Cumulative Water Injected from Reservoir & Basin = 52,202,295 BBL

Production on August 31, 2009 – December 31, 2017 Cumulative Oil Production = 207,761,320 BBL Cumulative Gas Production = 76,851,678 MSCF Cumulative Gas Injected = 37,841,351 MSCF Cumulative Water Production = 243,568 BBL Cumulative Water Injected from Reservoir & Basin = 69,384,130 BBL

Pencapaian produksi minyak tidak memenuhi target pada tahun 2009, 2014, dan 2015 dikarenakan : Tahun 2009 pencapaian produksi minyak

67,5% dikarenakan keterlambatan dalam kesiapan fasilitas produksi, sehingga sumur tidak bisa diproduksikan secara optimal.

The achievement of oil production did not meet the targets in 2009, 2014, and 2015 due to : In 2009, oil production achievement was

67.5% due to delays in the readiness of production facilities, so that wells could not be optimally produced.

Gambar-7. Figure-7. Rata-rata Produksi Minyak per Tahun Lapangan Banyu Urip

An Average Oil Production Year of Banyu Uirip Field

46

Tahun 2014 pencapaian produksi minyak 95,7% tidak memenuhi target dikarenakan start up Early Oil Expansion (EOE) mundur dari awal September menjadi minggu ketiga Oktober 2014.

Tahun 2015 pencapaian produksi minyak 60,1 % dikarenakan kemunduran jadwal start-up Train A CPF dari bulan Juni 2015 menjadi minggu kedua bulan Desember 2015.

Tahun 2010, tahun 2011, tahun 2012, tahun 2013, taun 2016, dan tahun 2017 pencapaian produksi minyak melebihi target.

Berikut ini aktual dan forecast produksi dan kumulatif produksi Lapangan Banyu Urip dari 31 Agustus 2009 dan Kedung Keris dari Q3 tahun 2019 sampai tahun 2035.

In 2014, 95.7% oil production achievement did not meet the target because start-up Early Oil Expansion (EOE) retreat from early September to third week of October 2014.

In 2015, the achievement of 60.1% oil production is due to the setback of Train A CPF start-up schedule from June 2015 to the second week of December 2015.

In 2010, 2011, 2012, 2013, 2016, and 2017 oil production exceeds the target.

The following is actual, forecast and cumulative oil production of Banyu Urip Field from 31 August 2009 and Kedung Keris Field from Q3-2019 until 2035.

Kegiatan pada tahun 2017 di Lapangan Banyu Urip antara lain : Re-processing Seismik 3D Lapangan Banyu

Urip. Operasi Fasilitas Produksi Minyak (menjaga

supaya produksi minyak sesuai dengan target, pengendalian gas H2S yang terikut bersama minyak, pengendalian gas

Activities in 2017 at Banyu Urip Field among other: Re-processing Seismis 3D Banyu Urip

Field. Operation of Oil Production Facilities

(keeping oil production in line with targets, H2S gas control along with oil, gas and water treatment control for

Gambar-8. Figure-8. Profile Produksi Minyak Lapangan Banyu Urip dan Kedung Keris

Banyu Urip and Kedung Keris Oil Production Profile

47

treatment dan water treatment untuk injeksi yang bertujuan menjaga tekanan reservoir)

Maintenance Fasilitas dan Peralatan Produksi

Tanks Inspection pada FSO Gagak Rimang dengan system Risk Base Inspection, tujuan melaksanakan inspeksi secara keseluruhan struktural korosi termasuk kalibrasi pada volume tanki

General & Admin. 7.2.3. 3D Seismik Re-processing Banyu Urip Tujuan dilaksanakan re-processing Banyu Uri untuk :

Meningkatkan resolusi seismik untuk mendukung advance interpretation di Banyu Urip Carbonate.

• Memperbaiki area seismik yang terpengaruh oleh atenuasi (pembiasan) dari shallow gas.

• Meningkatkan kualitas seismik pada Banyu Urip Clastic agar dapat menentukan kemenerusan horizon lebih baik.

• Berupaya untuk meningkatkan Cadangan Minyak & Gas Di Lapangan Banyu Urip dengan seismik yang lebih akurat.

Berikut ini komparasi sebelum dan sesudah re-processing 3D Seismic Data Resolution dan Banyu Urip Karbonat.

injection aimed at maintaining reservoir pressure).

Maintenance Facilities and Production equipment.

Tanks Inspection on FSO Gagak Rimang with Risk Base Inspection system, the purpose of carrying out overall structural corrosion inspection including calibration on tank volume).

General & Administration. 7.2.3. Banyu Urip 3D Seismic Re-processing Objective of Banyu Urip re-processing :

• Improve seismic resolution to support advanced interpretation in Banyu Urip Carbonate.

• Improves the seismic area affected by the attenuation (refraction) of shallow gas.

• Improve seismic quality on Banyu Urip Clastic in order to determine better horizon generation.

• Attempts to increase Oil & Gas reserves in Banyu Urip Field with more accurate seismic.

The following comparison before and after re-processing of 3D Seismic Data Resolution and Banyu Urip Carbonate.

Gambar-9. Figure-9. Komparasi Sebelum dan Sesudah Re-processing 3D Seismic Data Resolution dan Banyu Urip Karbonat Comparison Before and After Re-processing of 3D Seismic Data Resolution and Banyu Urip Carbonate

48

Lapangan Kedung Keris ditemukan pada tahun 2011 dan Plan of Development (POD) disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 8 Juni 2016. Kedung Keris (KK) adalah sistem reservoir karbonat yang terbentuk pada zaman oligomiocene dan terletak diantara lapangan Banyu urip dan Sukowati pada Blok Cepu. Sistem reservoir KK terdiri dari Central Kulminasi dan Western Kulminasi. Lapangan Kedung Keris terletak di tengah area agrikultural persawahan desa Sukoharjo pada Kecamatan Kalitidu, Kabupaten Bojonegoro Provinsi Jawa Timur. Tapak Sumur Kedung Keris berlokasi kurang lebih dua (2) kilometer (km) sebelah selatan jalan utama yang menghubungkan kota Cepu dan Bojonegoro. Kota terdekat dari lapangan Kedung Keris adalah Cepu dan Bojonegoro.

Kedung Keris (KK) Field was discovered in 2011 and Plan of Development (POD) was approved by SKK Migas on June 8, 2016. Kedung Keris (KK) is a carbonate reservoir system was formed in the oligomiocene era and located between the Banyu Urip and Sukowati fields within the Cepu Block. The KK reservoir consists of the Central Culmination and the Western Culmination. Kedung Keris is located in a predominantly rice field and agricultural area of Sukoharjo Village, Sub-District of Kalitidu, Bojonegoro District of East Java Province. An existing KK Well Pad is located approximately 2 kilometers (km) south of the existing main road between Cepu and Bojonegoro. The closest major towns to the field are Cepu and Bojonegoro .

VII.3. LAPANGAN KEDUNG KERIS KEDUNG KERIS FIELD

Gambar-10. Figure-10 Peta Blok Cepu, Jarak Banyu Urip dengan Kedung Keris. Cepu Block Map, Distance Banyu Urip with Kedung Keris

49

Tujuan POD Lapangan Kedung Keris adalah memproduksikan minyak sebesar 9,08 MMSTB. Ruang lingkup POD Lapangan Kedung Keris adalah sebagai berikut : Pemasangan artificial lift Pembangunan fasilitas produksi yang

terdiri dari : - Pipeline dari sumur ke Well Pad C Banyu

Urip - Sistem instrument dan kelistrikan - Modifikasi fasilitas existing Banyu Urip

untuk keperluan tie-in - Sistem chemical injection, air cooler heat

exchange dan pigging system - Sistem metering - ESP (Electric Submersible Pump)

Skenario pengembangan Lapangan Kedung Keris adalah fluida produksi dari sumur KK-1 akan dialirkan melalui pipa full well stream dan tie-in ke production and test pipe headers yang sudah ada di Well Pad C Lapangan Banyu Urip untuk dialirkan dan diproses lebih lanjut di CPF Banyu Urip.

The purpose of Kedung Keris Field POD is oil produce of 9.08 MMSTB. Scope Kedung Keris Field POD is as follows : Installation of artificial lift Construction of production facilities which

consist of : - Pipeline from well to Well Pad C Banyu

Urip - Instrument and electrical system - Modification of Banyu Urip existing

facilities for purpose of tie-in - Chemical injextion system, air cooler

heat exchange and pingging system - Metering system - ESP (Electric Submersible Pump)

Development scenario of Kedung Keris Field is the fluid production from KK-1 well will flow through full well stream pipeline and test pipe heardes in Well Pad C Banyu Urip Field to be flowed and processed in CPF Banyu Urip.

Target produksi Lapangan Kedung Keris pada Q3-2019, dengan peak production sebesar 3.808 BOPD. Profile Produksi Lapangan Kedung Keris dapat dilihat pada gambar di bawah ini.

Kedung Keris First Oil target of Q3-2019 with peak production of 3,808 BOPD. Kedung Keris Production can be Figure below.

Gambar-11. Figure-11. Skematik Well Pad dan Pipa Kedung Keris

Kedung Keris Well Pad and Pipeline Schematic

50

Pada tahun 2017 melaksanakan kegiatan Pekerjaan Early Construction, Pembebasan Tanah, Amdal, Perijinan,. Jadwal proyek Lapangan Kedung Keris dapat dilihat pada tabel di bawah ini

In 2017 implementing activities work Early Construction, Land Acquisition, Amdal, Permit, bidding. Kedung Keris project schedule can be seen Figure below.

Tabel-3. Table-3 Jadwal Proyek Kedung Keris Kedung Keris Time Schedule Project

Gambar-12. Figure-12. Profile Produksi Lapangan Kedung Keris

Kedung Keris Production Profile

51

Pada tanggal 8 Juni 2017, BKS (Sumitro Kardi dan Budiyanto/PJUC) dan PEPC telah dilaksanakan kunjungan ke Bojonegoro untuk melihat progres pekerjaan Kedung Keris

BKS (Sumitor Kardi dan Budiyanto/PJUC) dan PEPC have conducted a visit to Bojonegoro to see the progress og Kedung Keris Field.

Gambar-13. Figure-13. Kunjungan ke Lapangan Kedung Keris

Site Visit to Kedung Keris Field

52

Revisi POD Lapangan Unitisasi Jambaran – Tiung Biru telah mendapatkan persetujuan dari SKK Migas tanggal 17 Agustus 2015. Breakwon sumur JTB terdiri dari 6 sumur pengembangan terdiri dari: 4 sumur baru di Jambaran (2 sumur di Central

Well Pad dan 2 Sumur di East Well Pad). 2 sumur re-entry dan completion di Jambaran

East Well Pad. Cadangan yang bisa diambil Lapangan Jambaran-Tiung Biru (porsi Blok Cepu) sebagai berikut : Cadangan Gas = 1.426 BCF Cadangan Kondesat = 18,4 MMBC

Target produksi Lapangan JTB pada Q3-2021 dengan peak sales production sebesar 158 MMSCFD (porsi Blok Cepu) sedangkan peak production kondesat sebesar 2.975 BOPD.

POD Revision Jambaran – Tiung Biru Unitization Fields has received approval from SKK Migas on August 17, 2015. JTB well breakwon consists of 6 new development wells: 4 new wells at Jambaran (2 at Central Well

Pad and 2 at East Well Pad). 2 re-entry wells and completion at Jambaran

East Well Pad. JTB Field reserves (Cepu Block portion), as follows: Gas Reserves = 1.426 BCF Condensate Reserves = 18,4 MMBC

Production target of JTB Fields at Q3-2021 with peak sales production is 158 MMSCFD (Cepu Block portion) while condensate peak production is 2,975 BCPD.

Target produksi Lapangan JTB pada Q3-2021 dengan peak sales production sebesar 158 MMSCFD (porsi Blok Cepu) sedangkan peak production kondesat sebesar 2.975 BOPD.

Production target of JTB Fields at Q3-2021 with peak sales production is 158 MMSCFD (Cepu Block portion) while condensate peak production is 2,975 BCPD.

VII.4. LAPANGAN JAMBARAN-TIUNG BIRU (JTB) JAMBARAN-TIUNG BIRU (JTB) FIELDS

Gambar-14. Figure-14. Peta Jambaran-Tiung Biru (JTB). Jambaran-Tiung Biru (JTB) Map

53

Proyek Gas JTB terdiri dari beberapa lapangan, full wellstream production flowline, akan mengirimkan H2S dari wellpad JTB ke Unitisasi JTB GPF. Dalam rangka untuk memenuhi spesifikasi gas jual, full wellstream gas akan ditreatment dengan H2S dan CO2 removal di GPF dan sales gas spur pipeline akan diminta untuk mensupply kualitas gas jual dari GPF ke pipa transmisi open access. Pipa transmisi open access akan mengirimkan sales gas ke dari Blok Cepu ke market di Jawa Timur dan Jawa Tengah. Design dan konstruksi pipe transmisi open access akan dilakukan oleh Pertagas dan tidak termasuk dalam ruang lingkup proyek. Dua pipa berdiameter lebih kecil akan mengirimkan kondesat dan sour water dari GPF ke Central Processing Facility Banyu Urip untuk dicampur liquid dan tambahan diameter pipa yang lebih kecil akan mengalirkan air yang sudah di filter Facilitas Banyu Urip untuk mendukung operasi GPF.

The JTB Gas Project will consist of multiple in-field, full wellstream production flowlines that will transport sour (H2S) gas from the JTB wellpads to the Unitized JTB GPF. In order to meet pipeline sales gas specifications, full wellstream gas will be treated for H2S and CO2 removal at the GPF, and a sales gas spur pipeline will be required to supply sales quality gas from the GPF to a new build open access gas transmission pipeline. The open access gas transmission pipeline will then send pipeline sales gas from the Cepu block to the East and Central Java markets. Design and construction of the open access transmission pipeline will be performed by Pertagas and is not included in the project scope. Two smaller diameter pipelines will transport produced condensate and produced sour water from the GPF to the Banyu Urip Central Processing Facility for liquids handling, and an additional smaller diameter pipeline will transport industrial source filtered water from the Banyu Urip facilities to the GPF to support operations.

Gambar-15. Figure-15. Skematik Well Pad dan Pipa JTB

JTB Well Pads and Pipelines Schematic

54

Pada tahun 2017 melaksanakan kegiatan Pekerjaan Civil Work Construction (Wellpad preparation, ROW pipeline preparation, ROW GPF Preparation). Berikut ini adalah time schedule pengembangan Lapangan JTB.

In 2017 carry out activities Civil Work Construction Wellpad preparation, ROW pipeline preparation, ROW GPF Preparation. This following time schedule JTB development.

Pada tanggal 8 Juni 2017, BKS (Sumitro Kardi dan Budiyanto/PJUC) dan PEPC telah dilaksanakan kunjungan ke Bojonegoro untuk melihat progres pekerjaan Jambaran-Tiung Biru (JTB)

BKS (Sumitor Kardi dan Budiyanto/PJUC) dan PEPC have conducted a visit to Bojonegoro to see the progress og Jambaran-Tiung Biru (JTB) Fields.

Tabel-4. Table-4 Time Schedule Pengembangan Lapangan JTB Time Schedule of JTB Development Fields

Gambar-16. Figure-16. Kunjungan ke Lapangan Jambaran-Tiung Biru (JTB)

Site Visit to Jambaran-Tiung Biru (JTB) Fields

55

Untuk pengembangan Lapangan Jambaran - Tiung Biru (JTB), dimana PT PJUC sebagai anak perusahaan PT PJU yang mengelola PI 2,2423% di WK Cepu telah melakukan valuasi kelayakan ekonomi atas project tersebut dimana dari seluruh skenario hasil valuasi dapat disimpulkan sebagai berikut:

Pengembangan Lapangan JTB terindikasi tidak ekonomis dikarenakan: - Harga gas di well head yang tidak

mendukung keekonomian (USD 6.7/mmbtu, flat)

- Capex yang relatif tinggi dan berpotensi membengkak, bisa lebih besar dari USD 1.890.916.000 porsi Blok Cepu (USD 42.400.007 porsi PJUC) karena mundurnya onstream (mulai produksi) dan kondisi lapangan.

DEC/DSME sebagai mitra kerja PJU dan sekaligus investor dalam pengembangan Blok Cepu, menyatakan tidak dapat membiayai pengembangan Lapangan JTB karena alasan tidak ekonomis.

Sehubungan dengan hal tersebut, PT PJU mengusulkan kepada Gubernur Jawa Timur bahwa PT PJUC sebagai anak perusahaan PT PJU yang mengelola PI Blok Cepu mengundurkan diri dari project Lapangan JTB. PT PJUC mengundurkan diri dari proyek JTB pada Desember 2017. Sebagai informasi bahwa anggota BKS lainnya, BUMD Bojonegoro, BUMD Blora, dan BUMD Provinsi Jawa Tengah juga mengundurkan diri dari proyek Lapangan JTB ini.

For Development plan on Jambaran - Tiung Biru (JTB) Fields, where PT PJUC as a subsidiary of PT PJU managing PI 2,2423% in Cepu Working Area has done economic feasibility valuation of the project where from all scenarios of valuation result can be concluded as follows:

Development of JTB field indicated to be uneconomical due to: - Gas prices in the wellhead that do not

support the economy (USD 6.7/mmbtu, flat)

- Capex is relatively high and potentially can be greater than USD 1,890,916,000 portions of Cepu Block (USD 42,400,007 portion of PJUC) due to can not meet onstream dead line and field conditions

DEC/DSME as a partner of PJU and also investor in the development of Cepu Block, stated that they can not finance the development of JTB Field for uneconomical reasons.

In this regard, PT PJU proposes to the Governor of East Java that PT PJUC as a subsidiary of PT PJU managing PI Block Cepu withdrew from the JTB Field project. PT PJUC pulled out from JTB Project in December 2017. For information that other BKS members, BUMD Bojonegoro, BUMD Blora, and BUMD of Central Java Province also pulled out from this JTB Field project.

56

Berdasarkan PSC Section VI article 6.1.3, share Pemerintah (BPMIGAS/SKKMIGAS) dan Kontraktor untuk oil adalah sebagai berikut :

Based on PSC section VI article 6.1.3, Government (BPMIGAS/SKK MIGAS) and Contractor Share on oil, are as follows :

Pembagian tersebut masih harus dipotong pajak: Pajak migas (Corporate and Dividen Tax –

CnD Tax) sebesar 44% yang terdiri dari 30% pajak badan (pajak badan tertinggi saat PSC Cepu di tanda tangani dan berlaku sampai akhir kontrak).

Pajak Dividen sebesar 14% (100%-30% dikali tarif pajak dividen 20%)

Perubahan Harga Minyak Lapangan Banyu Urip: Sebelum 21 November 2017 : ICP Arjuna

minus USD 0,5 / barrel Mulai berlaku 21 November 2017: Sesuai

dengan Keputusan Menteri ESDM Nomor: 4028 k/12/MEM/2017 Tentang, “Formula Harga Minyak Mentah IndonesiaUntuk Jenis Minyak Mentah Banyu Urip”. Dimana Formula harga Minyak Mentah Indonesia untuk jenis Minyak Mentah Banyu Urip adalah ICP Arjuna plus USD 5.50/barreI pada titik serah di Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang.

Those Share still has to be taxed: Oil and gas tax (Corporate and Dividen Tax –

CnD Tax) of 44%, consisting of 30% tax agency (the highest tax agency when PSC Cepu is signed and valid until the end of the contract.

Dividend tax of 14% (100% - 30% multiplied dividend tax rate 20%)

Change in Oil price of Banyu Urip Field: Before 21 November 2017 : ICP Arjuna minus

USD 0.5 / barrel Be in effect on 21 November 2017: In

accordance to Minister of Energy and Mineral Resources Decree No. 4028 k/12/MEM/2017 about “Indonesia Crude Oil Price Formula for Crude Oil Banyu Urip Type”. Where the Indonesia Crude Oil Price Formula for Crude Oil Banyu Urip Type is ICP Arjuna plus USD 5.50/ barrel at the delivery point Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang.

VII.5. HARGA MINYAK MENTAH BANYU URIP BANYU URIP CRUDE OIL PRICE

Tabel-5. Table-5. Harga Minyak Mentah Banyu Urip

Banyu Urip Crude Oil Price

57

VIII. LAPORAN KEUANGAN FINANCIAL REPORT

58

Berdasarkan Financial Quarterly Report (FQR) Kwartal Keempat Blok Cepu (31 Desember 2017) yangtelah dikirimkan kepada SKK Migas, Total Pendapatan Kotor Blok Cepu sejumlah $3,856,149,000 dengan total produksi minyak 74,611,000 barrels minyak dan harga rata-rata $51.68/BBL. Total Pendapatan Kotor Aktual 2017 tercatat 6.12% lebih tinggi dibandingkan Budget 2017, hal tersebut terutama disebabkan oleh lifting minyak Aktual 2017 dan harga rata-rata Aktual minyak tahunan yang lebih besar dibandingkan dengan Budget 2017. Rincian atas Laporan Posisi Keuangan Q4-2017 dapat dilihat pada tabel dibawah ini:

Based on Financial Quarterly Report (FQR) Forth Quarter of Cepu Block (December 31, 2017) submitted to SKK Migas, Total Gross Revenue for Cepu Block amounted to $3,856,149,000 with total oil production 74,611,000 barrels oil and average price $51.68/BBL. Total Gross Revenue Actual 2017 was 6.12% higher than Budget 2017, mainly caused by the Actual oil lifting 2017 and the annual average Actual oil price which were higher than the Budget 2017. Detail of Financial Status Report Q4-2017 can be seen in table below:

Bagian Pendapatan Kontraktor sebesar $1,312,797,000 atau 34% dari Total Pendapatan Kotor, dan Bagian Pendapatan Pemerintah sebesar $2,543,352,000 or 66% dari Total Pendapatan Kotor. Pembagian Hak Blok Cepu 2017 antara Pemerintah dan Kontraktor menghasilkan persentase yang sama antara Aktual 2017 dan Budget 2017 (Pemerintah:Kontraktor = 66%:34%). Rincian Pembagian Hak Blok Cepu sampai dengan Q4-2017 dapat dilihat pada tabel dibawah ini:

Contractor Revenue Share is $1,312,797,000 or 34% of Total Gross Revenue, and Government Revenue Share is $2,543,352,000 or 66% of Total Gross Revenue. The Entitlement Cepu Block 2017 between Government and Contractors has generated the same percentage between Actual 2017 and Budget 2017 (Government: Contractors = 66%:34%). Detail of Entitlement Cepu Block until Q4-2017 can be seen in table below:

VIII.1. LAPORAN POSISI KEUANGAN ATAS PSC CEPU FINANCIAL STATUS REPORT FOR PSC CEPU BLOCK

Tabel-6. Table-6. Laporan Posisi Keuangan Q4-2017. Financial Status Report Q4-2017

59

Bagian Pendapatan Blok Cepu and Persentase Bagian Revenue dapat dilihat pada tabel dibawah ini:

Revenue Portion of Cepu Block and Percentage of Revenue Portion can be seen in table below :

Tabel diatas menunjukkan bahwa 2017 adalah tahun ketiga Lapangan Banyu Urip Blok Cepu berada pada Tahapan Produksi Puncak. Selain itu Kontraktor berhak atas Investment Credit, dan alokasi pendapatan terbesar adalah untuk Cost Recovery dan Equity to be Split. Lifting minyak terus meningkat setiap tahun, dengan harga yang berfluktuasi sesuai dengan kondisi pasar minyak dunia.

The above table shows that 2017 as the third year of Banyu Urip Field Cepu Block that performed in Full Field Production Stage. Futhermore Contractors are entitled for Investment Credit, and biggest allocation of revenue are for Cost Recovery and Equity to be Split. Oil lifting continues to increase every year, with prices fluctuating in accordance with world oil market conditions.

Tabel-7. Table-7. Pembagian Hak Blok Cepu. Cepu Block Entitlement

Tabel-8A Table-8A. Bagian Pendapatan Blok Cepu. Revenue Portion of Cepu Block

Tabel-8B. Table-8B. Prosentase Bagian Revenue. Percentage of Revenue Portion

60

Tabel historis lifting dan harga minyak untuk Lapangan Banyu Urip, sebagai berikut:

The historical table of Banyu Urip Field’s oil lifting & price, as follows:

Total Pendapatan Kotor 2017 ($3,856,149,000) mengalami kenaikan yang cukup signifikan jika dibandingkan dengan 2016 ($2,470,201,000), namun Total Bagian Kontraktor 2017 ternyata cenderung turun dibanding 2016. Penurunan Total Bagian Kontraktor 2017 tersebut disebabkan:

- Bagian Kontraktor dari First Tranche Petroleum (FTP), Investment Credit (IC), dan Cost Recovery (CR) yang lebih rendah dibanding 2016.

- Walaupun Bagian Kontraktor dari Equity To Be Split (ETS) mengalami kenaikan, akan tetapi belum mampu mengompensasi penurunan atas bagian FTP, IC, dan CR.

Detail terkait penurunan Total Bagian Kontraktor dapat dilihat pada table dibawah ini:

Total Gross Revenue 2017 ($3,856,149,000) has increased significantly compared to 2016 ($2,470,201,000), however Total Contractor Share 2017 tend to be lower compared to 2016. The decrease of Total Contractor Share 2017 caused by:

- Contractor Share from First Tranche Petroleum (FTP), Investment Credit (IC), and Cost Recovery (CR) was lower compared to 2016

- Although Contractor Share from Equity To Be Split (ETS) was increased, but still could not compensate the decrease of FTP, IC, and CR.

The details of decrease on Contractor Share can be seen in the table below:

Tabel-9. Table-9. Lifting dan Harga Minyak Oil Lifting and Price

Tabel-10. Table-10. Perbandingan Entitlement 2016 vs 2017. Comparison of Entitlement 2016 vs 2017

61

Financial Quarterly Report Q4-2017 menunjukkan bahwa, pengeluaran aktual untuk operasi minyak adalah sebesar $454,231,000, dibandingkan dengan budget sebesar $212,830,000, atau diatas budget sebesar 213%. Posisi diatas budget tersebut terutama disebabkan oleh pengeluaran Production Capital yang jauh melampaui budget untuk keperluan finalisasi EPC termasuk didalamnya EPC Change Order Sedangkan untuk pengeluaran aktual operasi gas adalah sebesar $49,009,000, dibandingkan dengan budget sebesar $71,751,000, atau masih dibawah budget dengan tingkat penyerapan budget sebesar 68%. Rincian terkait pengeluaran Blok Cepu dapat dilihat pada tabel dibawah ini:

Financial Quarterly Report Q4-2016 indicated that, The actual expenditure for oil operations was $454,231,000, compare to the budget $212,830,000, or over the budget 213%. This over budget position mainly caused by the expenditures on Production Capital which was higher for the purpose of EPC finalization including EPC Change Order. Meanwhi,e, the actual expenditure for gas operations was $49,009,000, compare with the budget $71,751,000, or still under the budget with the budget absorption 68%. Details of Cepu Block expenditure can be seen at table below:

Tabel-11. Table-11. Biaya Proyek Blok Cepu. Cepu Block Expenditure

62

Sejak April 2013, Pengeluaran Blok Cepu juga termasuk pengeluaran untuk Pengembangan Lapangan Gas (Jambaran+Tiung Biru dan Cendana). Pertamina EP Cepu (PEPC) ditunjuk sebagai Sub(Operator) atas pengembangan gas. Berdasarkan analisa keekonomian yang dilakukan PJUC, disimpulkan bahwa proyek Lapangan Gas Jambaran Tiung Biru tidak ekonomis. Selanjutnya, bersama-sama dengan seluruh anggota Badan Kerjasama (BKS), diputuskan untuk Pull-Out dari proyek gas. Terkait keputusan Pull-Out dari proyek gas tersebut, maka PJUC akan mendapatkan pembayaran kembali atas Cash Call yang telah dibayarkan terkait proyek gas. Status terkini sampai dengan Desember 2017, perjanjian terkait Pull-Out termasuk pembayaran kembali Cash Call gas sedang dalam proses pembahasan antara Pertamina EP Cepu dan BKS.

Starting April 2013, Cepu Expenditure also consist of the expenditure for Gas Field Development (Jambaran+Tiung Biru and Cendana field). Pertamina EP Cepu (PEPC) was appointed as the Sub(Operator) for Gas Development. Based on the economic analysis performed by PJUC, concluded that project Gas Field Jambaran Tiung Biru is not economical. Further, together with all members of Badan Kerjasama (BKS), decided to Pull-Out from the gas project. In correlation with the Pull-Out from gas project, PJUC will entitle to receive the reimbursement on Cash Call that has been paid for gas project. The current update until December 2017, the agreement related to Cash Call including Cash Call gas reimbursement was still under discussion between Pertamina EP Cepu and BKS.

63

Laporan Keuangan PJUC untuk Tahun Fiskal 2017 diaudit oleh Auditor Independen Bambang, Sutjipto Ngumar dan Rekan, dengan mendapatkan opini Wajar Tanpa Pengecualian. Berikut adalah Laporan Auditor Independen, Laporan Posisi Keuangan per 31 Desember 2017 & Laporan Laba Komprehensive untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2017:

The Financial Statement of PJUC for the Fiscal year 2017 was audited by Independent Auditor Bambang, Sutjipto Ngumar dan Rekan, which resulted Unqualified Opinion. Followings are the Independent Auditor’s Report, PJUC Statement of Financial Position as of 31 December 2017 & Statement of Comprehensive Income for the Year Ended 31 December 2017:

VIII.2. LAPORAN KEUANGAN PJUC (AUDITAN) PJUC FINANCIAL STATEMENT (AUDITED)

Tabel-12 Table-12. Surat Opini Auditor. Auditor Opinions Letter

64

Tabel-13. Table-13. Laporan Posisi Keuangan. Statement of Financial Positions

65

Tabel-14. Table-14. Laporan Laba Rugi & Pendapatan Komprehensif. Statement of income and Other Comprehensive

66

Dalam Laporan Keuangan 2017, PJUC melakukan pernyataan kembali atas beberapa pos dalam Laporan Posisi Keuangan dan Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain, baik untuk tahun 2016 dan 2015. Pernyataan kembali tersebut dilakukan dengan tujuan sebagai berikut:

- Penyesuaian kembali agar sesuai dengan data-data final (disetujui oleh SKK Migas) Blok Cepu tahun 2016 dan 2015, meliputi data final FQR, JIB, Corporate & Dividend Tax, dan Depresiasi Aset Minyak Bumi dan Gas.

- Penyesuaian kembali untuk mengakui amortizasi atas biaya bunga pinjaman yang diatribusikan/dikapitalisasikan kedalam nilai Aset Minyak Bumi dan Gas.

Posisi Aset PJUC pada akhir 2017 mengalami penurunan sebesar 12.4% dibandingkan tahun sebelumnya. Penurunan tersebut sejalan dengan tahapan produksi puncak, dimana Aset Minyak & Gas mengalami depresiasi dengan jumlah yang cukup material. Posisi Hutang PJUC pada akhir 2017 mengalami penurunan sebesar 15.8% dibandingkan tahun sebelumnya. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh pembayaran hutang kepada pemberi pinjaman (PT DSME ENR CEPU) dengan jumlah yang cukup material. Posisi Keuangan PJUC per 31 Desember 2017 dapat dilihat sebagai berikut:

In the Financial Report 2017, PJUC performed retatement for certain accounts in its Financial Position Report and Income Statement and Other Comprehensive Income, both for 2016 and 2015. The restatement was performed with the purpose as follows:

- Restatement in order to be accordance with final data (aaproved by SKK Migas) of Cepu Block 2016 and 2015, including final data of FQR, JIB, Corporate & Dividend Tax, and Depreciation on Oil and Gas Assets.

- Restatement to recognize the amortization of interest expenses from loan which was attributed/capitalized in the value of Oil & Gas Assets.

PJUC’s Assets position in the end of 2017 was decreased for 12.4% compared to previous year. This decrese was in line with the nature of full field production, which cause the Oil & Gas Assets was depreciated in a material amount. PJUC’s Liabilities position in the end of 2017 was decreased for 15.8% compared to previous year. This decrease was mainly caused by the loan repayment to lender (PT DSME ENR CEPU) in a material amount. The Financial Position of PJUC per 31 December 2017 can be seen as follows:

Gambar-17. Figure-17. Aset, Liabilities, dan Equity PJUC. PJUC Assets, Liabilities and Equity

67

Total Pendapatan PJUC untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2017 sebesar $37,409,428, Laba Kotor sebesar $11,846,663, Laba Sebelum Pajak sebesar $10,851,767, dan Laba Komprehensif Tahun Berjalan sebesar $2,532,839. Grafik keuangan terkait Laporan Laba Rugi, dapat dilihat dibawah ini:

PJUC’s Gross Revenue for the year ended 31 December 2017 amounted to $37,409,428, Gross Profit amounted to $11,846,663, Profit Before Tax amounted to $10,851,767, dan Comprehensive Income for The Year amounted to $2,532,839. The financial graphs on the Statement of Income, can be seen below:

Pendapatan PJUC per tahun dan per jenis dapat dilihat pada tabel dibawah:

PJUC’s Revenue per year and by type can be shown in table below:

Gambar-18. Figure-18. Revenue, Laba Kotor dari Operatio, dan Laba Komprehensif PJUC.

Revenue, Gain from Operation and Total Comprehensive Income PJUC

Gambar-19. Figure-19. Pendapatan PJUC per Jenis Oil Revenue PJUC by Type

68

Pendapatan PJUC pada dasarnya mengikuti pola Bagian Kontraktor yang diatur dalam Kontrak Kerjasama Blok Cepu. Sehingga, untuk tahun 2017, walaupun Total Pendapatan Kotor Blok Cepu meningkat, tetapi Bagian Kontraktor mengalami penurunan, termasuk PJUC yang mengalami penurunan revenue sebesar 0.5%. Penurunan Revenue PJUC tersebut disebabkan oleh penurunan bagian FTP, Investment Credit, dan Cost Recovery.

PJUC’s Revenues basically follow the pattern of the Contractor Share as arranged in the Cepu Block Production Sharing Contract. Thus, for 2017, although the Total Gross Income of Cepu Block increased, but the Contractor's Share decreased, including PJUC, which decreased revenue by 0.5%. The decrease of PJUC’s Revenue was caused by the decrease on the portion of FTP, Investment Credit, and Cost Recovery.

69

Total Cash Call dari EMCL dari 1 Januari – 31 Desember 2017 adalah sebesar $13,117,610. Dan total cash call sejak 2009 sampai dengan 31 Desember 2017 adalah sebesar $133,708,346. Data historis Cash Call sejak 2009-2017, sebagai berikut:

Total Cash Call from EMCL from January 1 – December 31, 2017 are amounted to $13,117,610. And total cash call starting 2009 until December 31, 2017 are amounted to $133,708,346. The historical data of Cash Call 2009-2017, as follows:

Sampai dengan 31 Desember 2017, PJUC mempunyai hutang kepada PT. DSME ENR CEPU, yang terbagi kedalam 3 Perjanjian Fasilitas. PJUC juga telah melakukan pembayaran kembali hutang sejak tahun 2010. Selama 2017, PJUC telah melakukan penarikan pinjaman sebesar Rp167,572,033,300 (setara $12,599,401), dan pembayaran kembali atas pinjaman sebesar $26,573,338 (pokok pinjaman $21,885,405 dan bunga $4,687,933). Rincian atas perjanjian fasilitas dan pembayaran kembali hutang dapat dilihat sebagai berikut:

As of 31 December 2017, PJUC’s loan to from PT. DSME ENR CEPU, divided into 3 Facility Agreements. PJUC has also performed loan repayment since 2010. During 2017, PJUC has drawdown the facility amounted to Rp167,572,033,300 (equivalent to $12,599,401), and loan repayment amounted to $26,573,338 (principal $21,885,405 and interest $4,687,933). Details on the facility agreements and repayment, as follows:

VIII.3. CASH CALL, PINJAMAN, DAN PEMBAYARAN KEMBALI MODAL AKTUAL CASH CALL, LOAN, AND ACTUAL CAPITAL REPAYMENT

Gambar-20. Figure-20. Cash Call PJUC. PJUC Cash Call

70

Gambar-15. Figure-15. Fasilitas dan Pembayaran Kembali. Facility and Repayment

71

Grafik proporsi pembayaran kembali pinjaman antara pokok dan bunga dapat dilihat sebagai berikut:

The proportion of loan repayment between principal and interest, as follows:

Perbandingan antara Cash Call dari Pinjaman, Pendapatan Kotor, dan Pembayaran Kembali Pinjaman, sebagai berikut:

The comparation between Cash Call from loan, Gross Revenue, and Loan Repayment, as follows:

Gambar-21. Figure-21. Pembayaran Kembali (Pokok dan Bunga). Capital Repayment (Principle and Interest)

Gambar-22. Figure-22. Perbandingan antara Cash Call dari Pinjaman, Pendapatan Kotor, dan Pembayaran Kembali Pinjaman.

comparation between Cash Call from loan, Gross Revenue, and Loan Repayment

72

Berdasarkan Perjanjian Fasilitas Kredit PJUC, selama periode Pengembalian Modal, PJUC akan mengalokasikan 90% atas Pendapatan Kotor (setelah dikurangi perkiraan biaya operasional PJUC) untuk pembayaran kembali modal dan sisa 10% atas Pendapatan Kotor akan didistribusikan kepada Pemegang Saham berdasarkan proporsi kepemilikan saham. Rincian atas Pembagian Pendapatan dapat dilihat dibawah:

Based on Credit Facility Agreement of PJUC, during the Capital Return period, PJUC will allocate 90% of its Gross Revenue (after deducting PJUC’s estimated operation cost) for capital repayment and the remaining 10% of Gross Revenue will be distributed to the shareholders of PJUC in proportion to the shareholding composition. Detail of Revenue Sharing can be seen below:

PJUC akan membagikan Dividen kepada para Pemegang Saham sebagai hasil operasi perusahaan tahun 2017 sebesar $2,657,093, dengan perincian:

- PT Petrogas Jatim Utama $1,344,489 - PT DSME ENR CEPU $1,301,976 - Koperasi Dipertam $10,628

Data historis Pembagian Dividen dapat dilihat dibawah ini:

PJUC will distribute Dividend to the Shareholders as the result of company operation in 2017 amounted to $2,657,093, with the details:

- PT Petrogas Jatim Utama $1,344,489 - PT DSME ENR CEPU $1,301,976 - Koperasi Dipertam $10,628

Historical data of Dividend Distribution as showing below:

VIII.4. PEMBAGIAN PENDAPATAN, PEMBAYARAN KEMBALI MODAL, DAN DIVIDEN REVENUE SHARING, CAPITAL REPAYMENT AND DIVIDEN

Tabel-16. Table-16 Pembagian Pendapatan Revenue Sharing

73

PJUC sebagai salah satu anak perusahaan Badan Usaha Milik Daerah Provinsi Jawa Timur, telah memberikan kontribusi kepada Pemerintah Republik Indonesia, sebagaimana ditunjukkan di bawah ini:

PJUC as a subsidiary of Local Goverment Owned Company of East Java Province, has contributed to the Government of Republic of Indonesia, as showing below:

Gambar-23. Figure-23 Pembagian Dividen. Divident Distribution

Gambar-24. Figure-24 Kontribusi pada Negara. Contribution to GOI

74

Berikut adalah perbandingan antara Budget (RKAP) PJUC 2017 dan pencapaian Aktual 2017:

Following the comparation between Budget PJUC 2017 and Actual 2017:

VIII.5. PERBANDINGAN BUDGET vs AKTUAL 2017 COMPARISON BUDGET vs ACTUAL 2017

Tabel-17. Table-17 Pengeluaran 2017 Expenditures 2017

Tabel-18. Table-18. Pembagian Pendapatan 2017. Revenue Sharing 2017

75

IX. KEGIATAN ORGANISASI DAN PERSONALIA ACTIVITIES OF ORAGANIZATION AND PERSONNEL

76

9.1.1. KEGIATAN GENERAL AFFAIR Kegiatan general affair yang dilaksanakan meliputi : Melaksanakan operasional kantor sesuai

anggaran yang ditetapkan (office supply dan material supply).

Servicing dan Supporting operasional kantor. Pembuatan dan pengawasan prosedur

kantor. Filling system kantor. Pengadaan kebutuhan masing-masing

Bagian. Pengadaan sarana prasarana kantor guna

menunjang kinerja perusahaan. Menginventarisasi ijin-ijin maupun perjanjian

yang Akan jatuh tempo untuk dilakukan perpanjangan.

Meng-update peraturan-peraturan yang terkait dengan operasional Perusahaan.

9.1.2. KEGIATAN ADMINISTRASI LEGAL Melakukan dokumentasi legal secara sistematis.

9.1.1. ACTIVITY OF GENERAL AFFAIR General affair activities that have been implemented : Implementing office operations within the

specified budget (office supply and material supply).

Servicing and Supporting office operations.

Establishment and supervision of office procedures.

Office filling system. Procurement needs of each Section.

Procurement of office infrastructures to

support the Company's performance. To inventory the permits or agreements that

will be due for renewal.

Update the rules related to the Company's operations.

9.1.2. ACTIVITY OF LEGAL ADMINISTRATION Perform systematic legal documentation.

IX.1. KEGIATAN ORGANISASI ORGANIZATION STRUCTURE

77

9.2.1. KESEJAHTERAAN KARYAWAN Kesejahteraan karyawan meliputi : Mengikutsertakan Dewan Komisaris, Direksi,

dan Karyawan dalam Asuransi Kesehatan Takaful.

Mengikutsertakan karyawan dalam program JAMSOSTEK sebagai salah satu target agar Perseroan memenuhi kebutuhan peraturan yang berlaku.

Mengikutsertakan karyawan dalam program BPJS KESEHATAN sebagai pemenuhan kewajiban perusahaan berdasarkan Undang-Undang No 24 tahun 2011 tentang BPJS.

Pemenuhan standard Upah Karyawan sesuai UMK Kabupaten/Kota tahun 2017.

9.2.1. PENGEMBANGAN DAN PENINGKATAN KUALITAS SUMBER DAYA MANUSIA Pengembangan skill, knowledge dan ability

staff melalui training-training baik in-house maupun outsource seperti Logistic management, Finance management, HR Management.

Pengawasan pelaksanaan Job Description oleh Kepala Bagian/Pengawas masing-masing Bagian untuk pelaksanaan Appraisal Bagian tersebut.

9.2.2. EMPLOYEE BENEFITS Employee benefits : Include Board of Commissioners, Directors

and employees in Takaful Health Insurance.

Include employees in JAMSOSTEK program as one of the targets for the Company to meet the requirements of the applicable regulations.

Include employees in BPJS KESEHATAN program as the fulfillment of corporate liability under Act No. 24 of 2011 on BPJS.

Fulfillment of Employee Wage Standard according to Regency / City Minimum Wage in 2017.

9.2.3. DEVELOPMENT AND QUALITY IMPROVEMENT OF HUMAN RESOURCES Development of skills, knowledge and ability

of staff through in-house and outsourced training such as Logistic management, Finance management, HR Management.

Supervision of Job Description implementation by Head of Section / Supervisor of each Section for the implementation of Appraisal of that Section.

IX.2. KEGIATAN PERSONALIA PERSONNEL ACTIVITY

78

TERLAMPIR – LAPORAN AUDIT PT PJUC 2017 ATTACHMENT – 2017 PT PJUC AUDITED REPORT