JADWAL

Tanggal Efektif :	23 Maret 2018	Tanggal Distribusi Obligasi :	29 Maret 2018
Masa Penawaran Umum :	26 dan 27 Maret 2018	Tanggal Pencatatan di BEI :	2 April 2018
Tanggal Penjatahan :	28 Maret 2018

OTORITAS JASA KEUANGAN (“OJK”) TIDAK MEMBERIKAN PERNYATAAN MENYETUJUI ATAU TIDAK MENYETUJUI EFEK INI, TIDAK JUGA MENYATAKAN KEBENARAN ATAU KECUKUPAN ISI PROSPEKTUS INI. SETIAP PERNYATAAN YANG BERTENTANGAN DENGAN HAL-HAL TERSEBUT ADALAH PERBUATAN MELANGGAR HUKUM.

PROSPEKTUS INI PENTING DAN PERLU MENDAPAT PERHATIAN SEGERA. APABILA TERDAPAT KERAGUAN PADA TINDAKAN YANG AKAN DIAMBIL, SEBAIKNYA BERKONSULTASI DENGAN PIHAK YANG KOMPETEN.

PT MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TBK. (“PERSEROAN”) DAN PENJAMIN PELAKSANA EMISI OBLIGASI BERTANGGUNG JAWAB SEPENUHNYA ATAS KEBENARAN SEMUA INFORMASI ATAU FAKTA MATERIAL, SERTA KEJUJURAN PENDAPAT YANG TERCANTUM DALAM PROSPEKTUS INI.

S

PT MEDCO ENERGI INTERNASIONAL Tbk.

Berkedudukan di Jakarta Selatan, Indonesia

Kegiatan Usaha Utama:

U

Eksplorasi, penambangan dan produksi minyak, gas bumi dan energi lainnya

Kantor Pusat:

Gedung The Energy, Lantai 53-55 SCBD Lot. 00 X Jl. Jend. Sudirman Kav. 52-53, Jakarta Selatan 12190

Telp. (000) 0000 0000

Faks. (000) 0000 0000

T

Email: xxxx@xxxxxxxxxxx.xxx, xxxxxxxxx.xxxxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx Situs internet: xxx.xxxxxxxxxxx.xxx

PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN

OBLIGASI BERKELANJUTAN III MEDCO ENERGI INTERNASIONAL

DENGAN TARGET DANA YANG AKAN DIHIMPUN SEBESAR Rp5.000.000.000.000 (LIMA TRILIUN RUPIAH)

K

Dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan III tersebut, Perseroan akan menerbitkan dan menawarkan OBLIGASI BERKELANJUTAN III MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP I TAHUN 2018

DENGAN JUMLAH POKOK OBLIGASI SEBESAR Rp500.000.000.000 (LIMA RATUS MILIAR RUPIAH) (“OBLIGASI”)

E

Obligasi ini diterbitkan tanpa warkat, kecuali Sertifikat Jumbo Obligasi yang akan diterbitkan oleh Perseroan atas nama KSEI, sebagai bukti utang kepada Pemegang Obligasi. Obligasi ini ditawarkan dengan nilai 100% (seratus persen) dari nilai Pokok Obligasi dan terdiri dari 2 (dua) seri dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000 (lima ratus miliar Rupiah) yang dijamin secara kesanggupan penuh (full commitment) dengan ketentuan sebagai berikut:

Seri A : Jumlah Obligasi Seri A yang ditawarkan adalah sebesar Rp282.500.000.000 (dua ratus delapan puluh dua miliar lima ratus juta Rupiah) dengan bunga Obligasi sebesar 8,75% (delapan koma tujuh lima persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi adalah 3 (tiga) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi.

Seri B : Jumlah Obligasi Seri B yang ditawarkan adalah sebesar Rp217.500.000.000 (dua ratus tujuh belas miliar lima ratus juta Rupiah) dengan bunga Obligasi sebesar 9,15% (sembilan koma satu lima persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi adalah 5 (lima) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi.

P

Bunga Obligasi dibayarkan setiap 3 (tiga) bulan sejak Tanggal Emisi, sesuai dengan tanggal pembayaran masing-masing Bunga Obligasi. Pembayaran Bunga Obligasi pertama akan dilakukan pada tanggal 29 Juni 2018, sedangkan pembayaran Bunga Obligasi terakhir sekaligus jatuh tempo Obligasi masing-masing adalah pada tanggal 29 Maret 2021 untuk Obligasi Seri A dan tanggal 29 Maret 2023 untuk Obligasi Seri B. Pelunasan Obligasi dilakukan secara penuh (bullet payment) pada saat jatuh tempo.

O

S

OBLIGASI BERKELANJUTAN III TAHAP II DAN/ATAU TAHAP SELANJUTNYA (JIKA ADA) AKAN DITENTUKAN KEMUDIAN.

PENTING UNTUK DIPERHATIKAN

OBLIGASI INI TIDAK DIJAMIN DENGAN AGUNAN KHUSUS BERUPA BENDA, PENDAPATAN ATAU AKTIVA LAIN PERSEROAN DALAM BENTUK APAPUN SERTA TIDAK DIJAMIN OLEH PIHAK MANAPUN. SELURUH KEKAYAAAN PERSEROAN, BAIK BARANG BERGERAK MAUPUN BARANG TIDAK BERGERAK, BAIK YANG TELAH ADA MAUPUN YANG AKAN ADA DI KEMUDIAN HARI, SESUAI DENGAN KETENTUAN DALAM PASAL 1131 DAN PASAL 1132 KITAB UNDANG-UNDANG HUKUM PERDATA MENJADI JAMINAN ATAS SEMUA UTANG PERSEROAN KEPADA SEMUA KREDITURNYA YANG TIDAK DIJAMIN SECARA KHUSUS ATAU TANPA HAK PREFEREN TERMASUK OBLIGASI INI SECARA PARIPASSU.

PEMBELIAN KEMBALI OBLIGASI BARU DAPAT DILAKUKAN 1 (SATU) TAHUN SETELAH TANGGAL PENJATAHAN, PERSEROAN DAPAT MELAKUKAN PEMBELIAN KEMBALI UNTUK SEBAGIAN ATAU SELURUH OBLIGASI SEBELUM TANGGAL PELUNASAN POKOK OBLIGASI. XXXXXXXXX MEMPUNYAI HAK UNTUK MEMBERLAKUKAN PEMBELIAN KEMBALI TERSEBUT UNTUK DIPERGUNAKAN SEBAGAI PELUNASAN OBLIGASI ATAU UNTUK DISIMPAN DENGAN MEMPERHATIKAN KETENTUAN DALAM PERJANJIAN PERWALIAMANATAN DAN PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN YANG BERLAKU. KETERANGAN MENGENAI PEMBELIAN KEMBALI DAPAT DILIHAT PADA BAB I DALAM PROSPEKTUS INI.

RISIKO UTAMA YANG DIHADAPI OLEH PERSEROAN ADALAH PERSEROAN TERGANTUNG PADA KEMAMPUAN UNTUK MEMPRODUKSI, MENGEMBANGKAN ATAU MENGGANTIKAN CADANGAN YANG TELAH ADA SERTA MENEMUKAN CADANGAN BARU BAGI KEGIATAN USAHA PERSEROAN.

DALAM RANGKA PENERBITAN OBLIGASI INI, PERSEROAN TELAH MEMPEROLEH HASIL PEMERINGKATAN ATAS OBLIGASI BERKELANJUTAN III MEDCO ENERGI INTERNASIONAL SENILAI MAKSIMUM Rp5.000.000.000.000 DARI PT PEMERINGKAT EFEK INDONESIA (“PEFINDO”):

idA+ (Single A Plus)

PERSEROAN HANYA MENERBITKAN SERTIFIKAT JUMBO OBLIGASI YANG DIDAFTARKAN ATAS NAMA PT KUSTODIAN SENTRAL EFEK INDONESIA (“KSEI”) DAN AKAN DIDISTRIBUSIKAN DALAM BENTUK ELEKTRONIK YANG DIADMINISTRASIKAN DALAM PENITIPAN KOLEKTIF DI KSEI.

P

R

OBLIGASI INI AKAN DICATATKAN PADA PT BURSA EFEK INDONESIA (“BEI”) XXXXXXXX PELAKSANA EMISI EFEK DAN PENJAMIN EMISI EFEK

PT DANAREKSA SEKURITAS PT MANDIRI SEKURITAS PT TRIMEGAH SEKURITAS INDONESIA Tbk.

WALI AMANAT

PT Bank Mega Tbk

Prospektus ini diterbitkan di Jakarta pada tanggal 26 Maret 2018

PROSPEKTUS PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN OBLIGASI BERKELANJUTAN III MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP I TAHUN 2018

Perseroan telah menyampaikan Pernyataan Pendaftaran Emisi Obligasi sehubungan dengan Penawaran Umum Berkelanjutan III ini kepada Kepala Eksekutif Pengawas Pasar Modal OJK di Jakarta dengan Surat No. 074/MGT/MEDC/I/2018 pada tanggal 31 Januari 2018 sesuai dengan persyaratan yang ditetapkan dalam Undang- undang Republik Indonesia No. 8 Tahun 1995 tentang Pasar Modal, yang dimuat dalam Lembaran Negara Republik Indonesia No. 64 tahun 1995, Tambahan Lembaran Negara No. 3608 dan peraturan pelaksanaannya (selanjutnya disebut “UUPM”).

Perseroan berencana untuk mencatatkan “Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018” dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000 (lima ratus miliar Rupiah) pada BEI sesuai dengan Perjanjian Pendahuluan Pencatatan Efek No. SP-00002/BEI.PP1/02-2018 tanggal 22 Februari 2018 yang dibuat antara Perseroan dan BEI. Apabila syarat-syarat pencatatan Obligasi Berkelanjutan III Tahap I tidak terpenuhi, maka Penawaran Umum Obligasi Berkelanjutan III Tahap I batal demi hukum dan pembayaran pemesanan Obligasi Berkelanjutan III Tahap I tersebut wajib dikembalikan kepada para pemesan sesuai dengan ketentuan-ketentuan dalam Perjanjian Penjaminan Emisi Efek dan Peraturan No. IX.A.2.

Lembaga serta Profesi Penunjang Pasar Modal yang disebut di dalam Prospektus ini bertanggung jawab sepenuhnya atas data yang disajikan sesuai dengan fungsi mereka, sesuai dengan peraturan yang berlaku dalam wilayah Republik Indonesia dan kode etik, norma serta standar profesi masing-masing.

Sehubungan dengan Penawaran Umum Obligasi ini, setiap pihak terafiliasi dilarang memberikan keterangan atau pernyataan mengenai data yang tidak diungkapkan dalam Prospektus ini tanpa persetujuan tertulis dari Perseroan dan Penjamin Pelaksana Emisi Efek.

Penjamin Pelaksana Emisi Efek dan Penjamin Emisi Efek serta Lembaga dan Profesi Penunjang Pasar Modal dalam Penawaran Umum Obligasi ini bukan merupakan pihak terafiliasi dengan Perseroan, baik secara langsung maupun tidak langsung, sebagaimana didefinisikan dalam UUPM. Penjelasan lebih lanjut mengenai hubungan Afiliasi dapat dilihat pada Bab X dalam Prospektus ini.

PENAWARAN UMUM OBLIGASI INI TIDAK DIDAFTARKAN BERDASARKAN UNDANG-UNDANG/PERATURAN SELAIN YANG BERLAKU DI REPUBLIK INDONESIA. BARANG SIAPA DI LUAR WILAYAH INDONESIA MENERIMA PROSPEKTUS INI, MAKA PROSPEKTUS INI TIDAK DIMAKSUDKAN SEBAGAI DOKUMEN PENAWARAN UNTUK MEMBELI OBLIGASI, KECUALI BILA PENAWARAN DAN PEMBELIAN OBLIGASI TERSEBUT TIDAK BERTENTANGAN, ATAU BUKAN MERUPAKAN PELANGGARAN TERHADAP PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN SERTA KETENTUAN BURSA EFEK YANG BERLAKU DI NEGARA ATAU YURISDIKSI DI LUAR REPUBLIK INDONESIA TERSEBUT.

PERSEROAN TELAH MENGUNGKAPKAN SEMUA INFORMASI MATERIAL YANG WAJIB DIKETAHUI OLEH PUBLIK DAN TIDAK ADA LAGI INFORMASI MATERIAL YANG BELUM DIUNGKAPKAN SEHINGGA TIDAK MENYESATKAN PUBLIK.

PERSEROAN WAJIB MENYAMPAIKAN PERINGKAT TAHUNAN ATAS OBLIGASI KEPADA OJK PALING LAMBAT

10 (SEPULUH) HARI KERJA SETELAH BERAKHIRNYA MASA BERLAKU PERINGKAT TERAKHIR SAMPAI DENGAN PERSEROAN TELAH MENYELESAIKAN SELURUH KEWAJIBAN YANG TERKAIT DENGAN EFEK BERSIFAT UTANG YANG DITERBITKAN, SEBAGAIMANA DIATUR DALAM PERATURAN NO. IX.C.11.

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI i

DEFINISI DAN SINGKATAN iv

DEFINISI DAN SINGKATAN TEKNIS xiii

SINGKATAN NAMA PERUSAHAAN xvi

RINGKASAN xix

1. Riwayat Singkat xix

2. Kegiatan Usaha Perseroan xix

3. Struktur Permodalan Dan Susunan Pemegang Saham Perseroan xxii

4. Ikhtisar Data Keuangan Penting xxii

5. Faktor Risiko xxiv

6. Penggunaan Dana Yang Diperoleh Dari Hasil Penawaran Umum xxv

7. Keterangan tentang Obligasi yang akan Diterbitkan xxv

8. Keterangan tentang Wali Amanat xxvi

9. Hasil Pemeringkatan xxvi

10. Surat Utang yang telah Diterbitkan Perseroan xxvi

I. PENAWARAN UMUM 1

1.1 Pemenuhan Kriteria Penawaran Umum Berkelanjutan 2

1.2 Keterangan tentang Obligasi yang akan Diterbitkan 2

1.3 Hasil Pemeringkatan 11

1.4 Tata Cara RUPO 12

1.5 Keterangan tentang Wali Amanat 15

II. PENGGUNAAN DANA YANG DIPEROLEH DARI HASIL PENAWARAN UMUM 16

III. PERNYATAAN UTANG 18

Utang Usaha 19

Utang Lain-lain 20

Utang Pajak 20

Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual 21

Biaya Akrual dan Provisi Lain-lain 22

Liabilitas Imbalan Kerja 22

Liabilitas Derivatif 23

Pinjaman Bank 24

Pinjaman Lainnya 25

Uang Muka dari Pelanggan 29 28

Liabilitas Pajak Tangguhan 29

Liabilitas Pembongkaran Aset dan Restorasi Area dan Provisi Lain-lain 29

Kontrak, Perjanjian, Ikatan yang Signifikan dan Kontinjensi 30 29

Peristiwa setelah Tanggal Periode Pelaporan 38

IV. IKHTISAR DATA KEUANGAN 40

4.1. Laporan Posisi Keuangan Konsolidasian 40

4.2. Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain Konsolidasian 42

4.3. Laporan Arus Kas Konsolidasian 44

4.4. Rasio 45

V. ANALISIS DAN PEMBAHASAN OLEH MANAJEMEN 47

5.1. Umum 47

5.2. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Kegiatan Usaha dan Operasi Perseroan 49

5.3. Kebijakan Akuntansi Penting 55

5.4. Analisis Komponen-komponen Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain Konsolidasian 58

Penjualan minyak dan gas bumi - neto 58

Pendapatan dari jasa 59

Beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya 59

Laba kotor 61

Beban penjualan, umum dan administrasi 62

Penghasilan (beban) lain-lain 63

Laba (rugi) sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan 65

Beban pajak penghasilan 66

Laba (rugi) tahun/periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan 66

Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan 67

Laba (rugi) tahun/periode berjalan 67

Laba (rugi) komprehensif tahun/periode berjalan 67

5.5. Analisis Aset, Liabilitas dan Ekuitas 68

Aset 68

Liabilitas 70

Ekuitas 72

5.6. Likuiditas dan Sumber Permodalan 72

Likuiditas dan Sumber Pendanaan 72

Ikhtisar Laporan Arus Kas Konsolidasian 73

5.7. Pembelian Barang Modal (Capital Expenditure) 75

5.8. Manajemen Risiko 76

VI. FAKTOR RISIKO 78

6.1. RISIKO UTAMA YANG MEMPUNYAI PENGARUH SIGNIFIKAN TERHADAP KELANGSUNGAN USAHA PERSEROAN 78

6.2. RISIKO USAHA YANG BERHUBUNGAN DENGAN KEGIATAN USAHA PERSEROAN 79

6.3. RISIKO UMUM YANG BERHUBUNGAN DENGAN INDUSTRI PERSEROAN 83

6.4. RISIKO UMUM YANG BERHUBUNGAN DENGAN NEGARA-NEGARA TEMPAT PERSEROAN BEROPERASI 84

6.5. RISIKO BAGI INVESTOR TERKAIT INVESTASI OBLIGASI 86

VII. KEJADIAN PENTING SETELAH TANGGAL LAPORAN AUDITOR INDEPENDEN 87

VIII. KETERANGAN TENTANG PERSEROAN, KEGIATAN USAHA SERTA KECENDERUNGAN DAN PROSPEK USAHA 88

8.1. Riwayat Singkat Perseroan 88

8.2. Kepemilikan Saham dan Struktur Permodalan Terakhir 89

8.3. Perubahan Susunan Pemegang Saham dan Kepemilikan Saham Sejak Tahun 2016 89

8.4. Pengurusan dan Pengawasan 90

8.5. Tata Kelola Perusahaan yang Baik (Good Corporate Governance) 100

8.6. Sumber Daya Manusia 100

8.7. Struktur Organisasi Perseroan 106

8.8. Hubungan Kepemilikan, Penyertaan, Pengurusan dan Pengawasan Perseroan, Pemegang Saham berbentuk Badan Hukum, Entitas Anak dan Entitas Asosiasi 107

A. Struktur Kepemilikan antara Perseroan dengan Pemegang Saham 107

B. Hubungan Entitas Anak dan Entitas Asosiasi 108

C. Keterangan tentang Penyertaan Perseroan 109

D. Hubungan Kepengurusan dan Kepengawasan 112

8.9. Keterangan mengenai Pemegang Saham Utama 114

8.10. Keterangan mengenai Entitas Anak 116

A. Eksplorasi dan produksi minyak dan gas – Indonesia 116

B. Eksplorasi dan produksi minyak dan gas – Internasional 140

C. Jasa pengeboran dan penunjang kegiatan minyak dan gas 152

D. Gas alam cair (Liquid Natural Gas/LNG) 159

E. Pertambangan batu bara 161

F. Perdagangan 163

G. Properti 165

H. Tenaga Listrik 168

8.11. Transaksi dengan Pihak-pihak yang memiliki Hubungan Afiliasi 170

8.12. Dokumen Perizinan Perseroan dan Entitas Anak 172

8.13. Perjanjian-perjanjian Penting dengan Pihak Ketiga 175

8.14. Transaksi Pinjaman dengan Pihak Ketiga 179

8.15. Transaksi Obligasi, Medium Term Notes dan Surat Utang USD 189

8.16. Perkara yang Dihadapi Perseroan, Entitas Anak, Anggota Direksi dan Komisaris Perseroan dan Entitas Anak 195

8.17. Kegiatan Usaha 195

8.17.1. Umum 195

8.17.2. Keunggulan Kompetitif 198

8.17.3. Strategi Usaha 202

8.17.4. Kegiatan Usaha Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas Bumi 205

8.17.5. Kegiatan Usaha Pembangkit Listrik 222

8.17.6. Kegiatan Usaha Pertambangan Tembaga dan Emas 228

8.17.7. Kegiatan Usaha Properti 230

8.17.8. Kegiatan Usaha Pertambangan Batu Bara 231

8.17.9. Persaingan 231

8.17.10. Bahaya Operasi, Asuransi dan Risiko-risiko yang Tidak Diasuransikan 232

8.17.11. Keselamatan 232

8.17.12. Lingkungan Hidup 232

8.17.13. Tanggung Jawab Sosial Perusahaan 233

IX. PERPAJAKAN 234

12.1. Perpajakan untuk Pemegang Obligasi 234

12.2. Pemenuhan Perpajakan oleh Perseroan 234

X. PENJAMINAN EMISI OBLIGASI 235

XI. LEMBAGA DAN PROFESI PENUNJANG DALAM RANGKA PENAWARAN UMUM 236

XII. TATA CARA PEMESANAN OBLIGASI 238

12.1. Pendaftaran Obligasi ke dalam Penitipan Kolektif 238

12.2. Pemesan yang Berhak 238

12.3. Pemesanan Pembelian Obligasi 238

12.4. Jumlah Minimum Pemesanan 239

12.5. Masa Penawaran Umum 239

12.6. Tempat Pengajuan Pemesanan Pembelian Obligasi 239

12.7. Bukti Tanda Terima Pemesanan Obligasi 239

12.8. Penjatahan Obligasi 239

12.9. Pembayaran Pemesanan Pembelian Obligasi 239

12.10. Distribusi Obligasi secara Elektronik 240

12.11. Penundaan Masa Penawaran Umum atau Pembatalan Penawaran Umum 240

12.12. Agen Pembayaran 241

12.13. Lain-lain 241

XIII. KETERANGAN TENTANG WALI AMANAT 242

A. Riwayat Singkat 242

B. Tugas Pokok Wali Amanat 246

C. Penggantian Wali Amanat 246

D. Ikhtisar Laporan Keuangan Wali Amanat 246

XIV. PENYEBARLUASAN PROSPEKTUS DAN FORMULIR PEMESANAN PEMBELIAN OBLIGASI 250

XV. PENDAPAT DARI SEGI HUKUM 251

XVI. LAPORAN AUDITOR INDEPENDEN DAN LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN PERSEROAN DAN ENTITAS ANAK 252

DEFINISI DAN SINGKATAN

Di dalam Prospektus ini, kata-kata di bawah ini mempunyai arti sebagai berikut, kecuali bila kalimatnya menyatakan lain:

“ACRA”	berarti singkatan dari Accounting and Corporate Regulatory Authority.
“Afiliasi”	berarti pihak-pihak sebagaimana dimaksud dalam Pasal 1 ayat (1) UUPM dan peraturan pelaksanaannya, yang berarti: a. hubungan keluarga karena perkawinan dan keturunan sampai derajat kedua, baik secara horizontal maupun vertikal; b. hubungan antara satu pihak dengan pegawai, Direktur atau Komisaris dari pihak tersebut; c. hubungan antara 2 (dua) perusahaan dimana terdapat 1 (satu) atau lebih anggota Direksi dan/atau Dewan Komisaris yang sama; d. hubungan antara perusahaan dengan suatu pihak, baik langsung maupun tidak langsung, mengendalikan atau dikendalikan oleh perusahaan tersebut; e. hubungan antara 2 (dua) perusahaan yang dikendalikan baik langsung maupun tidak langsung, oleh pihak yang sama; atau f. hubungan antara perusahaan dan pemegang saham utama.
“Agen Pembayaran”	berarti KSEI, yang membuat Perjanjian Agen Pembayaran dengan Perseroan, yang berkewajiban membantu melaksanakan pembayaran Bunga Obligasi dan/atau pelunasan Pokok Obligasi termasuk Denda (jika ada) kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening untuk dan atas nama Perseroan sebagaimana tertuang dalam Perjanjian Agen Pembayaran.
“AS”	berarti Negara Amerika Serikat.
“BAE”	berarti singkatan dari Biro Administrasi Efek, dalam hal ini PT Sinartama Gunita.
“Bapepam”	berarti Badan Pengawas Pasar Modal sebagaimana dimaksud dalam Pasal 3 ayat (1) UUPM.
“Bapepam dan LK”	berarti Badan Pengawas Pasar Modal dan Lembaga Keuangan yang merupakan penggabungan dari Badan Pengawas Pasar Modal dan Direktorat Jenderal Lembaga Keuangan (DJLK), sesuai dengan Keputusan Menteri Keuangan Republik Indonesia No. 606/KMK.01/2005 tanggal 30 Desember 2005 tentang Organisasi dan Tata Kerja Badan Pengawas Pasar Modal dan Lembaga Keuangan dan Peraturan Menteri Keuangan Republik Indonesia No. 184/PMK.01/2010 tanggal 11 Oktober 2010 tentang Organisasi dan Tata Kerja Kementerian Keuangan, atau para pengganti dan penerima hak dan kewajibannya.
“Beban Keuangan Bersih”	berarti beban bunga bersih dari semua kewajiban atau utang yang berbunga.
“BEI” atau “Bursa Efek”	berarti pihak yang menyelenggarakan dan menyediakan sistem dan/atau sarana untuk mempertemukan penawaran jual dan beli Efek pihak-pihak lain dengan tujuan memperdagangkan Efek di antara mereka, yang dalam hal ini adalah PT Bursa Efek Indonesia, berkedudukan di Jakarta Selatan, atau para pengganti dan penerima hak dan kewajibannya.
“BNRI”	berarti singkatan dari Berita Negara Republik Indonesia.
“Bunga Obligasi”	berarti bunga Obligasi yang harus dibayar oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi kecuali Obligasi yang dimiliki Perseroan, sesuai dengan ketentuan yang termuat dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“Daftar Pemegang Rekening”	berarti daftar yang dikeluarkan oleh KSEI yang memuat keterangan tentang kepemilikan Obligasi oleh Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening di KSEI yang memuat keterangan antara lain: nama, jumlah kepemilikan Obligasi, status pajak dan kewarganegaraan Pemegang Obligasi berdasarkan data yang diberikan oleh Pemegang Rekening kepada KSEI.

“Denda”	berarti sejumlah dana yang wajib dibayar akibat adanya keterlambatan kewajiban pembayaran Bunga Obligasi dan/atau Pokok Obligasi yaitu sebesar 1% (satu persen) per tahun di atas tingkat Bunga Obligasi dari jumlah dana yang terlambat dibayar, yang dihitung secara harian, sejak hari keterlambatan sampai dengan dibayar lunas suatu kewajiban yang harus dibayar berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan, dengan ketentuan satu tahun adalah 360 (tiga ratus enam puluh) Hari Kalender dan satu bulan adalah 30 (tiga puluh) Hari Kalender.
“EBITDA”	berarti laba kotor konsolidasian Perseroan setelah dikurangi dengan beban penjualan, umum dan administrasi dan setelah menambahkan kembali biaya penyusutan, deplesi dan amortisasi atas aset.
“Efek”	berarti surat berharga yaitu surat pengakuan utang, surat berharga komersial, saham, obligasi, tanda bukti hutang, Unit Penyertaan Kontrak Investasi Kolektif, Kontrak Berjangka atas Efek dan setiap derivatif Efek.
“Ekuitas Disesuaikan”	berarti total ekuitas konsolidasian Perseroan dikurangi goodwill, aset pajak tangguhan, dan selisih penilaian kembali aset tetap.
“Emisi”	berarti penerbitan Obligasi oleh Perseroan untuk ditawarkan dan dijual kepada Masyarakat melalui Penawaran Umum.
“Entitas Anak”	berarti perusahaan yang laporan keuangannya dikonsolidasikan dengan Perseroan dengan sesuai dengan standar akuntansi yang berlaku di Indonesia.
“Hari Bursa”	berarti hari-hari dimana Bursa Efek melakukan aktivitas transaksi perdagangan efek menurut peraturan perundang-undangan di Negara Republik Indonesia yang berlaku dan ketentuan-ketentuan Bursa Efek tersebut.
“Hari Kalender”	berarti setiap hari dalam satu tahun sesuai dengan kalender Gregorian tanpa kecuali, termasuk hari Sabtu, Minggu dan hari libur nasional yang sewaktu-waktu ditetapkan oleh Pemerintah.
“Hari Kerja”	berarti hari Senin sampai dengan hari Jumat, kecuali hari libur nasional yang ditetapkan oleh Pemerintah atau Hari Kerja biasa yang karena suatu keadaan tertentu ditetapkan oleh Pemerintah sebagai bukan Hari Kerja biasa.
“Jumlah Terutang”	berarti jumlah uang yang harus dibayar oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan serta perjanjian-perjanjian lainnya yang berhubungan dengan Emisi ini yang terdiri dari Pokok Obligasi, Bunga Obligasi dan Denda (jika ada) yang terutang dari waktu ke waktu.
“Kegiatan Usaha Perseroan Sehari-Hari”	berarti setiap kegiatan operasional, baik yang dilakukan langsung oleh Perseroan maupun melalui Entitas Anak, dibidang eksplorasi, produksi minyak dan gas bumi, industri pertambangan dan energi lainnya, serta kegiatan lainnya yang terkait dengan atau kegiatan penunjang bidang-bidang tersebut.
“Kemenkumham”	berarti singkatan dari Kementerian Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia (dahulu dikenal dengan nama Departemen Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia, Departemen Kehakiman Republik Indonesia, Departemen Hukum dan Perundang-undangan Republik Indonesia atau nama lainnya).
“Konfirmasi Tertulis”	berarti konfirmasi tertulis dan/atau laporan saldo Obligasi dalam Rekening Efek yang diterbitkan oleh KSEI, atau Pemegang Rekening berdasarkan perjanjian pembukaan Rekening Efek dengan Pemegang Obligasi dan konfirmasi tersebut menjadi dasar bagi Pemegang Obligasi Obligasi untuk mendapatkan pembayaran Bunga Obligasi, pelunasan Pokok Obligasi dan hak-hak lain yang berkaitan dengan Obligasi.
“Konfirmasi Tertulis untuk RUPO” atau “KTUR”	berarti surat konfirmasi kepemilikan Obligasi yang diterbitkan oleh KSEI kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening, khusus untuk menghadiri RUPO

	atau meminta diselenggarakannya RUPO, dengan memperhatikan ketentuan- ketentuan KSEI.
“Konsultan Hukum”	berarti Xxxxxxx Xxxxxx & Partners yang melakukan pemeriksaan atas fakta yang ada mengenai Perseroan dan keterangan lain yang berkaitan dalam rangka Penawaran Umum Obligasi.
“KSEI”	berarti singkatan dari PT Kustodian Sentral Efek Indonesia, berkedudukan di Jakarta Selatan, atau pengganti dan penerima hak dan kewajibannya yang menjalankan kegiatan usaha sebagai Lembaga Penyimpanan dan Penyelesaian sebagaimana didefinisikan dalam UUPM yang dalam Emisi bertugas sebagai Agen Pembayaran berdasarkan Perjanjian Agen Pembayaran dan mengadministrasikan Obligasi berdasarkan Perjanjian Pendaftaran Obligasi di KSEI.
“Kustodian”	berarti pihak yang memberi jasa penitipan efek dan harta yang berkaitan dengan Obligasi serta jasa lainnya termasuk menerima bunga dan hak-hak lain, menyelesaikan transaksi efek dan mewakili Pemegang Rekening yang menjadi nasabahnya sesuai dengan ketentuan UUPM yang meliputi KSEI, Perusahaan Efek dan Bank Kustodian.
“Limited Recourse”	berarti jaminan atau komitmen yang diberikan oleh Perseroan atas kewajiban Entitas Anak untuk jangka waktu tertentu sampai dimulainya tanggal operasi komersial dari proyek dalam kaitannya dengan project financing.
“Manajer Penjatahan”	berarti PT Mandiri Sekuritas yang bertanggung jawab atas penjatahan Obligasi yang ditawarkan sesuai dengan syarat-syarat yang ditetapkan dalam Peraturan No. IX.A.7.
“Masyarakat”	berarti perorangan dan/atau badan, baik Warga Negara Indonesia/Badan Indonesia maupun Warga Negara Asing/Badan Asing baik yang bertempat tinggal/ berkedudukan di Indonesia maupun bertempat tinggal/berkedudukan di luar wilayah Indonesia.
“Menkumham”	berarti singkatan dari Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia (sebelumnya dikenal dengan nama Menteri Kehakiman Republik Indonesia, Menteri Hukum dan perundang-undangan dan/atau nama lainnya).
“Notaris”	berarti Kantor Notaris Xxxxxxx Xxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, yang membuat perjanjian-perjanjian dalam rangka Penawaran Umum Obligasi.
“Obligasi”	berarti surat berharga bersifat utang, dengan nama Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018, yang dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo Obligasi, yang dikeluarkan oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi melalui Penawaran Umum, yang merupakan penerbitan obligasi Tahap I dari rangkaian Penawaran Umum Berkelanjutan, dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000 (lima ratus miliar Rupiah) yang terbagi dalam 2 (dua) seri dengan ketentuan sebagai berikut: a. Seri A: Jumlah Pokok Obligasi Seri A yang ditawarkan sebesar Rp282.500.000.000 (dua ratus delapan puluh dua miliar lima ratus juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,75% (delapan koma tujuh lima persen) per tahun, berjangka waktu 3 (tiga) tahun sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Pokok Obligasi Seri A secara penuh akan dilakukan pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi Seri A yaitu 29 Maret 2021; dan b. Seri B: Jumlah Pokok Obligasi Seri B yang ditawarkan sebesar Rp217.500.000.000 (dua ratus tujuh belas miliar lima ratus juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 9,15% (sembilan koma satu lima persen) per tahun, berjangka waktu 5 (lima) tahun sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Pokok Obligasi Seri B secara penuh akan dilakukan pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi Seri B yaitu 29 Maret 2023. Pembayaran Obligasi akan dilakukan secara penuh (bullet payment) sebesar 100% (seratus persen) dari Jumlah Pokok Obligasi pada saat jatuh tempo.

	Jumlah Pokok Obligasi tersebut dapat berkurang sehubungan dengan pelunasan Pokok Obligasi dan/atau pelaksanaan pembelian kembali sebagai pelunasan Obligasi sebagaimana dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo Obligasi, dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“OJK”	berarti singkatan dari Otoritas Jasa Keuangan, yaitu lembaga yang independen dan bebas dari campur tangan pihak lain, yang mempunyai fungsi, tugas dan wewenang pengaturan, pengawasan, pemeriksaan, dan penyidikan sebagaimana dimaksud dalam Undang-Undang No. 21 Tahun 2011 tanggal 22 November 2011 tentang Otoritas Jasa Keuangan.
“Pembiayaan Berbasis Cadangan” atau “Reserves- Based Lending” atau “RBL”	berarti pembiayaan dengan menggunakan metode perhitungan besaran pinjaman (debt sizing) berdasarkan nilai NPV (Net Present Value) komersial Cadangan P1 atau Cadangan Terbukti setelah dikurangi dengan safety factor.
“Pemeringkat”	berarti PT Pemeringkat Efek Indonesia (Pefindo), atau para pengganti dan penerima hak dan kewajibannya atau perusahaan pemeringkat lain yang terdaftar di OJK dan disetujui sebagai penggantinya oleh Xxxx Xxxxxx.
“Pemerintah”	berarti Pemerintah Republik Indonesia.
“Pemegang Obligasi”	berarti Masyarakat yang memiliki manfaat atas sebagian atau seluruh Obligasi yang disimpan dan diadministrasikan dalam (a) Rekening Efek pada KSEI; atau (b) Rekening Efek pada KSEI melalui Bank Kustodian atau Perusahaan Efek.
“Pemegang Rekening”	berarti pihak yang namanya tercatat sebagai pemilik Rekening Efek di KSEI yang meliputi Bank Kustodian dan/atau Perusahaan Efek dan/atau pihak lain yang disetujui oleh KSEI dengan memperhatikan perundang-undangan di bidang pasar modal.
“Penawaran Umum”	berarti kegiatan penawaran umum Obligasi yang dilakukan oleh Perseroan melalui Penjamin Emisi Efek untuk menjual Obligasi kepada Masyarakat berdasarkan tata cara yang diatur dalam UUPM.
“Penawaran Umum Berkelanjutan”	berarti kegiatan penawaran umum atas obligasi yang dilakukan secara bertahap oleh Perseroan, yang merupakan Penawaran Umum Berkelanjutan III, sesuai dengan POJK No. 36/2014.
“Pengakuan Utang”	berarti pengakuan utang Perseroan sehubungan dengan Obligasi, sebagaimana tercantum dalam Akta Pengakuan Utang Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 29 tanggal 16 Maret 2018, yang dibuat di hadapan Xxxxxxx Xxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, berikut perubahan-perubahannya dan/atau penambahan-penambahannya dan/atau pembaharuan-pembaharuannya yang sah yang dibuat oleh pihak-pihak yang bersangkutan di kemudian hari.
“Penitipan Kolektif”	berarti jasa penitipan atas Efek yang dimiliki bersama oleh lebih dari 1 (satu) pihak yang kepentingannya diwakili oleh Kustodian, sebagaimana dimaksud dalam UUPM.
“Penjamin Emisi Efek”	berarti berarti pihak-pihak yang membuat perjanjian dengan Perseroan untuk melakukan Penawaran Umum ini atas nama Perseroan dan melakukan pembayaran kepada Perseroan, yang ditunjuk oleh Perseroan berdasarkan Perjanjian Penjaminan Emisi Efek, yang dalam hal ini adalah PT Danareksa Sekuritas, PT Mandiri Sekuritas, dan PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk dengan syarat-syarat dan ketentuan- ketentuan dalam Perjanjian Penjaminan Emisi Efek.
“Penjamin Pelaksana Emisi Efek”	berarti pihak yang bertanggung jawab atas penyelenggaraan Penawaran Umum, yang dalam hal ini adalah PT Danareksa Sekuritas, PT Mandiri Sekuritas, dan PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk sesuai dengan syarat-syarat dan ketentuan- ketentuan dalam Perjanjian Penjaminan Emisi Efek.
“Peraturan No. VI.C.3”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. VI.C.3 Lampiran Keputusan Ketua Bapepam

	dan LK No.Kep-309/BL/2008 tanggal 1 Agustus 2008 tentang Hubungan Kredit dan Penjaminan antara Wali Amanat dengan Perseroan.
“Peraturan No. VI.C.4”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. VI.C.4 Lampiran Keputusan Ketua Bapepam dan LK No.Kep-412/BL/2010 tanggal 6 September 2010 tentang Ketentuan Umum dan Kontrak Perwaliamanatan Atas Efek Bersifat Utang.
“Peraturan No. IX.A.2”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. IX.A.2, Lampiran Keputusan Ketua Bapepam dan LK No. Kep-122/BL/2009 tanggal 29 Mei 2009 tentang Tata Cara Pendaftaran Dalam Rangka Penawaran Umum.
“Peraturan No. IX.A.7”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. IX.A.7, Lampiran Keputusan Ketua Bapepam No.Kep-691/BL/2011 tanggal 30 Desember 2011 tentang Pemesanan dan Penjatahan Efek dalam Penawaran Umum.
“Peraturan No. IX.C.1”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. IX.C.1 Lampiran Ketua Bapepam No. Kep- 42/PM/2000 tanggal 27 Oktober 2000 tentang Pedoman Mengenai Bentuk dan Isi Pernyataan Pendaftaran Dalam Rangka Penawaran Umum.
“Peraturan No. IX.C.11”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. IX.C.11 Lampiran Keputusan Ketua Bapepam dan LK No.Kep-712/BL/2012 tanggal 26 Desember 2012 tentang Pemeringkatan Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk.
“Peraturan No. IX.E.1”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. IX.E.1 Lampiran Keputusan Ketua Bapepam- LK No. Kep-412/BL/2009 tanggal 25 November 2009 tentang Transaksi Afiliasi dan Benturan Kepentingan Transaksi Tertentu.
“Peraturan No. IX.E.2”	berarti Peraturan Bapepam dan LK No. IX.E.2 Lampiran Keputusan Ketua Bapepam- LK No. Kep-614/BL/2011 tanggal 28 November 2011 tentang Transaksi Material dan Perubahan Kegiatan Usaha Utama.
“Perjanjian Agen Pembayaran”	berarti Perjanjian Agen Pembayaran Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 36 tanggal 31 Januari 2018, yang dibuat di hadapan Xxxxxxx Xxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, berikut perubahan-perubahannya dan/atau penambahan-penambahannya dan/atau pembaharuan-pembaharuannya yang sah yang dibuat oleh pihak-pihak yang bersangkutan di kemudian hari.
“Perjanjian Pendaftaran Obligasi di KSEI”	berarti perjanjian yang dibuat antara Perseroan dan KSEI perihal pendaftaran Obligasi Berkelanjutan III Tahap I Tahun 2018 di KSEI No. SP-007/OBL/KSEI/0118 tanggal 31 Januari 2018, yang dibuat di bawah tangan bermeterai cukup berikut perubahan-perubahannya dan/atau penambahan-penambahannya dan/atau pembaharuan-pembaharuannya yang sah yang dibuat oleh pihak-pihak yang bersangkutan di kemudian hari.
“Perjanjian Pendahuluan Pencatatan Efek”	berarti perjanjian yang dibuat antara Perseroan dengan BEI perihal pencatatan efek No. SP-00002/BEI.PP1/02-2018 tanggal 22 Februari 2018, berikut perubahan- perubahannya dan/atau penambahan-penambahannya dan/atau pembaharuan- pembaharuannya yang sah yang dibuat oleh pihak-pihak yang bersangkutan di kemudian hari.
“Perjanjian Penjaminan Emisi Efek”	berarti Perjanjian Penjaminan Emisi Efek Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 35 tanggal 31 Januari 2018, sebagaimana diubah berdasarkan Perubahan I Perjanjian Penjaminan Emisi Efek Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 41 tanggal 21 Februari 2018, sebagaimana diubah berdasarkan Perubahan II Perjanjian Penjaminan Emisi Efek Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 30 tanggal 16 Maret 2018, yang dibuat di hadapan Xxxxxxx Xxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, berikut perubahan-perubahan dan/atau penambahan- penambahan dan/atau pembaharuan-pembaharuan yang merupakan satu kesatuan dan bagian yang tidak terpisahkan dari Perjanjian Penjaminan Emisi Efek.

“Perjanjian Perwaliamanatan”	berarti Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 34 tanggal 31 Januari 2018, sebagaimana diubah berdasarkan Perubahan I Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 No. 28 tanggal 16 Maret 2018, yang dibuat di hadapan Xxxxxxx Xxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, berikut perubahan- perubahannya dan/atau penambahan-penambahannya dan/atau pembaharuan- pembaharuannya yang sah yang dibuat oleh pihak-pihak yang bersangkutan di kemudian hari.
“Perseroan”	berarti pihak yang melakukan Emisi, yang dalam hal ini adalah PT Medco Energi Internasional Tbk, berkedudukan di Jakarta Selatan.
“Pernyataan Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi”	berarti Pernyataan Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional No. 33 tanggal 31 Januari 2018, yang dibuat di hadapan Xxxxxxx Xxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, berikut perubahan-perubahannya dan/atau penambahan-penambahannya dan/atau pembaharuan-pembaharuannya yang sah yang dibuat oleh Perseroan di kemudian hari.
“Pernyataan Pendaftaran”	berarti pernyataan pendaftaran sebagaimana dimaksud dalam Pasal 1 ayat (19) UUPM juncto Peraturan No. IX.C.1 dan Peraturan No. IX.A.1, Lampiran Keputusan Ketua Bapepam dan LK No. Kep-690/BL/2011 tanggal 30 Desember 2011 tentang Ketentuan Umum Pengajuan Pernyataan Pendaftaran, dan dengan memperhatikan POJK No. 36/2015, berikut dokumen-dokumen yang diajukan oleh Perseroan kepada Kepala Pengawas Pasar Modal OJK sebelum melakukan Penawaran Umum Berkelanjutan kepada Masyarakat termasuk perubahan-perubahan, tambahan- tambahan serta pembetulan-pembetulan untuk memenuhi persyaratan OJK.
“Pernyataan Pendaftaran Menjadi Efektif”	berarti terpenuhinya seluruh persyaratan Pernyataan Pendaftaran sesuai dengan ketentuan angka 4 Peraturan No. IX.A.2 yaitu: Pernyataan Pendaftaran dapat menjadi efektif dengan memperhatikan ketentuan sebagai berikut: 1) atas dasar lewatnya waktu, yakni: a) 45 (empat puluh lima) hari sejak tanggal Pernyataan Pendaftaran diterima OJK secara lengkap, yaitu telah mencakup seluruh kriteria yang ditetapkan dalam peraturan yang terkait dengan Pernyataan Pendaftaran dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan dan peraturan yang terkait dengan Penawaran Umum; atau b) 45 (empat puluh lima) hari sejak tanggal perubahan terakhir yang disampaikan Perseroan atau yang diminta OJK dipenuhi; atau 2) atas dasar pernyataan efektif dari OJK bahwa tidak ada lagi perubahan dan/atau tambahan informasi lebih lanjut yang diperlukan.
“Perusahaan Efek”	berarti pihak yang melakukan kegiatan usaha sebagai Penjamin Emisi Efek, Perantara Pedagang Efek dan/atau Manajer Investasi sebagaimana dimaksud dalam UUPM.
“Pinjaman”	berarti semua bentuk utang termasuk utang bank, utang sewa guna usaha, utang efek konversi, utang efek dan instrumen pinjaman lainnya, utang kredit investasi, utang Perseroan atau pihak lain yang dijamin dengan agunan atau gadai atas aktiva Perseroan dan Entitas Anak sesuai dengan nilai penjaminan, utang pihak lain di luar Entitas Anak yang dijamin (guaranteed) oleh Perseroan dan Entitas Anak, kewajiban tanpa syarat (non contingent) kepada bank sehubungan dengan pembayaran untuk Letter of Credit (L/C) atau instrumen sejenis termasuk pinjaman yang berasal dari perusahaan lain yang diakuisisi dan menjadi Entitas Anak atau perusahaan lain yang melebur ke dalam Perseroan, kecuali, utang dalam rangka Kegiatan Usaha Sehari- Hari (termasuk akan tetapi tidak terbatas pada utang dagang, utang pajak dan utang dividen).
“POJK No. 7/2017”	berarti Peraturan OJK No. 7/POJK.04/2017 tanggal 14 Maret 2017 tentang Dokumen Pernyataan Pendaftaran Dalam Rangka Penawaran Umum Efek Bersifat Ekuitas,

	Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk.
“POJK No. 9/2017”	berarti Peraturan OJK No. 9/POJK.04/2017 tanggal 14 Maret 2017 tentang Bentuk dan Isi Prospektus dan Prospektus Ringkas dalam rangka Penawaran Umum Efek Bersifat Utang.
“POJK No. 30/2015”	berarti Peraturan OJK No. 30/POJK.04/2015 tanggal 16 Desember 2015 tentang Laporan Realisasi Penggunaan Dana Hasil Penawaran Umum.
“POJK No. 33/2014”	berarti Peraturan OJK No. 33/POJK.04/2014 tanggal 8 Desember 2014 tentang Direksi dan Dewan Komisaris Emiten atau Perusahaan Publik.
“POJK No. 34/2014”	berarti Peraturan OJK No. 34/POJK.04/2014 tanggal 8 Desember 2014 tentang Komite Nominasi dan Remunerasi Emiten atau Perusahaan Publik.
“POJK No. 35/2014”	berarti Peraturan OJK No. 35/POJK.04/2014 tanggal 8 Desember 2014 tentang Sekretaris Perusahaan Emiten atau Perusahaan Publik.
“POJK No. 36/2014”	berarti Peraturan OJK No. 36/POJK.04/2014 tanggal 8 Desember 2014 tentang Penawaran Umum Berkelanjutan Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk.
“POJK No. 55/2015”	berarti Peraturan OJK No. 55/POJK.04/2015 tanggal 23 Desember 2015 tentang Pembentukan dan Pedoman Pelaksanaan Kerja Komite Audit.
“POJK No. 56/2015”	berarti Peraturan OJK No. 56/POJK.04/2015 tanggal 23 Desember 2015 tentang Pembentukan dan Pedoman Penyusunan Piagam Unit Audit Internal.
“Pokok Obligasi”	berarti jumlah pokok pinjaman Perseroan kepada pemegang Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018, yang dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo Obligasi, yang dikeluarkan oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi melalui Penawaran Umum, yang merupakan penerbitan obligasi Tahap I dari rangkaian Penawaran Umum Berkelanjutan, dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000 (lima ratus miliar Rupiah) yang terbagi dalam 2 (dua) seri dengan ketentuan sebagai berikut: a. Seri A: Jumlah Pokok Obligasi Seri A yang ditawarkan sebesar Rp282.500.000.000 (dua ratus delapan puluh dua miliar lima ratus juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,75% (delapan koma tujuh lima persen) per tahun, berjangka waktu 3 (tiga) tahun sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Pokok Obligasi Seri A secara penuh akan dilakukan pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi Seri A yaitu 29 Maret 2021; dan b. Seri B: Jumlah Pokok Obligasi Seri B yang ditawarkan sebesar Rp217.500.000.000 (dua ratus tujuh belas miliar lima ratus juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 9,15% (sembilan koma satu lima persen) per tahun, berjangka waktu 5 (lima) tahun sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Pokok Obligasi Seri B secara penuh akan dilakukan pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi Seri B yaitu 29 Maret 2023. Pembayaran Obligasi akan dilakukan secara penuh (bullet payment) sebesar 100% (seratus persen) dari Jumlah Pokok Obligasi pada saat jatuh tempo. Jumlah Pokok Obligasi tersebut dapat berkurang sehubungan dengan pelunasan Pokok Obligasi dan/atau pelaksanaan pembelian kembali sebagai pelunasan Obligasi sebagaimana dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo Obligasi, dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“Prospektus”	berarti setiap informasi tertulis sehubungan dengan Penawaran Umum yang disusun oleh Perseroan bersama-sama dengan Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi dengan tujuan agar Masyarakat membeli obligasi sebagaimana diatur dalam Pasal 1 angka 26 Undang-undang Pasar Modal dan Peraturan OJK No. 9/POJK.04/2017 tanggal 14 Maret 2017 tentang Bentuk dan Isi Prospektus dan Prospektus Ringkas Dalam Rangka Penawaran Umum Efek Bersifat Utang, dengan memperhatikan Peraturan

	OJK No. 7/2017.
“Prospektus Awal”	berarti dokumen tertulis yang memuat seluruh informasi dalam Prospektus yang disampaikan kepada OJK sebagai bagian dari Pernyataan Pendaftaran, kecuali informasi mengenai nilai nominal, jumlah dan harga penawaran Obligasi, penjaminan emisi Obligasi, tingkat suku bunga Obligasi, atau hal-hal lain yang berhubungan dengan persyaratan penawaran yang belum dapat ditentukan, sebagaimana diatur dalam Pasal 1 angka 2 Peraturan OJK No. 23/POJK.04/2017 tentang Prospektus Awal dan Info Memo.
“Prospektus Ringkas”	berarti setiap informasi tertulis sehubungan dengan Emisi Obligasi yang disusun oleh Perseroan bersama-sama dengan Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi dengan tujuan agar masyarakat membeli Obligasi, sebagaimana dimaksud dalam Pasal 1 butir 26 UUPM dan Peraturan OJK No. 9/POJK.04/2017 tanggal 14 Maret 2017 tentang Bentuk dan Isi Prospektus dan Prospektus Ringkas Dalam Rangka Penawaran Umum Efek Bersifat Utang.
“Proyek DSLNG”	berarti proyek pengoperasian kilang LNG yang terletak di Kabupaten Banggai, Propinsi Sulawesi Tengah.
“Proyek Sarulla”	berarti proyek konsorsium Medco Itochu Ormat untuk pembangunan pembangkit tenaga listrik geothermal yang berlokasi di Sarulla, Sumatera Utara.
“Rekening Efek”	berarti rekening yang memuat catatan posisi Obligasi dan/atau dana milik Pemegang Obligasi yang diadministrasikan oleh KSEI, Bank Kustodian atau Perusahaan Efek berdasarkan perjanjian pembukaan rekening efek yang ditandatangani oleh Pemegang Obligasi.
“Rp”	berarti singkatan dari Rupiah, yang merupakan mata uang sah Negara Republik Indonesia.
“RUPO”	berarti singkatan dari Rapat Umum Pemegang Obligasi sebagaimana diatur dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“RUPS”	berarti singkatan dari Rapat Umum Pemegang Saham Perseroan yang diselenggarakan sesuai dengan ketentuan Anggaran Dasar Perseroan.
“RUPSLB”	berarti singkatan dari Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa Perseroan yang diselenggarakan sesuai dengan ketentuan Anggaran Dasar Perseroan.
“RUPST”	berarti singkatan dari Rapat Umum Pemegang Saham Tahunan.
“Satuan Pemindahbukuan”	berarti satuan jumlah Obligasi yang dapat dipindahbukukan dari satu Rekening Efek ke Rekening Efek lainnya, sebagaimana ditentukan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“Sertifikat Jumbo Obligasi”	berarti bukti penerbitan Obligasi yang disimpan dalam Penitipan Kolektif di KSEI yang diterbitkan oleh Perseroan atas nama atau tercatat atas nama KSEI untuk kepentingan Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening.
“SGD”	berarti singkatan dari Dolar Singapura, yang merupakan mata uang yang sah dan berlaku di Negara Republik Singapura.
“Tanggal Distribusi”	berarti tanggal penyerahan Sertifikat Jumbo Obligasi hasil Penawaran Umum kepada KSEI yang merupakan tanggal distribusi Obligasi yang dilakukan secara elektronik paling lambat dua Hari Kerja terhitung setelah Tanggal Penjatahan kepada Pemegang Obligasi.
“Tanggal Emisi”	berarti tanggal pembayaran hasil Emisi dari Penjamin Pelaksana Emisi Efek kepada Perseroan, yang merupakan tanggal penerbitan Obligasi.

“Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi”	berarti tanggal dimana jumlah Pokok Obligasi menjadi jatuh tempo dan wajib dibayar kepada Pemegang Obligasi sebagaimana ditetapkan dalam Daftar Pemegang Rekening, melalui Agen Pembayaran, dengan memperhatikan ketentuan dalam Pasal 5 Perjanjian Perwaliamanatan.
“Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi”	berarti tanggal-tanggal pada saat mana Bunga Obligasi menjadi jatuh tempo dan wajib dibayar kepada Pemegang Obligasi yang namanya tercantum dalam Daftar Pemegang Obligasi melalui Agen Pembayaran dan dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan
“Tanggal Penjatahan”	berarti tanggal dilakukannya penjatahan Obligasi.
“USD”	berarti singkatan dari Dolar Amerika Serikat, yang merupakan mata uang yang sah dan berlaku di Negara Amerika Serikat.
“UUPM”	berarti Undang-Undang Republik Indonesia No.8 Tahun 1995 tanggal 10 November 1995 tentang Pasar Modal, berikut perubahannya dan peraturan-peraturan pelaksanaannya.
“UUPT”	berarti Undang-Undang Republik Indonesia No.40 Tahun 2007 tanggal 16 Agustus 2007 tentang Perseroan Terbatas.
“Wali Amanat”	berarti pihak yang mewakili kepentingan Pemegang Obligasi sebagaimana dimaksud dalam UUPM yang dalam hal ini adalah PT Bank Mega Tbk., berkedudukan di Jakarta Selatan, atau pengganti dan penerima hak dan kewajibannya, berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan.

DEFINISI DAN SINGKATAN TEKNIS

Di dalam Prospektus ini, kata-kata di bawah ini mempunyai arti sebagai berikut, kecuali bila kalimatnya menyatakan lain:

“AMDAL”	berarti Analisis Mengenai Dampak Lingkungan.
“BBL”	berarti singkatan dari barrels, yaitu suatu satuan yang dipergunakan untuk mengukur tingkat produksi minyak bumi.
“BBTUD”	berarti singkatan dari billion british thermal unit per day atau miliar unit termal Inggris per hari, yaitu suatu satuan energi untuk mengukur gas bumi.
“BCF”	berarti billions of cubic feet atau miliar kaki kubik, yaitu suatu satuan yang dipergunakan untuk mengukur tingkat produksi gas bumi.
“Biaya Lifting” atau “Biaya Produksi”	berarti biaya yang timbul dari operasi dan pemeliharaan sumur-sumur, serta fasilitas dan peralatan terkait selama periode tertentu.
“BOPD”	berarti singkatan dari barrels of oil per day atau barel minyak per hari.
“Cadangan Kontinjen” atau “Contingent Reserves”	berarti cadangan minyak dan gas yang menurut analisa geologis dan data teknis berpotensi untuk diproduksi, tetapi pada saat ini dilihat tidak komersial secara teknis, pasar atau ekonomis.
“Cadangan Kotor”	berarti cadangan yang dianggap berasal dari hak partisipasi efektif milik Perseroan sebelum dikurangi bagian yang dibayarkan kepada Pemerintah sebagai pemilik cadangan sesuai dengan perjanjian kontrak yang berlaku.
“Cadangan Bersih”	berarti cadangan yang dianggap berasal dari hak partisipasi efektif milik Perseroan setelah dikurangi bagian yang dibayarkan kepada Pemerintah sebagai pemilik cadangan sesuai dengan perjanjian kontrak yang berlaku.
“Cadangan Terbukti” atau “Proved Reserves” atau “Cadangan 1P”	berarti cadangan minyak dan gas yang menurut analisa geologis dan data teknis diperkirakan telah memiliki kepastian wajar secara komersial, dapat diproduksi pada tanggal yang ditentukan, dari reservoir yang diketahui, dan sesuai kondisi tertentu, metode operasi dan Peraturan Pemerintah.
“Cadangan Terduga” atau “Probable Reserves”	berarti tambahan cadangan minyak dan gas yang menurut analisa geologis dan data teknis kemungkinannya lebih rendah untuk diproduksi dibandingkan dengan cadangan terbukti.
“Cadangan Terbukti dan Terduga” atau “Cadangan 2P”	berarti Cadangan Terbukti atau Proved Reserves ditambah Cadangan Terduga atau Probable Reserves.
“Cadangan Possible”	berarti cadangan minyak dan gas berdasarkan data geologi dan data teknis yang masih harus dibuktikan dengan pemboran dan pengujian lebih lanjut.
“Cadangan 3P”	berarti Cadangan Terbukti atau Proved Reserves ditambah Cadangan Terduga atau Probable Reserves dan Cadangan Possible.
“EOR” atau “Enhanced Oil Recovery”	berarti proses peningkatan recovery rate dari reservoir melalui injeksi zat kimia.
“Electrical Submersible Pump” atau “ESP”	berarti sejenis pompa sentrifugal berpenggerak motor listrik yang didesain untuk mampu ditenggelamkan di dalam sumber fluida kerja. ESP digunakan untuk mengangkat minyak mentah pada proses pengeboran minyak bumi.
“ICP”	berarti singkatan dari Indonesian Crude Price, yaitu harga rata-rata minyak mentah Indonesia di pasar internasional yang dipakai sebagai indikator perhitungan bagi hasil minyak.

“JOB”	berarti singkatan dari Joint Operating Body, yaitu kegiatan operasional yang dilakukan oleh badan operasi bersama yang dikepalai oleh Pertamina dan dibantu oleh kontraktor sebagai pihak kedua dalam JOB. Dalam JOB, 50% dari produksi merupakan milik Pertamina dan sisanya adalah bagian yang dapat dibagikan dan dibagikan kepada pihak-pihak dengan cara yang sama seperti PSC.
“LNG”	berarti singkatan dari Liquefied Natural Gas atau gas alam cair.
“LPG”	berarti singkatan dari Liquefied Petroleum Gas atau gas minyak cair.
“MBOPD”	berarti singkatan dari thousand of barrels oil per day atau ribu barel per hari, yaitu suatu satuan yang dipergunakan untuk volume produksi minyak per hari, di mana 1 MBOPD = MBbls/365.
“MBbls”	berarti thousand of barrels ribu barel, yaitu suatu satuan volume produksi dan cadangan minyak.
“Migas”	berarti singkatan umum yang dipergunakan untuk minyak dan gas bumi.
“MM”	berarti singkatan dari million atau juta.
“MMBO”	berarti singkatan dari million barrels of oil atau juta barel minyak, di mana 1 MMBO = 1000 MBbls.
“MMBOE”	berarti singkatan dari million barrels of oil equivalent atau juta barel ekuivalen minyak, dimana gas dikonversikan ke BOE atau barrels of oil equivalent atau barel ekuivalen minyak dengan menggunakan rasio 1 Bbl minyak mentah = [5,85] MCF gas.
“MMBTU”	berarti singkatan dari millions of british thermal units, yaitu suatu ukuran panas di mana 1 MMBTU = [1 MCF].
“MCF”	berarti thousand of cubic feet atau juta kaki kubik, yaitu suatu satuan volume gas alam di mana 1 MCF = [1 MMBTU].
“MMCF”	berarti singkatan dari million of cubic feet atau juta kaki kubik di mana 1 MMCF = 1000 MCF.
“MMCFD”	berarti singkatan dari million of standard cubic feet of gas per day atau juta standar kaki kubik gas per hari, yaitu kondisi standar 60OF dan 14 psia – pounds per square inch.
“MW”	berarti singkatan dari megawatt atau 1 (satu) juta watt, yaitu suatu satuan tenaga listrik.
“PPA”	berarti singkatan dari Power Purchase Agreement, yaitu perjanjian jual beli tenaga listrik dengan PLN.
“PLTG”	berarti singkatan dari Pembangkit Listrik Tenaga Gas.
“PSC” atau “PSA”	berarti singkatan dari Production Sharing Contract atau Production Sharing Agreement, yaitu suatu bentuk kerja sama dimana kontraktor dan pemerintah membagi total produksi untuk setiap periode berdasarkan suatu rasio tertentu. Kontraktor umumnya berhak untuk memperoleh kembali dana yang telah dikeluarkan untuk biaya pencarian dan pengembangan, juga biaya operasi, di setiap PSC/PSA berdasarkan pendapatan yang dihasilkan PSC/PSA setelah pengurangan first tranche petroleum (FTP). Berdasarkan ketentuan FTP, tiap pihak berhak untuk mengambil dan menerima minyak dan gas dengan persentase tertentu setiap tahun, tergantung pada persyaratan kontrak dari total produksi di tiap formasi atau zona produksi sebelum pengurangan untuk biaya operasi, kredit investasi dan Biaya Produksi. FTP setiap tahun umumnya dibagi antara Pemerintah dan kontraktor sesuai dengan standar pembagian.

“Rig”	berarti perangkat pemboran yang terdiri dari menara dan perlengkapannya, yang dapat dipindah-pindahkan sesuai dengan lokasi pemboran.
“HSE”	berarti singkatan dari Health Safety and Environment.
“TBTU”	berarti singkatan dari trillion of british thermal units.
“TCF”	berarti singkatan dari trillion cubic feet atau triliun kaki kubik.

SINGKATAN NAMA PERUSAHAAN

Di dalam Prospektus ini, kata-kata di bawah ini mempunyai arti sebagai berikut, kecuali bila kalimatnya menyatakan lain:

“AMG”	berarti singkatan PT Api Metra Graha.
“AMIV”	berarti singkatan PT Amman Mineral Investama.
“AMV”	berarti singkatan PT Amman Mineral Ventura.
“AMI”	berarti singkatan PT Amman Mineral Internasional.
“AMNT”	berarti singkatan PT Amman Mineral Nusa Tenggara.
“Bank Mandiri”	berarti singkatan dari PT Bank Mandiri (Persero) Tbk.
“BJI”	berarti singkatan dari PT Bio Jatropha Indonesia.
“BP Migas”	berarti singkatan dari Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, yaitu Badan Hukum Milik Negara yang didirikan berdasarkan Undang-Undang No. 22 Tahun 2011 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Pemerintah No. 42 Tahun 2002 tentang Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
“CBM Bengara”	berarti singkatan dari PT Medco CBM Bengara.
“CBM Lematang”	berarti singkatan dari PT Medco CBM Lematang.
“CBM Pendopo”	berarti singkatan dari PT Medco CBM Pendopo.
“CBM Sekayu”	berarti singkatan dari PT Medco CBM Sekayu.
“CBM Rimau”	berarti singkatan dari PT Medco CBM Rimau.
"Chubu"	berarti singkatan dari Chubu Electric Power Co. Inc.
“DEB”	berarti singkatan dari PT Dalle Energy Batam.
“DBS”	berarti PT Bank DBS Indonesia.
“DTR”	berarti singkatan dari PT Duta Tambang Rekayasa.
“DTSA”	berarti singkatan dari PT Duta Tambang Sumber Alam.
“ELB”	berarti singkatan dari PT Energi Listrik Batam.
“EPE”	berarti singkatan dari PT Energi Prima Elektrika.
“ESDM”	berarti singkatan dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.
“EPI”	berarti singkatan dari PT Exspan Petrogas Intranusa.
“LIA”	berarti Libyan Investment Authority.
“LEPL”	berarti singkatan dari Lematang E&P Ltd.
“MATU”	berarti singkatan dari PT Meta Adhya Tirta Umbulan.
“MEB”	berarti singkatan dari PT Mitra Energi Batam.
“MBH”	berarti singkatan dari Medco Bawean (Holding) Pte. Ltd.

“MCG”	berarti singkatan dari PT Medco Cahaya Geothermal.
“MDS”	berarti singkatan dari PT Medco Daya Sentosa.
“Medco Arabia”	berarti singkatan dari Medco Arabia Ltd.
“Medco LNG”	berarti singkatan dari PT Medco LNG Indonesia.
“Medco Sahara”	berarti singkatan dari Medco Sahara Ltd.
“MEGI”	berarti singkatan dari PT Medco Gas Indonesia.
“MEGL”	berarti singkatan dari Medco Energi Global Pte. Ltd.
“MEGS”	berarti singkatan dari PT Mitra Energi Gas Sumatera.
“MEPI”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Indonesia.
“MEP Bengara”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Bengara.
“MEP Lematang”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Lematang.
“MEP Malaka”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Malaka.
“MEP Tarakan”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Tarakan.
“MEP Tomori”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Xxxxxx.
“MEP Simenggaris”	berarti singkatan dari PT Medco E&P Simenggaris.
“MEPN”	berarti singkatan dari Medco E&P Natuna Ltd.
“MEUL”	berarti singkatan dari Medco Energi US LLC.
“MIVL”	berarti singkatan dari Medco International Ventures Ltd.
“MNI”	berarti singkatan dari PT Medco Niaga Internasional.
“MNT”	berarti singkatan dari Medco Natuna Pte. Ltd.
“MPI”	berarti singkatan dari PT Medco Power Indonesia.
“MSS”	berarti singkatan dari Medco Strait Services Pte. Ltd.
“MYAmed”	berarti singkatan dari Medco Yemen Amed Ltd.
“MYMalik”	berarti singkatan dari Medco Yemen Malik.
“MVI Barbados”	berarti singkatan dari Medco Ventures International (Barbados) Ltd.
“NSAI”	berarti singkatan dari Netherland, Sewell & Associates, Inc.
“PEPIL”	berarti singkatan dari Petroleum Exploration & Production International Ltd.
“PGN”	berarti singkatan dari PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk.
“PHE Tomori”	berarti singkatan dari PT PHE Tomori Sulawesi.
“Pertamina”	berarti singkatan dari PT Pertamina (Persero) dan entitas anaknya.
“PLN”	berarti singkatan dari PT Perusahaan Listrik Negara (Persero).

“SKK Migas”

berarti singkatan dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, yaitu institusi yang dibentuk oleh Pemerintah Republik Indonesia

melalui Peraturan Presiden No. 9 Tahun 2013 tentang Penyelenggaraan Pengelolaan Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

RINGKASAN

Ringkasan di bawah ini dibuat atas dasar fakta-fakta serta pertimbangan-pertimbangan penting yang merupakan bagian yang tidak terpisahkan dan harus dibaca dalam kaitannya dengan informasi lain yang lebih rinci, termasuk laporan keuangan konsolidasian interim beserta catatan atas laporan keuangan konsolidasian interim terkait, yang laporannya tidak tercantum dalam Prospektus ini, serta faktor risiko, yang tercantum dalam Prospektus ini. Semua informasi keuangan yang tercantum dalam Prospektus ini bersumber dari laporan keuangan konsolidasian interim yang dinyatakan dalam mata uang Dolar Amerika Serikat kecuali dinyatakan lain dan disajikan sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan (“SAK”) di Indonesia.

1. Riwayat Singkat

Perseroan didirikan dalam rangka Penanaman Modal Dalam Negeri berdasarkan Undang-Undang No.6 Tahun 1968 sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang No.12 tahun 1970 dan terakhir diubah dengan Undang-Undang No.25 Tahun 2007 tentang Penanaman Modal, didirikan dengan Akta Pendirian No.19 tanggal 9 Juni 1980, sebagaimana diubah dengan Akta Perubahan No.29 tanggal 25 Agustus 1980 dan Akta Perubahan No.2 tanggal 2 Maret 1981, yang ketiganya dibuat di hadapan Xxxx Xxxxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, akta-akta mana telah memperoleh pengesahan dari Menkumham dengan Surat Keputusan No.Y.A.5/192/4, tanggal 7 April 1981 dan telah didaftarkan di Pengadilan Negeri Jakarta berturut-turut di bawah No.1348, No.1349 dan No.1350, tanggal 16 April 1981 serta telah diumumkan dalam BNRI No.102 tanggal 22 Desember 1981, Tambahan No.1020/1981.

Perubahan anggaran dasar Perseroan terakhir adalah sebagaimana termuat dalam Akta Pernyataan Keputusan Rapat No. 51 tanggal 21 Februari 2018 yang dibuat di hadapan Xxxxxx Xxxxxxxxx, S.H., X.Xx., Notaris di Jakarta, akta mana telah diberitahukan kepada Menkumham sebagaimana ternyata dalam Surat Penerimaan Pemberitahuan Perubahan Anggaran Dasar No. AHU-AH.01.00-0000000 tanggal 23 Februari 2018 dan telah didaftarkan dalam Daftar Perseroan pada Kemenkumham dibawah No. AHU-0026074.AH.01.11.Tahun 2018 tanggal 23 Februari 2018 (“Akta No. 51/2018”). Dewan Komisaris Perseroan telah menyatakan realisasi jumlah saham yang telah dikeluarkan dalam Penawaran Umum Terbatas II Medco Energi Internasional Tahun 2017 adalah sebesar 4.399.117.667 saham, sehingga modal ditempatkan dan modal disetor Perseroan meningkat dari sebelumnya 00.000.000.000 menjadi sebesar 00.000.000.000 saham, sehingga mengubah ketentuan Pasal 4 ayat ayat (2) anggaran dasar Perseroan.

Sesuai dengan Anggaran Dasar, maksud dan tujuan Perseroan ialah berusaha dalam bidang eksplorasi, penambangan dan produksi, perindustrian, perdagangan umum, peragenan dan/atau perwakilan, dan pemborong (kontraktor). Untuk mencapai maksud dan tujuan tersebut diatas, Perseroan dapat melaksanakan kegiatan usaha utama, yaitu (i) menjalankan usaha eksplorasi, pertambangan dan produksi minyak dan gas bumi serta energi lainnya, (ii) menjalankan usaha pemboran (drilling) minyak dan gas bumi serta energi lainnya, (iii) menjalankan usaha pembangunan, pemeliharaan prasarana dan distribusi maupun usaha lainnya yang dibutuhkan dalam pertambangan minyak dan gas bumi serta energi lainnya, dan (iv) menjalankan perdagangan umum termasuk pula perdagangan minyak dan gas bumi serta energi lainnya baik secara impor, ekspor, lokal, serta antar pulau (interinsulair) baik untuk perhitungan sendiri maupun secara komisi atas perhitungan pihak lain, demikian pula usaha – usaha perdagangan sebagai leveransir (supplier), grosir dan distributor.

Perseroan melakukan kegiatan usaha melalui (i) MEPI untuk kegiatan eksplorasi dan produksi minyak dan gas – Indonesia; (ii) MSS untuk kegiatan eksplorasi dan produksi minyak dan gas – internasional; (iii) MPI dan MPGI untuk unit usaha ketenagalistrikan; (iv) MEMI untuk unit usaha pertambangan batu bara; (v) MEGI untuk unit usaha distribusi gas;

(vi) Medco LNG untuk unit usaha sektor hilir migas; (vii) EPI untuk unit usaha jasa penyewaan peralatan pengeboran; dan (viii) AMG untuk unit usaha penyewaan gedung; dan (ix) AMNT untuk unit jasa pertambangan emas dan tembaga. Selanjutnya, perusahaan-perusahaan tersebut melakukan kegiatan usaha baik secara langsung maupun tidak langsung melalui penyertaan pada perusahaan lain dengan bidang usaha sejenis.

2. Kegiatan Usaha Perseroan

Dalam melakukan kegiatan usahanya, Perseroan melalui Entitas Anak menjalankan kegiatan usaha utama di bidang eksplorasi dan produksi minyak dan gas di wilayah Indonesia dan internasional. Selain itu, Perseroan juga mendiversifikasikan bisnisnya dalam bidang ketenagalistrikan, pertambangan batu bara, distribusi gas, jasa penyewaan peralatan pengeboran dan jasa penyewaan gedung.

Keunggulan Kompetitif

Dalam mengupayakan pencapain tujuan-tujuan bisnisnya, Perseroan memiliki 8 (delapan) faktor kekuatan utama yang memberikan keunggulan kompetitif dibandingkan dengan pesaingnya, yaitu:

• Perusahaan eksplorasi dan produksi regional yang terdepan;

• Arus kas yang stabil dari perjanjian penjualan gas jangka panjang dengan basis pelanggan unggulan;

• Struktur biaya yang kompetitif dan produsen eksplorasi dan produksi berbiaya rendah;

• Rekam jejak yang mapan dalam melaksanakan, mengintegrasikan dan mengoperasikan proyek yang kompleks;

• Platform yang kuat sebagai developer proyek pembangkit listrik dengan sumber daya energi terbarukan;

• Portofolio investasi terkait sumber daya alam yang terdiversifikasi;

• Posisi yang tepat untuk memanfaatkan prospek pertumbuhan pasar gas dan listrik yang cerah di Indonesia;

• Tim manajemen yang berpengalaman dengan rekam jejak kesuksesan eksplorasi dan pengembangan.

Penjelasan lebih lanjut mengenai keunggulan kompetitif dapat dilihat pada Bab VIII dalam Prospektus ini.

Strategi Usaha

Perseroan berencana melanjutkan pengembangan operasinya melalui kegiatan usaha utama Perseroan di bidang produksi dan eksplorasi minyak dan gas bumi, pembangkit listrik dan pertambangan. Berikut ini adalah strategi utama Perseroan untuk mencapai tujuan tersebut:

• Fokus berkesinambungan pada kegiatan usaha utama, yaitu eksplorasi dan produksi minyak dan gas dengan memonetisasi penemuan yang ada;

• Menggantikan dan menambah cadangan melalui eksplorasi dan pengembangan rendah risiko secara selektif;

• Tetap menjaga struktur biaya yang kompetitif;

• Menjaga fleksibilitas keuangan dengan struktur modal yang kuat serta disiplin keuangan yang tinggi;

• Melanjutkan pengembangan usaha pembangkit listrik dan energi terbarukan serta pertambangan Perseroan;

• Melanjutkan pengembangan kemitraan strategis;

• Memelihara standar tata kelola perusahaan yang tinggi;

• Memelihara dukungan dari masyarakat setempat.

Penjelasan lebih lanjut mengenai strategi usaha dapat dilihat pada Bab VIII dalam Prospektus ini.

Penyertaan Perseroan

Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Entitas Anak sebagaimana tersebut di bawah ini adalah perusahaan- perusahaan yang beroperasi dimana Perseroan memiliki secara langsung maupun tidak langsung 50% atau lebih saham perusahaan tersebut dan perusahaan-perusahaan tersebut masih dalam tahap awal eksplorasi atau telah masuk dalam tahap produksi dan memberikan kontribusi pendapatan yang signifikan bagi keuangan Perseroan serta laporan keuangan Entitas Anak tersebut dikonsolidasikan dalam laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Entitas Anak:

No.	Nama Perusahaan	Kedudukan	Kepemilikan Efektif Perseroan (%)	Status Operasional	Tanggal Penyertaan
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
1.	PT Medco E&P Indonesia	Indonesia	100,00(1)	operasi	3 November 1995
2.	PT Medco E&P Simenggaris	Indonesia	100,00(2)	operasi	18 November 2005
3.	PT Medco E&P Malaka	Indonesia	100,00(3)	operasi	29 Februari 2000
4.	PT Medco E&P Tarakan	Indonesia	100,00(1)	operasi	29 Desember 1997
5.	PT Medco E&P Rimau	Indonesia	100,00(1)	operasi	19 Desember 2000
6.	PT Medco E&P Lematang	Indonesia	100,00(1)	operasi	18 Oktober 2002
7.	PT Medco E&P Tomori Sulawesi	Indonesia	100,00(4)	operasi	29 Februari 2000
8.	PT Medco E&P Bengara	Indonesia	95,00(5)	operasi	12 Desember 2001
9.	PT Medco CBM Pendopo	Indonesia	100,00(6)	operasi	16 Desember 2008
10.	Lematang E& P Ltd.	Cayman Islands	100,00(7)	operasi	2 Mei 2008
11.	Medco E&P Natuna Pte. Ltd.	Singapura	100,00(8)	operasi	17 November 2016
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
12.	Medco Strait Services Pte. Ltd.	Singapura	100,00(9)	operasi	24 November 2005
13.	Medco Energi Global Pte. Ltd.	Singapura	100,00(10)	operasi	5 Mei 2006
14.	Medco LLC	Oman	68,00(11)	operasi	20 Maret 2006
15.	Medco Energi US LLC	Amerika Serikat	100,00(12)	operasi	18 Juni 2004
16.	Medco International Ventures Ltd	Malaysia	100,00(13)	operasi	16 Juli 2001
17.	Medco Singapore Operations Pte. Ltd.	Singapura	100,00(8)	operasi	17 November 2016
18.	Medco South China Sea Pte. Ltd.	Singapura	100,00(10)	operasi	30 Agustus 2016
19.	Medco Natuna Pte. Ltd.	Singapura	100,00(10)	operasi	18 April 2016
20.	Medco International Enterprise Ltd.	Malaysia	100,00(13)	operasi	25 September 2002
21.	Medco South Sokang BV	Belanda	100,00(14)	operasi	13 Desember 2010
22.	Medco Lematang BV	Belanda	100,00(14)	operasi	12 Oktober 2006

No.	Nama Perusahaan	Kedudukan	Kepemilikan Efektif Perseroan (%)	Status Operasional	Tanggal Penyertaan
23.	Medco Indonesia Holding BV	Belanda	100,00(9)	operasi	28 April 2016
24.	Far East EnergyTrading Pte Ltd.	Singapura	100,00(13)	operasi	22 Maret 2016
Jasa Pengeboran dan Penunjang Kegiatan Minyak dan Gas
25.	PT Exspan Petrogas Intranusa	Indonesia	100,00(1)	operasi	7 Oktober 1997
26.	PT Medco Gas Indonesia	Indonesia	100,00(1)	operasi	1 Agustus 2006
27.	PT Mitra Energi Gas Sumatera	Indonesia	99,90(15)	operasi	10 Desember 2008
28.	PT Satria Raksa Buminusa	Indonesia	100,00(16)	operasi	28 April 2004
29.	PT Meta Adhya Tirta Umbulan	Indonesia	70,00(17)	operasi	27 April 2016
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
30.	PT Medco LNG Indonesia	Indonesia	100,00(1)	operasi	29 Mei 2007
Pertambangan Batu Bara
31.	PT Duta Tambang Rekayasa	Indonesia	100,00(18)	operasi	5 Juni 2009
32.	PT Duta Tambang Sumber Alam	Indonesia	100,00(18)	operasi	5 Juni 2009
Perdagangan
33.	PT Medco Niaga Internasional	Indonesia	100,00(2)	operasi	24 Maret 2006
34.	Petroleum Exploration & Production
	International Ltd.	Cayman Islands	100,00(10)	operasi	2 Mei 2008
Properti
35.	PT Api Metra Graha	Indonesia	100,00(19)	operasi	14 Februari 2013
Tenaga Listrik
36.	PT Medco Power Indonesia	Indonesia	88,62(20)	operasi	28 Januari 2004
37.	PT TJB Power Services	Indonesia	80,01(21)	operasi	13 April 2006
38.	PT Dalle Energy Batam	Indonesia	68,81(22)	operasi	23 Maret 2005
39.	PT Mitra Energi Batam	Indonesia	56,71(23)	operasi	17 November 2003
40.	PT Multidaya Prima Elektrindo	Indonesia	75,33(24)	operasi	29 Juli 2010
41.	PT Universal Batam Energy	Indonesia	62,03(25)	operasi	18 Februari 2010
42.	PT Energi Listrik Batam	Indonesia	61,41(26)	operasi	7 Maret 2012
43.	PT Bio Jatropha Indonesia	Indonesia	62,02(27)	operasi	12 September 2011
44.	PT Medco Cahaya Geothermal	Indonesia	88,61(28)	operasi	16 Juni 2003
45.	PT Medco Geothermal Sarulla	Indonesia	88,61(29)	operasi	29 Desember 2006
46.	PT Energi Prima Elektrika	Indonesia	81,97(30)	operasi	20 September 2010

Catatan:

(1) kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99%, sisanya 0,01% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(2) kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,9%, sisanya 0,1% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(3) kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99%, sisanya 1% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(4) kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,95%, sisanya 0,05% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(5) kepemilikan langsung Perseroan sebesar 95%;

(6) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi CBM Indonesia sebesar 99,99%, sisanya 0,01% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(7) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Petroleum Exploration & Production International Ltd. sebesar 100%;

(8) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Natuna Pte. Ltd sebesar 100%;

(9) kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%;

(10) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Strait Services Pte. Ltd. sebesar 100%;

(11) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco International Enterprises Ltd. sebesar 68%;

(12) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi US Inc. sebesar 100%;

(13) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Global Pte. Ltd. sebesar 100%;

(14) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Indonesia Holding BV sebesar 100%;

(15) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Gas Indonesia sebesar 99,99%;

(16) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,95%, sisanya 0,05% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(17) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Gas Indonesia sebesar 70,00%;

(18) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Mining Internasional sebesar 99,99%, sisanya 0,01% melalui PT Medco Energi Nusantara;

(19) kepemilkan langsung Perseroan sebesar 99,32%, sisanya 0,68% melalui PT Medco Energi Nusantara.

(20) kepemilkan langsung Perseroan sebesar 49%, serta kepemilikan secara tidak langsung sebesar 39,62% melalui PT Saratoga Power;

(21) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco General Power Services sebesar 80,01%;

(22) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 68,81%;

(23) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 8,86%, dan melalui PT Medco Energi Menamas sebesar 47,85%;

(24) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 75,33%;

(25) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 62,03%;

(26) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Universal Batam Energy sebesar 61,41%;

(27) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari sebesar 62,02%;

(28) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 45,20% dan PT Medco Geothermal Indonesia sebesar 43,31%;

(29) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 88,61%;

(30) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 81,97%;

Selain Entitas Anak sebagaimana tersebut di atas, Perseroan juga memiliki penyertaan saham baik langsung maupun tidak langsung sebesar kurang dari 50% pada perusahaan-perusahaan di bawah ini yang telah beroperasi dan pada saat ini telah masuk dalam tahap produksi.

No	Nama Perusahaan	Kedudukan	Kepemilikan Efektif Perseroan (%)	Status Operasional	Tanggal Penyertaan
Tenaga Listrik
1.	PT Medco Geopower Sarulla	Indonesia	45,20(1)	operasi	30 Maret 2007
2.	PT Medco Ratch Power Riau	Indonesia	45,20(1)	operasi	24 Maret 2017
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
3.	PT Donggi Senoro LNG	Indonesia	11,10(2)	operasi	28 Desember 2007
4.	PT Perta Kalimantan Gas	Indonesia	30,00(3)	operasi	7 Juni 2010
Pertambangan Emas dan Tembaga
5.	PT Amman Mineral Nusa Tenggara	Indonesia	41,10 (4)	operasi	2 November 2016

Catatan:

(1) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 45,20%;

(2) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco LNG Indonesia sebesar 11,1%;

(3) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Gas Indonesia sebesar 30%.

(4) Kepemiilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Amman Mineral Internasional sebesar 41,10%.

3. Struktur Permodalan Dan Susunan Pemegang Saham Perseroan

Berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Rapat No. 95 tanggal 25 November 2015, yang dibuat di hadapan Xxxxxx Xxxxxxxxx, S.H., Notaris di Jakarta, yang telah diberitahukan kepada Xxxxxxxxx sebagaimana ternyata dalam Surat Penerimaan Pemberitahuan Perubahan Anggaran Dasar No. AHU-AH.01.00-0000000 tanggal 27 November 2015 dan telah didaftarkan dalam Daftar Perseroan pada Kemenkumham dibawah No. AHU-3585501.AH.01.11.Tahun 2015 tanggal 27 November 2015 (“Akta No. 95/2015”) dan Akta No. 51/2018 serta susunan pemegang saham Perseroan berdasarkan Daftar Pemegang Saham per 28 Februari 2018 yang dikeluarkan oleh BAE, susunan pemegang saham Perseroan adalah sebagai berikut:

Uraian dan Keterangan	Nilai Nominal Rp25 per Saham		(%)
	Jumlah Saham	Jumlah Nominal (Rp)	(%)
Modal Dasar	38.000.000.000	950.000.000.000
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
Encore Energy Pte. Ltd.	4.760.709.492	119.017.737.300	26,85
Clio Capital Ventures Ltd.	2.763.255.200	00.000.000.000	15,59
Diamond Bridge Pte. Ltd.	3.830.690.801	00.000.000.000	21,61
PT Medco Daya Abadi Lestari	1.435.926.570	00.000.000.000	8,10
PT Medco Duta	33.244.500	831.112.500	0,19
PT Multifabrindo Gemilang	8.000.000	200.000.000	0,05
Masyarakat (masing-masing di bawah 5%)	4.801.624.304	120.040.607.600	27,08
	00.000.000.000	000.000.000.000	99,46
Saham Treasuri	95.472.600	2.386.815.000	0,54
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh	00.000.000.000	000.000.000.000	100,00
Saham dalam Portepel	00.000.000.000	000.000.000.000

4. Ikhtisar Data Keuangan Penting

Tabel-tabel di bawah ini menyajikan ikhtisar data keuangan konsolidasian penting Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang angka-angkanya diambil dari laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang telah disajikan sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan (SAK), yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini. Ikhtisar data keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak tanggal 30 September 2016 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut bersumber dari laporan keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak yang tidak diaudit tanggal 30 September 2016 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini.

(anggota dari Ernst & Young Global Limited), akuntan publik independen, berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh Ikatan Akuntan Publik Indonesia (IAPI), dengan pendapat wajar tanpa modifikasian, yang laporannya tanggal 20 Februari 2018. Laporan Akuntan Publik tersebut ditandatangani oleh Xxxxxxx.

Laporan keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak pada tanggal 30 September 2016 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang tidak diaudit yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini telah direviu oleh KAP Xxxxxxxxxx, Sungkoro & Xxxxx (anggota dari Ernst & Young Global Limited), akuntan publik independen, berdasarkan Standar Perikatan Reviu 2410 yang ditetapkan oleh IAPI, dengan hasil tidak ditemukan indikasi diperlukannya modifikasi material terhadap laporan keuangan konsolidasian tersebut agar sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia. Suatu reviu yang dilaksanakan berdasarkan Standar Perikatan Reviu 2410 yang ditetapkan oleh IAPI memiliki ruang lingkup yang lebih sempit secara substansial dibandingkan dengan suatu audit yang dilaksanakan berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh IAPI dan, seperti yang tercantum dalam laporan reviu akuntan independen tanggal 20 Februari 2018 yang tercantum dalam Prospektus ini, KAP Purwantono, Sungkoro & Surja (anggota dari Ernst & Young Global Limited) tidak mengaudit dan tidak menyatakan pendapat apapun atas laporan keuangan konsolidasian yang tidak diaudit tersebut. Oleh karena itu, tingkat keandalan laporan reviu mereka atas laporan keuangan konsolidasian yang tidak diaudit tersebut sangat terbatas mengingat adanya keterbatasan dalam sifat dan ruang lingkup prosedur yang diterapkan dalam suatu reviu yang dilaksanakan berdasarkan Standar Perikatan Reviu 2410 yang ditetapkan oleh IAPI. Laporan Reviu tersebut ditandatangani oleh Xxxxxxx.

Laporan keuangan konsolidasian Perseroan pada tanggal 31 Desember 2016 dan 2015 disajikan kembali sehubungan dengan klasifikasi entitas anak tertentu sebagai dimiliki untuk dijual.

Laporan Posisi Keuangan Konsolidasian

(dalam USD)
NERACA	31 Desember	31 Desember	30 September
NERACA	2015	2016	2017
Jumlah aset lancar	1.044.863.276	1.134.260.785	1.604.175.479
Jumlah aset tidak lancar	1.864.945.552	2.462.869.818	2.397.385.792
Jumlah aset	2.909.808.828	3.597.130.603	4.001.561.271
Jumlah liabilitas jangka pendek	526.615.346	860.560.282	971.251.898
Jumlah liabilitas jangka panjang	1.681.599.623	1.846.061.465	1.964.497.836
Jumlah liabilitas	2.208.214.969	2.706.621.747	2.935.749.734
Jumlah ekuitas	701.593.859	890.508.856	1.065.811.537
Jumlah liabilitas dan ekuitas	2.909.808.828	3.597.130.603	4.001.561.271

Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain Konsolidasian

(dalam USD)

31 Desember

30 September

2015*

2016*

2016**

2017

JUMLAH PENJUALAN DAN PENDAPATAN

USAHA LAINNYA

582.257.973

590.036.982

391.461.603

597.528.500

JUMLAH BEBAN POKOK PENJUALAN DAN

BIAYA LANGSUNG LAINNYA

(361.836.773)

(340.691.004)

(221.802.710)

(297.359.008)

LABA KOTOR

220.421.200

249.345.978

169.658.893

300.169.492

LABA (RUGI) SEBELUM PAJAK PENGHASILAN DARI OPERASI YANG

DILANJUTKAN

(119.358.370)

295.089.983

(103.751.904)

274.265.688

XXXXX XXXXX PENGHASILAN

(31.439.654)

(63.285.019)

(489.702)

(102.404.247)

LABA (RUGI) TAHUN/PERIODE BERJALAN DARI OPERASI YANG DILANJUTKAN

(150.798.024)

231.804.964

(104.241.606)

171.861.441

RUGI SETELAH BEBAN PAJAK PENGHASILAN DARI OPERASI YANG

DIHENTIKAN

(35.375.517)

(44.755.985)

(43.476.097)

(3.776.052)

LABA (RUGI) TAHUN/PERIODE BERJALAN

(186.173.541)

187.048.979

(147.717.703)

168.085.389

JUMLAH LABA (RUGI) KOMPREHENSIF

TAHUN/PERIODE BERJALAN

(181.816.526)

194.960.914

(119.550.206)

176.289.120

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Rasio

	31 Desember	31 Desember	30 September
	2015	2016	2017
Rasio lancar	1,98x	1,32x	1,65x
Rasio liabilitas terhadap ekuitas (debt to equity)	2,25x	2,17x	1,92x
Rasio liabilitas neto terhadap ekuitas (net debt to equity ratio)	1,59x	1,99x	1,58x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah ekuitas	3,15x	3,04x	2,75x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah aset	0,76x	0,75x	0,73x
Rasio imbal hasil atas aset	-6,40%	5,20%	4,20%
Rasio imbal hasil atas ekuitas	-26,54%	21,00%	15,77%
Rasio aset minyak dan gas bumi - bersih terhadap jumlah aset	0,34x	0,26x	0,27x
Rasio penjualan terhadap jumlah aset	0,20x	0,16x	0,15x
Rasio modal kerja bersih terhadap penjualan	0,89x	0,46x	1,06x
Rasio pertumbuhan penjualan terhadap pertumbuhan kas bersih yang diperoleh dari aktivitas usaha	3,33x	-0,08x	0,76x
Rasio jumlah kas bersih yang diperoleh dari aktivitas usaha terhadap laba bersih	-0,61x	0,11x	2,07x
Rasio EBITDA terhadap beban keuangan	3,16x	2,91x	4,34x

5. Xxxxxx Xxxxxx

Risiko-risiko yang diungkapkan dalam uraian berikut merupakan risiko-risiko yang material bagi Perseroan dan Entitas Anak yang telah disusun sesuai dengan bobot risiko berdasarkan dampak dari masing-masing risiko terhadap kinerja keuangan Perseroan dan Entitas Anak yang dimulai dari risiko utama:

• Risiko Utama Yang Mempunyai Pengaruh Signifikan Terhadap Kelangsungan Usaha Perseroan

A. Perseroan tergantung pada kemampuan untuk memproduksi, mengembangkan atau menggantikan cadangan yang telah ada serta menemukan cadangan baru bagi kegiatan usaha Perseroan.

• Risiko Usaha Yang Berhubungan Dengan Kegiatan Usaha Perseroan

A. Data cadangan dan sumber daya Perseroan merupakan estimasi semata, sehingga produksi, pendapatan dan pengeluaran aktual yang dapat dicapai Perseroan sehubungan dengan cadangan dan sumber daya Perseroan dapat berbeda dari estimasi tersebut;

B. Kegiatan operasi Perseroan memiliki risiko operasional yang signifikan;

C. Perseroan menggunakan data seismik 2D dan 3D yang bergantung pada interpretasi dan mungkin tidak dapat mengidentifikasi keberadaan minyak dan gas secara akurat;

D. Perseroan melakukan akuisisi proyek dalam tahap pengembangan atau mungkin melakukan ekspansi di bidang usaha atau wilayah baru yang melibatkan risiko teknis, konstruksi dan pembiayaan;

E. Kenaikan tingkat suku bunga dapat menimbulkan dampak material terhadap kondisi keuangan Perseroan;

F. Fluktuasi nilai tukar Rupiah terhadap mata uang asing dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap kinerja operasional Perseroan;

G. Keterbatasan infrastruktur distribusi dan transmisi gas membatasi pasar untuk penjualan gas alam Perseroan;

H. Kegiatan usaha Perseroan sangat bergantung kepada peraturan dan otoritas pemerintah;

I. Kepentingan pemegang saham pengendali Perseroan dan mitra usaha patungan mungkin berbeda dengan kepentingan Perseroan;

J. Perseroan dapat mengalami kerugian yang tidak dicakup dalam pertanggungan asuransi atau mengalami kerugian yang nilainya melebihi nilai pertanggungan asuransi Perseroan;

K. Biaya restorasi, penutupan dan pembongkaran tambang, pipa dan fasilitas lain serta kewajiban terkait lingkungan hidup mungkin melebihi provisi yang telah dibentuk Perseroan;

L. Dari waktu ke waktu, Perseroan mungkin terlibat dalam perkara hukum, perkara regulatif dan perkara lainnya yang timbul dari operasi Perseroan, dan Perseroan mungkin harus mengeluarkan biaya yang substansial sehubungan dengan perkara-perkara tersebut.

• Risiko Umum Yang Berhubungan Dengan Industri Perseroan

A. Gejolak harga minyak mentah dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan;

B. Penurunan harga emas atau tembaga yang substansial atau berlarut-larut dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap AMNT;

C. Industri pertambangan menghadapi tantangan geoteknik yang terus-menerus;

D. Perseroan beroperasi di dalam industri yang kompetitif.

• Risiko Umum Yang Berhubungan Dengan Negara-Negara Tempat Perseroan Beroperasi

A. Peraturan yang semakin ketat dari pemerintah dan badan pemerintah mungkin menyebabkan kenaikan biaya kepatuhan hukum dan membatasi akses Perseroan terhadap aset eksplorasi baru;

B. Berbagai tantangan ekonomi regional atau global dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap ekonomi Indonesia dan kegiatan usaha Perseroan;

C. Perseroan mungkin mengalami dampak perubahan peraturan pajak;

D. Peraturan perundang-undangan tenaga kerja di Indonesia atau negara-negara lainnya tempat Perseroan beroperasi dan aksi unjuk rasa buruh dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap kinerja operasional Perseroan.

• Risiko Bagi Investor Terkait Investasi Obligasi

Risiko yang dihadapi investor Obligasi adalah:

A. Risiko tidak likuidnya Obligasi yang ditawarkan dalam Penawaran Umum Obligasi Berkelanjutan III Tahap I ini antara lain dikarenakan tujuan pembelian Obligasi sebagai investasi jangka panjang.

B. Risiko gagal bayar disebabkan kegagalan dari Perseroan untuk melakukan pembayaran Bunga Obligasi dan Pokok Obligasi pada waktu yang telah ditetapkan, atau kegagalan Perseroan untuk memenuhi ketentuan lain yang ditetapkan dalam kontrak Obligasi sebagai akibat dari memburuknya kinerja dan perkembangan usaha Perseroan.

Penjelasan lebih lengkap mengenai risiko-risiko tersebut di atas dapat dilihat pada Bab VI dalam Prospektus ini.

6. Penggunaan Dana Yang Diperoleh Dari Hasil Penawaran Umum

Perseroan merencanakan untuk menggunakan dana yang diperoleh dari hasil Penawaran Umum Obligasi ini, setelah dikurangi dengan biaya-biaya Emisi terkait, digunakan untuk pembayaran sebagian utang dari PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk (“BNI”) dengan total fasilitas sebesar USD100.000.000 dan PT Bank Mandiri (Persero) Tbk PTK VIII (“Mandiri PTK VIII”) dengan total fasilitas sebesar USD85.000.000 dengan tingkat bunga berkisar 5,00% - 5,85%.

Penjelasan lebih lengkap mengenai rencana penggunaan dana dari hasil Penawaran Umum Obligasi dapat dilihat pada Bab II dalam Prospektus ini.

7. Keterangan tentang Obligasi yang akan Diterbitkan

Berikut merupakan ringkasan struktur Penawaran Umum Obligasi:

Nama Obligasi	:	Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018
Jumlah pokok obligasi	:	Sebesar Rp500.000.000 000 (lima ratus miliar Rupiah), dan akan dicatatkan di Bursa Efek serta didaftarkan di KSEI. Pembayaran Obligasi akan dilakukan secara penuh (bullet payment) sebesar 100% (seratus persen) dari jumlah pokok Obligasi pada saat jatuh tempo.
Jangka waktu	:	Seri A: 3 (tiga) tahun Seri B: 5 (lima) tahun
Tingkat bunga obligasi	:	Seri A: Sebesar 8,75% (delapan koma tujuh lima persen) per tahun. Seri B: Sebesar 9,15% (sembilan koma satu lima persen) per tahun.
Harga penawaran	:	100% dari nilai Obligasi.
Satuan pemesanan	:	Rp5.000.000 (lima juta Rupiah) atau kelipatannya.
Satuan pemindahbukuan	:	Rp1 (satu Rupiah).
Pembayaran kupon	:	Triwulanan

bunga
Jaminan	:	Obligasi ini tidak dijamin dengan agunan khusus berupa benda, pendapatan atau aktiva lain Perseroan dalam bentuk apapun serta tidak dijamin oleh pihak manapun. Seluruh kekayaaan Perseroan, baik barang bergerak maupun barang tidak bergerak, baik yang telah ada maupun yang akan ada di kemudian hari, sesuai dengan ketentuan dalam Pasal 1131 dan Pasal 1132 Kitab Undang-Undang Hukum Perdata menjadi jaminan atas semua utang Perseroan kepada semua krediturnya yang tidak dijamin secara khusus atau tanpa hak preferen termasuk Obligasi ini secara paripassu.
Penyisihan dana (sinking fund)	:	Perseroan tidak menyelenggarakan penyisihan dana untuk Obligasi ini dengan pertimbangan untuk mengoptimalkan penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi ini.
Pembelian kembali	:	Pembelian kembali Obligasi baru dapat dilakukan 1 (satu) tahun setelah Tanggal Penjatahan. Perseroan dapat melakukan pembelian kembali untuk sebagian atau seluruh Obligasi sebelum Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi. Perseroan mempunyai hak untuk memberlakukan pembelian kembali tersebut untuk dipergunakan sebagai pelunasan Obligasi atau disimpan untuk kemudian dijual kembali dengan harga pasar, dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan dan peraturan perundang- undangan yang berlaku.

Keterangan lebih lengkap mengenai Obligasi dapat dilihat pada Bab I dalam Prospektus ini.

8. Keterangan tentang Wali Amanat

Dalam rangka Penawaran Umum Obligasi ini, Perseroan dan PT Bank Mega Tbk. selaku Wali Amanat telah menandatangani Perjanjian Perwaliamanatan.

Keterangan lebih lengkap mengenai Wali Amanat dapat dilihat pada Bab XIII dalam Prospektus ini.

9. Hasil Pemeringkatan

Sesuai dengan POJK No. 7/2017 dan Peraturan No. IX.C.11, Perseroan telah melakukan pemeringkatan dalam rangka penerbitan Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018 yang dilaksanakan oleh Pefindo. Berdasarkan Surat No. RC-048/PEF-DIR/I/2018 tanggal 29 Januari 2018, Obligasi ini telah mendapat peringkat:

idA+

(Single A Plus)

10. Surat Utang yang telah Diterbitkan Perseroan

Surat utang yang telah diterbitkan Perseroan dan jumlah yang masih terutang hingga saat Prospektus ini diterbitkan adalah sebagai berikut:

No	Nama Surat Utang	Pokok	Peringkat	Jatuh Tempo	Kupon
1.	Obligasi Berkelanjutan I Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2013	Rp1.500.000.000.000	idA+	Maret 2018	8,85%
2.1.	Xxxxx Xxxxxx Menengah IV Tahun 2014	Rp1.000.000.000.000	Non-rated	Oktober 2018	11,2%
3.2.	Obligasi Berkelanjutan II Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2016	Rp1.250.000.000.000	idA+	Seri A : Juli 2019 Seri B : Juli 2021	Seri A : 10,8% Seri B : 11,3%
4.3.	Obligasi Berkelanjutan II Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2016	Rp1.250.000.000.000	idA+	Seri A : September 2019 Seri B : September 2021	Seri A : 10,8% Seri B : 11,3%
5.4.	Xxxxx Xxxxxx Menengah V Tahun 2016	USD55.000.000	idA+	November 2019	5,20%
6.5.	Obligasi Berkelanjutan II Medco Energi Internasional Tahap III Tahun 2016	Rp274.000.000.000	idA+	Seri A : Desember 2019 Seri B : Desember 2021 Seri C : Desember 2023	Seri A : 10,8% Seri B : 11,3% Seri C : 11,8%
7.6.	Obligasi Berkelanjutan II Medco Energi Internasional Tahap IV Tahun 2017	Rp388.000.000.000	idA+	Seri A : Maret 2020 Seri B : Maret 2022 Seri C : Maret 2024	Seri A : 10,8% Seri B : 11,3% Seri C : 11,8%
8.7.	Obligasi Berkelanjutan II Medco	Rp1.271.500.000.000	idA+	Seri A : Juni 2018	Seri A : 8,75%

Nama Surat Utang

Pokok

Peringkat

Jatuh Tempo

Kupon

Energi Internasional Tahap V

Tahun 2017

Seri B : Juni 2020

Seri C : Juni 2022

Seri B : 10,8%

Seri C : 11,3%

9.8.

Obligasi Berkelanjutan II Medco Energi Internasional Tahap VI Tahun 2017

Rp566.500.000.000

idA+

Seri A : Maret 2021

Seri B : September 2022

Seri A : 10,3% Seri B : 10,8%

10.9.

Surat Utang USD 2017

USD400.000.000

(Moody’s)

/ B (Fitch dan S&P)

17 Agustus 2022

8,50%

11.10

Surat Utang USD 2018

USD500.000.000

(Moody’s)

/ B (Fitch

dan S&P)

30 Januari 2025

6,75%

I. PENAWARAN UMUM

PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN

OBLIGASI BERKELANJUTAN III MEDCO ENERGI INTERNASIONAL DENGAN TARGET DANA YANG AKAN DIHIMPUN SEBESAR Rp5.000.000.000.000

(LIMA TRILIUN RUPIAH)

Dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan III tersebut, Perseroan akan menerbitkan dan menawarkan:

OBLIGASI BERKELANJUTAN III MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP I TAHUN 2018 DENGAN JUMLAH POKOK SEBESAR Rp500.000.000.000

(LIMA RATUS MILIAR RUPIAH) (“OBLIGASI”)

Bunga Obligasi dibayarkan setiap 3 (tiga) bulan sejak Tanggal Emisi, sesuai dengan tanggal pembayaran masing- masing Bunga Obligasi. Pembayaran Bunga Obligasi pertama akan dilakukan pada tanggal 29 Juni 2018, sedangkan pembayaran Bunga Obligasi terakhir sekaligus jatuh tempo Obligasi masing-masing adalah pada tanggal 29 Maret 2021 untuk Obligasi Seri A dan tanggal 29 Maret 2023 untuk Obligasi Seri B. Pelunasan Obligasi dilakukan secara penuh (bullet payment) pada saat jatuh tempo.

OBLIGASI INI AKAN DICATATKAN PADA BEI.

Dalam rangka penerbitan Obligasi Berkelanjutan III ini, Perseroan telah memperoleh hasil pemeringkatan atas Obigasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional senilai maksimum Rp5.000.000.000.000 dari Pefindo:

idA+

(Single A Plus)

PT MEDCO ENERGI INTERNASIONAL Tbk.

Berkedudukan di Jakarta Selatan, Indonesia

Kegiatan Usaha Utama:

Eksplorasi, penambangan dan produksi minyak, gas bumi dan energi lainnya

Kantor Pusat:

Gedung The Energy, Lantai 53-55 SCBD Lot. 00 X Jl. Jend. Sudirman Kav. 52-53, Jakarta Selatan 12190

Telp. (000) 0000 0000

Faks. (000) 0000 0000

Email: xxxx@xxxxxxxxxxx.xxx, xxxxxxxxx.xxxxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx Situs internet: xxx.xxxxxxxxxxx.xxx

RISIKO UTAMA YANG DIHADAPI OLEH PERSEROAN ADALAH RISIKO TERKAIT DENGAN EKSPLORASI DAN PRODUKSI MINYAK & GAS. RISIKO LAIN YANG MUNGKIN DIHADAPI INVESTOR PEMBELI OBLIGASI ADALAH TIDAK LIKUIDNYA OBLIGASI YANG DITAWARKAN PADA PENAWARAN UMUM INI ANTARA LAIN DISEBABKAN KARENA TUJUAN PEMBELIAN OBLIGASI INI SEBAGAI INVESTASI JANGKA PANJANG.

1.1 Pemenuhan Kriteria Penawaran Umum Berkelanjutan

Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan III dapat dilaksanakan oleh Perseroan dengan memenuhi ketentuan dalam POJK No. 36/2014, sebagai berikut:

i. Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan III akan dilaksanakan dalam periode 2 (dua) tahun dengan ketentuan pemberitahuan pelaksanaan Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan III terakhir disampaikan kepada OJK paling lambat pada ulang tahun kedua sejak Pernyataan Pendaftaran Menjadi Efektif;

ii. Telah menjadi emiten atau perusahaan publik paling sedikit 2 (dua) tahun, di mana hal ini telah dipenuhi oleh Perseroan dengan menjadi perusahaan publik sejak tanggal 13 September 1994.

iii. Tidak pernah mengalami kondisi gagal bayar selama 2 (dua) tahun terakhir sebelum penyampaian pernyataan pendaftaran dalam rangka penawaran umum berkelanjutan, di mana hal ini telah dipenuhi oleh Perseroan dengan Surat Pernyataan dari Perseroan tanggal 31 Januari 2018 dan Surat Pernyataan No. RPC- 5607/PSS/2018 dari Kantor Akuntan Xxxxxx Xxxxxxxxxx, Sungkoro & Surja (anggota dari Ernst & Young Global Limited) tanggal 21 Februari 2018, yang menyatakan Perseroan tidak pernah mengalami Gagal Bayar (i) selama

2 (dua) tahun terakhir sebelum penyampaian Pernyataan Pendaftaran dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan dan (ii) sejak 2 (dua) tahun terakhir sebelum melunasi Efek yang bersifat utang sampai dengan tanggal Pernyataan Pendaftaran dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan. Gagal Bayar berarti kondisi dimana Perseroan tidak mampu memenuhi kewajiban keuangan kepada kreditur pada saat jatuh tempo yang nilainya lebih besar dari 0,5% (nol koma lima persen) dari modal disetor.

iv. Memiliki peringkat yang termasuk dalam kategori 4 (empat) peringkat teratas yang merupakan urutan 4 (empat) peringkat terbaik dan masuk dalam kategori peringkat layak investasi berdasarkan standar yang dimiliki oleh perusahaan pemeringkat efek, di mana hal ini telah dipenuhi oleh Perseroan dengan hasil pemeringkatan idA+ (Single A plus) dari Pefindo.

Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan III Tahap II dan tahap-tahap selanjutnya (jika ada) akan mengikuti ketentuan sebagaimana dimaksud dalam POJK No. 36/2014.

1.2 Keterangan tentang Obligasi yang akan Diterbitkan

Penjelasan mengenai Obligasi yang diuraikan di bawah ini merupakan pokok-pokok dari Perjanjian Perwaliamanatan dan bukan merupakan salinan selengkapnya dari seluruh syarat dan ketentuan yang tercantum dalam Perjanjian Perwaliamanatan.

I.1.1. Nama Obligasi

Obligasi Berkelanjutan III Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2018

I.1.2. Jenis Obligasi

Obligasi ini diterbitkan tanpa warkat kecuali Sertifikat Jumbo Obligasi yang diterbitkan untuk didaftarkan atas nama KSEI sebagai bukti utang untuk kepentingan Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening dan didaftarkan pada tanggal diserahkannya Sertifikat Jumbo Obligasi oleh Perseroan kepada KSEI. Bukti kepemilikan Obligasi bagi Pemegang Obligasi adalah Konfirmasi Tertulis yang diterbitkan oleh KSEI atau Pemegang Rekening.

I.1.3. Harga penawaran

Obligasi ini ditawarkan dengan nilai 100% (seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi pada Tanggal Emisi.

I.1.4. Jumlah pokok Obligasi, bunga Obligasi dan jatuh tempo Obligasi

Obligasi ini diterbitkan dengan jumlah Pokok Obligasi sebesar Rp500.000.000.000 (lima ratus miliar Rupiah) yang dijamin secara Kesanggupan Penuh (Full Commitment), yaitu sebagai berikut:

Seri A

Jumlah Pokok Obligasi Seri A yang ditawarkan sebesar Rp282.500.000.000 (dua ratus delapan puluh dua miliar lima ratus juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,75% (delapan koma tujuh lima persen) per tahun, berjangka waktu 3 (tiga) tahun sejak Tanggal

Emisi. Pembayaran Pokok Obligasi Seri A secara penuh akan dilakukan pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi Seri A yaitu 29 Maret 2021; dan

Seri B

Jumlah Pokok Obligasi Seri B yang ditawarkan sebesar Rp217.500.000.000 (dua ratus tujuh belas miliar lima ratus juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 9,15% (sembilan koma satu lima persen) per tahun, berjangka waktu 5 (lima) tahun sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Pokok Obligasi Seri B secara penuh akan dilakukan pada Tanggal Pelunasan

Pokok Obligasi Seri B yaitu 29 Maret 2023.

Tingkat Bunga Obligasi tersebut merupakan persentase per tahun dari nilai nominal yang dihitung berdasarkan jumlah Hari Kalender yang lewat dengan perhitungan 1 (satu) tahun adalah 360 (tiga ratus enam puluh) hari dan 1 (satu) bulan adalah 30 (tiga puluh) hari. Bunga Obligasi dibayarkan setiap Triwulan terhitung sejak Tanggal Emisi pada Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi.

Obligasi harus dilunasi dengan harga yang sama dengan jumlah Pokok Obligasi yang tertulis pada Konfirmasi Tertulis yang dimiliki oleh Pemegang Obligasi, dengan memperhatikan Sertifikat Jumbo Obligasi dan ketentuan Perjanjian Perwaliamanatan.

Jadwal pembayaran Bunga Obligasi adalah sebagaimana tercantum dalam tabel di bawah ini:

Bunga Ke-	Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi
Bunga Ke-	Seri A	Seri B
1	29 Juni 2018	29 Juni 2018
2	29 September 2018	29 September 2018
3	29 Desember 2018	29 Desember 2018
4	29 Maret 2019	29 Maret 2019
5	29 Juni 2019	29 Juni 2019
6	29 September 2019	29 September 2019
7	29 Desember 2019	29 Desember 2019
8	29 Maret 2020	29 Maret 2020
9	29 Juni 2020	29 Juni 2020
10	29 September 2020	29 September 2020
11	29 Desember 2020	29 Desember 2020
12	29 Maret 2021	29 Maret 2021
13	-	29 Juni 2021
14	-	29 September 2021
15	-	29 Desember 2021
16	-	29 Maret 2022
17	-	29 Juni 2022
18	-	29 September 2022
19	-	29 Desember 2022
20	-	29 Maret 2023

I.1.5. Tata cara pembayaran bunga obligasi

Pelunasan Pokok Obligasi dan pembayaran Bunga Obligasi oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening akan dilakukan melalui KSEI selaku Agen Pembayaran sesuai dengan syarat-syarat dan ketentuan-ketentuan yang diatur dalam Perjanjian Agen Pembayaran dan sesuai

dengan jadwal waktu pembayaran masing-masing sebagaimana ditentukan dalam Perjanjian Perwaliamanatan. Apabila saat pelunasan Pokok Obligasi dan atau pembayaran Bunga Obligasi jatuh bukan pada Hari Kerja, maka akan dibayarkan pada Hari Kerja berikutnya.

I.1.6. Satuan pemindahbukuan dan jumlah minimum pemesanan

Satuan pemindahbukuan Obligasi adalah Rp1 (satu Rupiah) atau kelipatannya.

I.1.7. Satuan pemesanan

Jumlah minimum pemesanan pembelian Obligasi harus dilakukan dengan jumlah sekurang-kurangnya Rp5.000.000 (lima juta Rupiah) dan/atau kelipatannya.

I.1.8. Jaminan

Obligasi ini tidak dijamin dengan jaminan khusus, tetapi dijamin dengan seluruh harta kekayaan Perseroan baik barang bergerak maupun tidak bergerak, baik yang telah ada maupun yang akan ada di kemudian hari menjadi jaminan bagi pemegang Obligasi ini sesuai dengan ketentuan dalam Pasal 1131 dan 1132 Kitab Undang-undang Hukum Perdata. Hak Pemegang Obligasi adalah paripassu tanpa hak preferen dengan hak-hak kreditur Perseroan lainnya baik yang ada sekarang maupun dikemudian hari, kecuali hak-hak kreditur Perseroan yang dijamin secara khusus dengan kekayaan Perseroan baik yang telah ada maupun yang akan ada dikemudian hari.

I.1.9. Pembelian kembali Obligasi

Dalam hal Perseroan melakukan pembelian kembali Obligasi maka berlaku ketentuan sebagai berikut:

i. Pembelian kembali Obligasi ditujukan sebagai pelunasan atau disimpan untuk kemudian dijual kembali dengan harga pasar;

ii. Pelaksanaan pembelian kembali Obligasi dilakukan melalui Bursa Efek atau diluar Bursa Efek;

iii. Pembelian kembali Obligasi baru dapat dilakukan 1 (satu) tahun setelah Tanggal Penjatahan;

iv. Pembelian kembali Obligasi tidak dapat dilakukan apabila hal tersebut mengakibatkan Perseroan tidak dapat memenuhi ketentuan-ketentuan di dalam Perjanjian Perwaliamanatan;

v. Pembelian kembali Obligasi tidak dapat dilakukan apabila Perseroan melakukan kelalaian (wanprestasi) sebagaimana dimaksud dalam Perjanjian Perwaliamanatan, kecuali telah memperoleh persetujuan Rapat Umum Pemegang Obligasi (“RUPO”);

vi. Pembelian kembali Obligasi hanya dapat dilakukan oleh Perseroan dari pihak yang tidak terafiliasi;

vii. Rencana pembelian kembali Obligasi wajib dilaporkan kepada OJK oleh Perseroan paling lambat 2 (dua) Hari Kerja sebelum pengumuman rencana pembelian kembali Obligasi tersebut di surat kabar;

viii. Pembelian kembali Obligasi, baru dapat dilakukan setelah pengumuman rencana pembelian kembali Obligasi. Pengumuman tersebut wajib dilakukan paling sedikit melalui 1 (satu) surat kabar harian berbahasa indonesia yang berperedaran nasional paling lambat 2 (dua) Hari Kalender sebelum tanggal penawaran untuk pembelian kembali dimulai;

ix. Rencana pembelian kembali Obligasi sebagaimana dimaksud dalam butir vii dan pengumuman sebagaimana dimaksud dalam butir viii, paling sedikit memuat informasi tentang:

a. periode penawaran pembelian kembali;

b. jumlah dana maksimal yang digunakan untuk pembelian kembali;

c. kisaran jumlah Obligasi yang akan dibeli kembali;

d. harga atau kisaran harga yang ditawarkan untuk pembelian kembali Obligasi;

e. tata cara penyelesaian transaksi;

f. persyaratan bagi Pemegang Obligasi yang mengajukan penawaran jual;

g. tata cara penyampaian penawaran jual oleh Pemegang Obligasi;

h. tata cara pembelian kembali Obligasi; dan

i. hubungan Afiliasi antara Perseroan dan Pemegang Obligasi;

x. Perseroan wajib melakukan penjatahan secara proporsional sebanding dengan partisipasi setiap Pemegang Obligasi yang melakukan penjualan Obligasi apabila jumlah Obligasi yang ditawarkan untuk dijual oleh Pemegang Obligasi, melebihi jumlah Obligasi yang dapat dibeli kembali;

xi. Perseroan wajib menjaga kerahasiaan atas semua informasi mengenai penawaran jual yang telah disampaikan oleh Pemegang Obligasi;

xii. Perseroan dapat melaksanakan pembelian kembali Obligasi tanpa melakukan pengumuman sebagaimana dimaksud dalam butir ix, dengan ketentuan:

a. Jumlah pembelian kembali Obligasi tidak lebih dari 5% (lima persen) dari jumlah Obligasi untuk masing-masing jenis Obligasi yang beredar dalam periode 1 (satu) tahun setelah Tanggal Penjatahan;

b. Obligasi yang dibeli kembali tersebut bukan Obligasi yang dimiliki oleh Afiliasi Perseroan; dan

c. Obligasi yang dibeli kembali tersebut hanya untuk disimpan yang kemudian hari dapat dijual kembali;

dan wajib dilaporkan kepada OJK paling lambat akhir Hari Kerja kedua setelah terjadinya pembelian kembali Obligasi;

xiii. Perseroan wajib melaporkan kepada OJK dan Wali Amanat, serta mengumumkan kepada publik dalam waktu paling lambat 2 (dua) Hari Kerja setelah dilakukannya pembelian kembali Obligasi, informasi yang meliputi antara lain:

a. jumlah Obligasi yang telah dibeli;

b. rincian jumlah Obligasi yang telah dibeli kembali untuk pelunasan atau disimpan untuk dijual kembali;

c. harga pembelian kembali yang telah terjadi; dan

d. jumlah dana yang digunakan untuk pembelian kembali Obligasi;

xiv. Dalam hal terdapat lebih dari satu efek obligasi yang diterbitkan oleh Perseroan, maka pembelian kembali obligasi dilakukan dengan mendahulukan obligasi yang tidak dijamin;

xv. Dalam hal terdapat lebih dari satu obligasi yang tidak dijamin, maka pembelian kembali wajib mempertimbangkan aspek kepentingan ekonomis Perseroan atas pembelian kembali obligasi tersebut;

xvi. Dalam hal terdapat jaminan atas seluruh obligasi, maka pembelian kembali wajib mempertimbangkan aspek kepentingan ekonomis Perseroan atas pembelian kembali obligasi tersebut; dan

xvii. Pembelian kembali oleh Xxxseroan mengakibatkan:

a. Hapusnya segala hak yang melekat pada Obligasi yang dibeli kembali, hak menghadiri RUPO, hak suara, dan hak memperoleh Bunga Obligasi serta manfaat lain dari Obligasi yang dibeli kembali jika dimaksudkan untuk pelunasan; atau

b. Pemberhentian sementara segala hak yang melekat pada Obligasi yang dibeli kembali, hak menghadiri RUPO, hak suara, dan hak memperoleh Bunga Obligasi serta manfaat lain dari Obligasi yang dibeli kembali jika dimaksudkan untuk disimpan untuk dijual kembali.

I.1.10. Penyisihan dana pelunasan pokok Obligasi (sinking fund)

Perseroan tidak menyelenggarakan penyisihan dana untuk Obligasi ini dengan pertimbangan untuk mengoptimalkan penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi ini sesuai dengan tujuan rencana penggunaan dana Penawaran Umum Obligasi.

I.1.11. Pembatasan dan kewajiban Perseroan

Sebelum dilunasinya semua Jumlah Terhutang atau pengeluaran lain yang menjadi tanggung jawab Perseroan sehubungan dengan penerbitan Obligasi, Perseroan berjanji dan mengikat diri bahwa:

1) Pembatasan keuangan dan pembatasan-pembatasan lain terhadap Perseroan (debt covenants) adalah sebagai berikut:

Perseroan, tanpa persetujuan tertulis dari Wali Amanat tidak akan melakukan hal-hal sebagai berikut:

a. Melakukan penggabungan atau peleburan dengan perusahaan lain yang akan menyebabkan bubarnya Perseroan atau yang akan mempunyai akibat negatif terhadap kelangsungan kegiatan usaha Perseroan atau melakukan pengambilalihan perusahaan lain yang akan mempunyai akibat negatif terhadap kelangsungan kegiatan usaha Perseroan, kecuali disyaratkan oleh peraturan perundang undangan yang berlaku atau putusan pengadilan yang telah mempunyai kekuatan hukum yang tetap atau putusan suatu badan yang dibentuk oleh peraturan perundang- undangan yang berlaku;

b. Mengurangi modal dasar, modal ditempatkan dan modal disetor Perseroan;

c. Menjaminkan dan atau membebani dengan cara apapun aset Perseroan termasuk hak atas pendapatan Perseroan, baik yang ada sekarang maupun yang akan diperoleh di masa yang akan datang, kecuali:

i. penjaminan atau pembebanan untuk menjamin pembayaran Jumlah Terhutang berdasarkan Obligasi dan Perjanjian Perwaliamanatan;

ii. penjaminan dan atau pembebanan aset yang telah efektif berlaku atau telah diberitahukan secara tertulis kepada Wali Amanat sebelum ditandatanganinya Perjanjian Perwaliamanatan;

iii. penjaminan atau pembebanan sehubungan dengan fasilitas pinjaman baru yang menggantikan porsi pinjaman dari kreditur yang telah ada sekarang (refinancing) yang dijamin dengan aset dengan jenis yang sama;

iv. penjaminan/pembebanan yang telah diberikan sebelum dilaksanakannya penggabungan atau peleburan atau pengambilalihan sebagaimana dimaksud dalam Perjanjian Perwaliamanatan;

v. penjaminan atau pembebanan yang diperlukan sehubungan dengan Kegiatan Usaha Sehari-Hari Perseroan untuk memperoleh, antara lain, namun tidak terbatas pada bank garansi, letter of credit dan modal kerja Perseroan, selama pinjaman yang dijaminkan tidak melanggar ketentuan yang diatur dalam Perjanjian Perwaliamanatan.

vi. penjaminan atau pembebanan untuk project financing selama aktiva tetap yang dijaminkan adalah aktiva yang terkait dengan proyek yang bersangkutan, dimana pinjaman bersifat Limited Recourse;

vii. Penjaminan atau pembebanan untuk pembiayaan perolehan aset (acquisition financing), selama aset yang dijaminkan adalah aset yang diakuisisi dan/atau jaminan perusahaan Perseroan dengan ketentuan jangka waktu jaminan perusahaan tersebut tidak lebih dari 2 (dua) tahun sejak akuisisi;

viii. Penjaminan atau pembebanan yang diperlukan sehubungan dengan Pembiayaan Berbasis Cadangan (Reserves Based Lending/RBL);

ix. Penjaminan atau pembebanan atas saham milik Perseroan di perusahaan afiliasi Perseroan, yang jumlahnya tidak melebihi 10% (sepuluh persen) dari modal Perseroan sebagaimana ditunjukkan dalam laporan keuangan konsolidasian Perseroan akhir tahun buku yang telah diaudit oleh auditor independen.

d. Memberikan pinjaman atau jaminan perusahaan kepada pihak ketiga, kecuali:

i. pinjaman atau jaminan perusahaan yang telah ada sebelum ditandatanganinya Perjanjian Perwaliamanatan;

ii. pinjaman atau jaminan perusahaan kepada karyawan, koperasi karyawan dan atau yayasan untuk program kesejahteraan pegawai Perseroan serta Pembinaan Usaha Kecil dan Koperasi sesuai dengan program pemerintah; dan

iii. pinjaman kepada atau penjaminan untuk kepentingan Entitas Anak;

iv. Pinjaman atau jaminan perusahaan (yang bukan merupakan aktiva berwujud milik Perseroan), antara lain, namun tidak terbatas pada jaminan perusahaan (corporate guarantee), pernyataan jaminan (undertaking), komitmen (commitment), yang dilakukan kepada perusahaan Afiliasi Perseroan, sepanjang dilakukan berdasarkan praktek usaha yang wajar dan lazim (arm’s length basis), selama nilai pinjaman atau jaminan tidak melebihi 10% (sepuluh persen) dari modal Perseroan sebagaimana ditunjukkan dalam laporan keuangan konsolidasi Perseroan akhir tahun buku yang telah diaudit oleh auditor independen yang terdaftar di OJK.

v. Uang muka, pinjaman atau jaminan yang merupakan utang dagang biasa dan diberikan sehubungan dengan Kegiatan Usaha Sehari-Hari.

e. Melakukan pengalihan atas aktiva tetap Perseroan dalam satu atau rangkaian transaksi dalam suatu tahun buku berjalan yang jumlahnya melebihi 10% (sepuluh persen) dari total aktiva tetap Perseroan, dengan ketentuan aktiva tetap yang akan dialihkan tersebut secara akumulatif selama jangka waktu Obligasi tidak akan melebihi 25% (dua puluh lima persen) dari total aktiva tetap terakhir yang telah diaudit oleh auditor independen, kecuali:

i. pengalihan aktiva tetap yang tidak menghasilkan pendapatan (non-produktif) dengan syarat penjualan aktiva tetap non produktif tersebut tidak menggangu kelancaran kegiatan produksi dan atau jalannya kegiatan usaha Perseroan;

ii. pengalihan aset Perseroan yang dilakukan khusus dalam rangka sekuritisasi aset Perseroan, dengan ketentuan aset Perseroan yang akan dialihkan tersebut secara akumulatif selama jangka waktu Obligasi tidak akan melebihi 5% (lima persen) dari ekuitas Perseroan sesuai dengan laporan keuangan tahunan Perseroan yang terakhir yang telah diaudit oleh auditor independen.

iii. Pengalihan aktiva yang dilakukan antar anggota grup Perseroan (baik dalam satu transaksi atau lebih) yang secara material tidak mengganggu jalannya usaha Perseroan;

iv. Pengalihan aktiva dimana hasil pengalihan tersebut diinvestasikan kembali dalam kegiatan usaha Perseroan, dan/atau Entitas Anak atau dipakai untuk melunasi utang Perseroan dan/atau Entitas Anak, sepanjang utang tersebut bukan utang subordinasi dan secara material tidak mempengaruhi kemampuan Perseroan untuk memenuhi kewajibannya dalam Perjanjian Perwaliamanatan, yang harus dilakukan dalam waktu 365 (tiga ratus enam puluh lima) Xxxx Xxxxxxxx terhitung sejak pengalihan tersebut,

f. Mengadakan pengubahan kegiatan usaha utama Perseroan selain yang telah disebutkan dalam Anggaran Dasar Perseroan;

g. Melakukan pengeluaran obligasi atau efek-efek lainnya yang lebih senior dari Obligasi melalui pasar modal kecuali:

i. pinjaman untuk project financing dengan syarat jaminan yang digunakan untuk menjamin pinjaman project financing tersebut adalah aset project financing itu sendiri dan pinjaman untuk project financing tersebut adalah bersifat Limited Recourse dan tidak melanggar ketentuan angka 3 huruf l;

ii. pinjaman yang dilakukan khusus dalam rangka sekuritisasi aset Perseroan dengan syarat pinjaman dan sekuritisasi tersebut tidak melanggar ketentuan angka 3 huruf l.

h. Mengajukan permohonan pailit atau permohonan penundaan kewajiban pembayaran utang (PKPU) oleh Perseroan selama Bunga Obligasi belum dibayar dan Pokok Obligasi belum dilunasi oleh Perseroan;

i. Melakukan pembayaran atau menyatakan dividen kepada pemegang saham Perseroan dari laba bersih konsolidasi tahun-tahun sebelumnya yang menyebabkan dividend payout ratio lebih dari 50 % (lima puluh persen);

j. Melakukan pembayaran atau menyatakan dividen kepada pemegang saham Perseroan dari laba bersih konsolidasi tahunan sebelumnya yang dapat mempengaruhi secara negatif kemampuan Perseroan dalam melakukan pembayaran Bunga Obligasi dan pelunasan Pokok Obligasi kepada Pemegang Obligasi atau apabila terjadi peristiwa kelalaian yang terus berlangsung dan tidak dapat dikesampingkan kepada semua pihak, termasuk Pemegang Obligasi.

2) Pemberian persetujuan tertulis sebagaimana dimaksud dalam angka 1 di atas akan diberikan oleh Wali Amanat dengan ketentuan sebagai berikut:

a. permohonan persetujuan tersebut tidak akan ditolak tanpa alasan yang jelas dan wajar;

b. Wali Amanat wajib memberikan persetujuan, penolakan atau meminta tambahan data/dokumen pendukung lainnya dalam waktu 10 (sepuluh) Hari Kerja setelah permohonan persetujuan tersebut dan dokumen pendukungnya diterima secara lengkap oleh Wali Amanat, dan jika dalam waktu 10 (sepuluh) Hari Kerja tersebut Perseroan tidak menerima persetujuan, penolakan atau permintaan tambahan data/dokumen pendukung lainnya dari Wali Amanat maka Wali Amanat dianggap telah memberikan persetujuannya; dan

c. Jika Wali Amanat meminta tambahan data/dokumen pendukung lainnya, maka persetujuan atau penolakan wajib diberikan oleh Wali Amanat dalam waktu 10 (sepuluh) Hari Kerja setelah data/dokumen pendukung lainnya tersebut diterima secara lengkap oleh Wali Amanat dan jika dalam waktu 10 (sepuluh) Hari Kerja tersebut Perseroan tidak menerima persetujuan atau penolakan dari Wali Amanat maka Wali Amanat dianggap telah memberikan persetujuan.

3) Selama Pokok Obligasi dan Bunga belum dilunasi seluruhnya, Perseroan wajib untuk:

a. Memenuhi semua syarat dan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan;

b. Menyetorkan sejumlah uang yang diperlukan untuk pembayaran Bunga Obligasi, pelunasan Pokok Obligasi, yang jatuh tempo kepada Agen Pembayaran selambat-lambatnya 1 (satu) Hari Bursa (in good funds) sebelum Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi dan Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi ke rekening KSEI;

c. Apabila lewat tanggal jatuh tempo Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi atau Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi, Perseroan belum menyetorkan sejumlah uang sesuai dengan huruf b, maka Perseroan harus membayar Denda atas kelalaian tersebut. Jumlah Denda tersebut dihitung berdasarkan hari yang lewat terhitung sejak Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi atau Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi hingga Jumlah Terutang tersebut dibayar sepenuhnya. Denda yang dibayar oleh Perseroan yang merupakan hak Pemegang Obligasi akan dibayar kepada Pemegang Obligasi secara proporsional sesuai dengan besarnya Obligasi yang dimilikinya.

d. Mempertahankan dan menjaga kedudukan Perseroan sebagai perseroan terbatas dan badan hukum, semua hak, semua kontrak material yang berhubungan dengan kegiatan usaha utama Perseroan, dan semua izin untuk menjalankan kegiatan usaha utamanya yang sekarang dimiliki oleh Perseroan, dan segera memohon izin-izin bilamana izin-izin tersebut berakhir atau diperlukan perpanjangannya untuk menjalankan kegiatan usaha utamanya.

e. Memelihara sistem akuntansi sesuai dengan prinsip akuntansi yang berlaku umum, dan memelihara buku-buku dan catatan-catatan lain yang cukup untuk menggambarkan dengan tepat keadaan keuangan Perseroan dan hasil operasinya dan yang diterapkan secara konsisten.

f. Segera memberitahu Wali Amanat setiap kali terjadi kejadian atau keadaan penting pada Perseroan yang dapat secara material berdampak negatif terhadap pemenuhan kewajiban

Perseroan dalam rangka pembayaran Bunga Obligasi, pelunasan Pokok Obligasi dan hak-hak lainnya sehubungan dengan Obligasi, antara lain, terdapatnya penetapan Pengadilan yang dikeluarkan terhadap Perseroan, dengan kewajiban untuk melakukan pemeringkatan ulang apabila terdapat kejadian penting atau material yang dapat mempengaruhi kemampuan Perseroan dalam memenuhi kewajibannya.

g. Memberitahukan secara tertulis kepada Wali Amanat atas hal-hal sebagai berikut, selambat- lambatnya dalam waktu 5 (lima) Hari Kerja setelah kejadian-kejadian tersebut berlangsung:

i. adanya pengubahan Anggaran Dasar, pengubahan susunan anggota direksi, dan atau pengubahan susunan anggota komisaris Perseroan, pembagian dividen kepada pemegang saham Perseroan, penggantian auditor Perseroan, dan keputusan-keputusan RUPS Tahunan dan keputusan Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (“RUPSLB”) dari Perseroan serta menyerahkan akta-akta keputusan RUPS Perseroan selambat-lambatnya 30 (tiga puluh) Hari Kerja setelah kejadian tersebut berlangsung;

ii. adanya perkara pidana, perdata, administrasi, dan perburuhan yang melibatkan Perseroan yang secara material dapat mempengaruhi kemampuan Perseroan dalam menjalankan kegiatan usaha utamanya dan mematuhi segala kewajibannya sesuai dengan Perjanjian Perwaliamanatan.

h. Menyerahkan kepada Wali Amanat:

i. salinan dari laporan yang disampaikan kepada OJK, Bursa Efek, dan KSEI dalam waktu selambat-lambatnya 2 (dua) Hari Kerja setelah laporan tersebut diserahkan kepada pihak- pihak yang disebutkan di atas. Dalam hal Wali Amanat memandang perlu, berdasarkan permohonan Wali Amanat secara tertulis, Perseroan wajib menyampaikan kepada Wali Amanat dokumen-dokumen tambahan yang berkaitan dengan laporan tersebut di atas (bila ada) selambat-lambatnya 10 (sepuluh) Hari Kerja setelah tanggal surat permohonan tersebut diterima oleh Perseroan;

ii. laporan keuangan tahunan yang telah diaudit oleh akuntan publik yang terdaftar di OJK disampaikan bersamaan dengan penyerahan laporan ke OJK dan Bursa Efek selambat- lambatnya pada akhir bulan ketiga (ke-3) setelah tanggal laporan keuangan tahunan Perseroan;

iii. laporan keuangan 3 (tiga) bulanan disampaikan bersamaan dengan penyerahan laporan ke OJK dan Bursa Efek.

i. Memelihara harta kekayaan Perseroan agar tetap dalam keadaan baik dan memelihara asuransi-asuransi yang sudah berjalan dan berhubungan dengan harta kekayaan Perseroan yang material pada perusahaan asuransi yang mempunyai reputasi baik dengan syarat dan ketentuan yang biasa dilakukan oleh Perseroan dan berlaku umum pada bisnis yang sejenis.

j. Memberi izin kepada Wali Amanat untuk pada Hari Kerja dan selama jam kerja Perseroan, melakukan kunjungan langsung ke Perseroan dan melakukan pemeriksaan atas izin-izin, dan dalam hal Wali Amanat berpendapat terdapat suatu kejadian yang dapat mempengaruhi secara material kemampuan Perseroan untuk memenuhi kewajibannya kepada Pemegang Obligasi berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan, memeriksa catatan keuangan Perseroan sepanjang tidak bertentangan dengan peraturan perundang-undangan termasuk peraturan Pasar Modal yang berlaku, dengan pemberitahuan secara tertulis terlebih dahulu kepada Perseroan yang diajukan sekurangnya 6 (enam) Hari Kerja sebelum kunjungan dilakukan.

k. Menjalankan kegiatan usahanya sesuai dengan praktek keuangan dan bisnis yang baik.

l. memenuhi kewajiban-kewajiban keuangan sesuai dengan laporan keuangan konsolidasi Perseroan akhir tahun buku yang telah diaudit oleh auditor independen yang terdaftar di OJK sebagai berikut:

i. memelihara perbandingan antara total utang konsolidasi yang dikenakan bunga dan Ekuitas Disesuaikan tidak lebih dari 3: 1 (tiga berbanding satu);

ii. memelihara perbandingan antara EBITDA dan Beban Keuangan Bersih tidak kurang dari 1:1 (satu berbanding satu);

dengan ketentuan bahwa sepanjang ketentuan ketentuan angka 3 huruf l terpenuhi, maka Perseroan dapat memperoleh pinjaman dari pihak ketiga sesuai dengan ketentuan angka 1 huruf g tanpa diperlukannya persetujuan terlebih dahulu dari Wali Amanat;

m. Mematuhi semua aturan yang diwajibkan oleh otoritas, atau aturan, atau lembaga yang ada yang dibentuk sesuai dengan peraturan perundang-undangan dan Perseroan harus atau akan tunduk kepadanya.

n. Menyerahkan kepada Wali Amanat suatu surat pernyataan yang menyatakan kesiapan Perseroan untuk melaksanakan kewajiban pelunasan Pokok Obligasi selambat-lambatnya 5 (lima) Hari Kerja sebelum Tanggal Pembayaran Pokok Obligasi.

o. Memperoleh opini Wajar Tanpa Pengecualian dalam hal yang material untuk setiap laporan keuangan konsolidasi Perseroan yang diaudit oleh Kantor Akuntan Publik dan laporan tersebut sudah harus diterima oleh Xxxx Xxxxxx sesuai dengan jadwal yang ditetapkan dalam peraturan pasar modal;

p. Mempertahankan statusnya sebagai perusahaan terbuka yang tunduk pada peraturan pasar modal dan mencatatkan sahamnya di Bursa Efek.

q. Melakukan pemeringkatan atas Obligasi sesuai dengan Xxxaturan No. IX.C.11 berikut pengubahannya dan atau pengaturan lainnya yang wajib dipatuhi oleh Perseroan sehubungan dengan pemeringkatan.

I.1.12. Hak-hak pemegang Obligasi

a. Menerima pelunasan Pokok Obligasi dan/atau pembayaran Bunga Obligasi dari Perseroan yang dibayarkan melalui KSEI selaku Agen Pembayaran pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi dan/atau Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi yang bersangkutan. Jumlah yang wajib dibayarkan oleh Perseroan pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi adalah dengan harga yang sama dengan jumlah Pokok Obligasi yang tertulis pada Konfirmasi Tertulis yang dimiliki oleh Pemegang Obligasi pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.

b. Pemegang Obligasi yang berhak atas Bunga Obligasi adalah Pemegang Obligasi yang namanya tercatat dalam Daftar Pemegang Rekening pada 4 (empat) Hari Bursa sebelum Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi, kecuali ditentukan lain oleh KSEI sesuai dengan ketentuan KSEI yang berlaku.

c. Apabila lewat tanggal jatuh tempo Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi atau Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi, Perseroan belum menyetorkan sejumlah uang sesuai dengan poin 1.3.12 angka 3 huruf b di atas, maka Perseroan harus membayar Denda atas kelalaian tersebut. Jumlah Denda tersebut dihitung berdasarkan hari yang lewat terhitung sejak Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi atau Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi hingga Jumlah Terhutang tersebut dibayar sepenuhnya. Denda yang dibayar oleh Perseroan merupakan hak Pemegang Obligasi akan dibayar kepada Pemegang Obligasi secara proporsional sesuai dengan besarnya Obligasi yang dimilikinya.

d. Pemegang Obligasi baik sendiri maupun secara bersama-sama yang mewakili paling sedikit lebih dari 20% (dua puluh persen) dari jumlah Obligasi yang belum dilunasi tidak termasuk Obligasi yang dimiliki oleh Perseroan dan/atau Afiliasinya dapat mengajukan permintaan tertulis kepada Wali Amanat agar diselenggarakan RUPO dengan melampirkan asli KTUR. Permintaan tertulis dimaksud harus memuat acara yang diminta, dengan ketentuan sejak diterbitkannya KTUR tersebut, Obligasi yang dimiliki oleh Pemegang Obligasi yang mengajukan permintaan tertulis kepada Wali Amanat akan dibekukan oleh KSEI sejumlah Obligasi yang tercantum dalam KTUR tersebut. Pencabutan pembekuan oleh KSEI tersebut hanya dapat dilakukan setelah mendapat persetujuan secara tertulis dari Wali Amanat.

Setiap Obligasi sebesar Rp1 (satu Rupiah) berhak mengeluarkan 1 (satu) suara dalam RUPO, dengan demikian setiap Pemegang Obligasi dalam RUPO mempunyai hak untuk mengeluarkan suara sejumlah Obligasi yang dimilikinya.

I.1.13. Kelalaian Perseroan

1) Kondisi-kondisi yang dapat menyebabkan Perseroan dinyatakan lalai apabila terjadi salah satu atau lebih dari kejadian-kejadian atau hal-hal tersebut di bawah ini:

a. Perseroan tidak melaksanakan atau tidak menaati ketentuan dalam kewajiban pembayaran Pokok Obligasi pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi dan/atau Bunga Obligasi pada Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi; atau

b. Apabila Perseroan dinyatakan lalai sehubungan dengan suatu perjanjian utang Perseroan, untuk sejumlah nilai melebihi 25% (dua puluh lima persen) dari total kewajiban Perseroan berdasarkan laporan keuangan konsolidasi terakhir, oleh salah satu kreditornya (cross default) yang berupa pinjaman atau kredit, baik yang telah ada maupun yang akan ada dikemudian hari yang berakibat jumlah yang terutang oleh Perseroan sesuai dengan perjanjian utang tersebut seluruhnya menjadi dapat segera ditagih oleh kreditor yang bersangkutan sebelum waktunya untuk membayar kembali (akselerasi pembayaran kembali); atau

c. sebagian besar atau seluruh hak, izin, dan atau persetujuan lainnya dari Pemerintah yang dimiliki Perseroan dibatalkan, atau dinyatakan tidak sah, atau Perseroan tidak mendapat hak, izin, dan atau persetujuan yang disyaratkan oleh ketentuan hukum yang berlaku, yang secara material berakibat negatif terhadap kelangsungan kegiatan usaha Perseroan sehingga mempengaruhi secara material kemampuan Perseroan untuk memenuhi kewajiban- kewajibannya yang ditentukan dalam Perjanjian Perwaliamanatan; atau

d. Perseroan berdasarkan perintah pengadilan yang telah mempunyai kekuatan hukum tetap (in kracht) diharuskan membayar sejumlah dana kepada pihak ketiga yang apabila dibayarkan akan mempengaruhi secara material terhadap kemampuan Perseroan untuk memenuhi kewajiban- kewajibannya yang ditentukan dalam Perjanjian Perwaliamanatan; atau

e. Pengadilan atau instansi pemerintah yang berwenang telah menyita atau mengambil alih dengan cara apapun juga semua atau sebagian besar harta kekayaan Perseroan atau telah mengambil tindakan yang menghalangi Perseroan untuk menjalankan sebagian besar atau seluruh usahanya sehingga mempengaruhi secara material kemampuan Perseroan untuk memenuhi kewajiban kewajibannya dalam Perjanjian Perwaliamanatan; atau

f. Perseroan diberikan penundaan kewajiban pembayaran hutang (moratorium) oleh badan peradilan yang berwenang; atau

g. Perseroan tidak melaksanakan atau tidak menaati ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan (selain huruf a diatas); atau

h. Fakta mengenai jaminan, keadaan, atau status Perseroan serta pengelolaannya tidak sesuai dengan informasi dan keterangan yang diberikan oleh Perseroan;

2) Ketentuan mengenai pernyataan default, yaitu:

Dalam hal terjadi kondisi-kondisi kelalaian sebagaimana dimaksud dalam:

a. Angka 1 huruf a, b, c, d, e dan f diatas dan keadaan atau kejadian tersebut berlangsung terus menerus paling lama 10 (sepuluh) Hari Kerja, setelah diterimanya teguran tertulis dari Wali Amanat sesuai dengan kondisi kelalaian yang dilakukan, tanpa diperbaiki/dihilangkan keadaan tersebut atau tanpa adanya upaya perbaikan untuk menghilangkan keadaan tersebut, yang dapat disetujui dan diterima oleh Wali Amanat; atau

b. angka 1 huruf g dan h diatas dan keadaan atau kejadian tersebut berlangsung terus menerus dalam waktu yang ditentukan oleh Wali Amanat dengan memperhatikan kewajaran yang berlaku umum, sebagaimana tercantum dalam teguran tertulis Wali Amanat, paling lama 180 (seratus delapan puluh) Hari Kalender setelah diterimanya teguran tertulis dari Wali Amanat tanpa diperbaiki/dihilangkan keadaan tersebut atau tanpa adanya upaya perbaikan untuk menghilangkan keadaan tersebut, yang dapat disetujui dan diterima oleh Wali Amanat;

maka Wali Amanat berkewajiban untuk memberitahukan kejadian atau peristiwa itu kepada Pemegang Obligasi dengan cara memuat pengumuman melalui 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang berperedaran nasional.

Wali Amanat atas pertimbangannya sendiri berhak memanggil RUPO menurut tata cara yang ditentukan dalam Perjanjian Perwaliamanatan. Dalam RUPO tersebut, Wali Amanat akan meminta Perseroan untuk memberikan penjelasan sehubungan dengan kelalaiannya tersebut. Apabila RUPO tidak dapat menerima penjelasan dan alasan Perseroan maka akan dilaksanakan RUPO berikutnya untuk membahas langkah-langkah yang harus diambil terhadap Perseroan sehubungan dengan Obligasi.

Jika RUPO berikutnya memutuskan agar Wali Amanat melakukan penagihan kepada Perseroan, maka Obligasi sesuai dengan keputusan RUPO menjadi jatuh tempo dan dapat dituntut pembayarannya dengan segera dan sekaligus.

Wali Amanat dalam waktu yang ditentukan dalam keputusan RUPO itu harus melakukan penagihan kepada Perseroan.

Perseroan berkewajiban melakukan pembayaran dalam waktu yang ditentukan dalam tagihan yang bersangkutan.

3) Apabila:

Perseroan dibubarkan karena sebab apapun atau membubarkan diri melalui keputusan RUPS atau terdapat keputusan pailit yang telah memiliki kekuatan hukum tetap, maka Wali Amanat berhak tanpa memanggil RUPO bertindak mewakili kepentingan Pemegang Obligasi dan mengambil keputusan yang dianggap menguntungkan bagi Pemegang Obligasi dan untuk itu Wali Amanat dibebaskan dari segala tindakan dan tuntutan oleh Pemegang Obligasi. Dalam hal ini Obligasi menjadi jatuh tempo dengan sendirinya.

I.1.14. Pemberitahuan

Semua pemberitahuan dari pihak Perseroan kepada Wali Amanat dan sebaliknya dianggap telah dilakukan dengan sah, dan sebagaimana mestinya apabila disampaikan kepada alamat tersebut di bawah ini, dan diberikan secara tertulis, ditandatangani serta disampaikan dengan pos tercatat atau disampaikan langsung dengan memperoleh tanda terima atau dengan faksimili yang sudah dikonfirmasikan.

Perseroan

PT Medco Energi Internasional Tbk.

Alamat : Gedung The Energy, Xxxxxx 00-00, XXXX Lot. 00 X Jl. Jend. Sudirman Kav. 52-53, Senayan

Jakarta Selatan 12190

Telp. : (000) 0000 0000

Faks. : (000) 0000 0000

Untuk perhatian : Direksi Perseroan

Wali Amanat

PT Bank Mega Tbk.

Alamat : Gedung Menara Bank Mega, Lantai 16

Jl. Kapten Tendean Kav. 12-14A, Jakarta 12790

Telp. : (000) 0000 0000

Faks. : (021) 799 0720

Untuk perhatian : Capital Market Services

I.1.15. Perubahan Perjanjian Perwaliamanatan

Perubahan Perjanjian Perwaliamantan dapat dilakukan dengan ketentuan sebagai berikut:

i. Apabila perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dilakukan sebelum Tanggal Emisi, maka perubahan dan/atau penambahan Perjanjian Perwaliamanatan tersebut harus dibuat dalam suatu perjanjian tertulis yang ditandatangani oleh Wali Amanat dan Perseroan dan setelah perubahan tersebut dilakukan, memberitahukan kepada OJK dengan tidak mengurangi ketentuan peraturan perundang- undangan yang berlaku di Negara Republik Indonesia;

ii. Apabila perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dilakukan pada dan/atau setelah Tanggal Emisi, maka perubahan Perjanjian Perwaliamanatan hanya dapat dilakukan setelah mendapatkan persetujuan dari RUPO dan perubahan dan/atau penambahan tersebut dibuat dalam suatu perjanjian tertulis yang ditandatangani oleh Wali Amanat dan Perseroan, kecuali ditentukan lain dalam peraturan/perundangan yang berlaku, atau apabila dilakukan penyesuaian/perubahan terhadap perjanjian perwaliamanatan berdasarkan peraturan baru yang berkaitan dengan kontrak perwaliamanatan.

I.1.16. Hukum yang berlaku

Seluruh perjanjian-perjanjian yang berhubungan dengan Obligasi ini berada dan tunduk di bawah hukum yang berlaku di Negara Republik Indonesia.

1.3 Hasil Pemeringkatan

idA+

(Single A Plus)

Perseroan dengan tegas menyatakan tidak memiliki hubungan Afiliasi dengan Pefindo, baik langsung maupun tidak langsung sebagaimana didefinisikan dalam ketentuan Pasal 1 ayat (1) UUPM.

Perseroan akan melakukan pemeringkatan setiap 1 (satu) tahun sekali selama kewajiban atas Obligasi Berkelanjutan III Tahap I Tahun 2018 tersebut belum lunas, sebagaimana diatur dalam Peraturan No. IX.C.11.

1.4 Tata Cara RUPO

Untuk penyelenggaraan RUPO, kuorum yang disyaratkan, hak suara dan pengambilan keputusan, berlaku ketentuan-ketentuan di bawah ini, tanpa mengurangi peraturan Pasar Modal dan peraturan perundang-undangan yang berlaku di Negara Republik Indonesia serta peraturan Bursa Efek.

1. RUPO diadakan untuk tujuan antara lain:

a. Mengambil keputusan sehubungan dengan usulan Perseroan atau Pemegang Obligasi bersifat utang mengenai perubahan jangka waktu Obligasi, Pokok Obligasi, suku Bunga Obligasi, perubahan tata cara atau periode pembayaran Bunga Obligasi, dan ketentuan lain dalam Perjanjian Perwaliamanatan;

b. Menyampaikan pemberitahuan kepada Perseroan dan/atau Wali Amanat, memberikan pengarahan kepada Wali Amanat, dan/atau menyetujui suatu kelonggaran waktu atas suatu kelalaian berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan serta akibat-akibatnya, atau untuk mengambil tindakan lain sehubungan dengan kelalaian;

c. Memberhentikan Wali Amanat dan menunjuk pengganti Wali Amanat menurut ketentuan Perjanjian Perwaliamanatan;

d. Mengambil tindakan yang dikuasakan oleh atau atas nama Pemegang Obligasi termasuk dalam penentuan potensi kelalaian yang dapat menyebabkan terjadinya kelalaian sebagaimana dimaksud dalam poin 1.3.14 di atas dan Peraturan No. VI.C.4; dan

e. Wali Amanat bermaksud mengambil tindakan lain yang tidak dikuasakan atau tidak termuat dalam Perjanjian Perwaliamanatan atau berdasarkan peraturan perundang-undangan yang berlaku di Negara Republik Indonesia.

2. RUPO dapat diselenggarakan atas permintaan:

a. Pemegang Obligasi baik sendiri maupun bersama-sama yang mewakili paling sedikit lebih dari 20% (dua puluh persen) dari jumlah Obligasi yang belum dilunasi tidak termasuk Obligasi yang dimiliki oleh Perseroan dan/atau Afiliasinya, mengajukan permintaan tertulis kepada Wali Amanat untuk diselenggarakan RUPO dengan melampirkan asli KTUR. Permintaan tertulis dimaksud harus memuat acara yang diminta, dengan ketentuan sejak diterbitkannya KTUR tersebut, Obligasi yang dimiliki oleh Pemegang Obligasi yang mengajukan permintaan tertulis kepada Wali Amanat akan dibekukan oleh KSEI sejumlah Obligasi yang tercantum dalam KTUR tersebut. Pencabutan pembekuan Obligasi oleh KSEI tersebut hanya dapat dilakukan setelah mendapat persetujuan secara tertulis dari Wali Amanat;

b. Perseroan;

c. Wali Amanat; atau

d. OJK.

3. Permintaan sebagaimana dimaksud dalam butir 2 huruf a, huruf b dan huruf d wajib disampaikan secara tertulis kepada Wali Amanat dan paling lambat 30 (tiga puluh) Hari Kalender setelah tanggal diterimanya surat permintaan tersebut Wali Amanat wajib melakukan panggilan untuk RUPO.

4. Dalam hal Wali Amanat menolak permohonan Pemegang Obligasi atau Perseroan untuk mengadakan RUPO, maka Wali Amanat wajib memberitahukan secara tertulis alasan penolakan tersebut kepada pemohon dengan tembusan kepada OJK, paling lambat 14 (empat belas) Hari Kalender setelah diterimanya surat permohonan.

5. Pengumuman, pemanggilan, dan waktu penyelenggaraan RUPO:

a. Pengumuman RUPO wajib dilakukan melalui 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang berperedaran nasional, dalam jangka waktu paling lambat 14 (empat belas) Hari Kalender sebelum pemanggilan.

b. Pemanggilan RUPO dilakukan paling lambat 14 (empat belas) Hari Kalender sebelum RUPO, melalui paling sedikit 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang berperedaran nasional.

c. Pemanggilan RUPO kedua atau ketiga dilakukan paling lambat tujuh Hari Kalender sebelum RUPO kedua atau ketiga dilakukan dan disertai informasi bahwa RUPO sebelumnya telah diselenggarakan tetapi tidak mencapai kuorum.

d. Pemanggilan harus dengan tegas memuat rencana RUPO dan mengungkapkan informasi antara lain:

- tanggal, tempat, dan waktu penyelenggaraan RUPO;

- agenda RUPO;

- pihak yang mengajukan usulan RUPO;

- Pemegang Obligasi yang berhak hadir dan memiliki hak suara dalam RUPO; dan

- kuorum yang diperlukan untuk penyelenggaraan dan pengambilan keputusan RUPO.

e. RUPO kedua dan ketiga diselenggarakan paling cepat 14 (empat belas) Hari Kalender dan paling lambat 21 (dua puluh satu) Hari Kalender dari RUPO sebelumnya.

6. Tata cara RUPO:

a. Pemegang Obligasi, baik sendiri maupun diwakili berdasarkan surat kuasa berhak menghadiri RUPO dan menggunakan hak suaranya sesuai dengan jumlah Obligasi yang dimilikinya.

b. Pemegang Obligasi yang berhak hadir dalam RUPO adalah Pemegang Obligasi yang namanya tercatat dalam Daftar Pemegang Rekening pada 3 (tiga) Hari Kerja sebelum tanggal penyelenggaraan RUPO yang diterbitkan oleh KSEI.

c. Pemegang Obligasi yang menghadiri RUPO wajib menyerahkan asli KTUR kepada Wali Amanat.

d. Seluruh Obligasi yang disimpan di KSEI dibekukan sehingga Obligasi tersebut tidak dapat dialihkan/dipindahbukukan sejak tiga Hari Kerja sebelum tanggal penyelenggaraan RUPO sampai dengan tanggal berakhirnya RUPO yang dibuktikan dengan adanya pemberitahuan dari Wali Amanat atau setelah memperoleh persetujuan dari Wali Amanat. Transaksi Obligasi yang penyelesaiannya jatuh pada tanggal- tanggal tersebut, ditunda penyelesaiannya sampai 1 (satu) Hari Kerja setelah tanggal pelaksanaan RUPO.

e. Setiap Obligasi sebesar Rp1 (satu Rupiah) berhak mengeluarkan 1 (satu) suara dalam RUPO, dengan demikian setiap Pemegang Obligasi dalam RUPO mempunyai hak untuk mengeluarkan suara sejumlah Obligasi yang dimilikinya.

f. Suara dikeluarkan dengan tertulis dan ditandatangani dengan menyebutkan Nomor KTUR, kecuali Wali Amanat memutuskan lain.

g. Obligasi yang dimiliki oleh Perseroan dan/atau Afiliasinya tidak memiliki hak suara dan tidak diperhitungkan dalam kuorum kehadiran.

h. Sebelum pelaksanaan RUPO:

- Perseroan berkewajiban untuk menyerahkan daftar Pemegang Obligasi dari Afiliasinya kepada Wali Amanat.

- Perseroan berkewajiban untuk membuat surat pernyataan yang menyatakan jumlah Obligasi yang dimiliki oleh Perseroan dan Afiliasinya.

- Pemegang Obligasi atau kuasa Pemegang Obligasi yang hadir dalam RUPO berkewajiban untuk membuat surat pernyataan yang menyatakan mengenai apakah Pemegang Obligasi memiliki atau tidak memiliki hubungan Afiliasi dengan Perseroan.

i. RUPO dapat diselenggarakan di tempat Perseroan atau tempat lain yang disepakati antara Perseroan dan Wali Amanat.

j. RUPO dipimpin oleh Xxxx Xxxxxx.

k. Wali Amanat wajib mempersiapkan acara RUPO termasuk materi RUPO dan menunjuk Notaris untuk membuat berita acara RUPO.

l. Dalam hal penggantian Wali Amanat diminta oleh Perseroan atau Pemegang Obligasi, maka RUPO dipimpin oleh Perseroan atau wakil Pemegang Obligasi yang meminta diadakan RUPO tersebut. Perseroan atau Pemegang Obligasi yang meminta diadakannya RUPO tersebut diwajibkan untuk mempersiapkan acara RUPO dan materi RUPO serta menunjuk Notaris untuk membuat berita acara RUPO.

7. Dengan memperhatikan ketentuan dalam poin 6 huruf g diatas, kuorum dan pengambilan keputusan:

a. Dalam hal RUPO bertujuan untuk memutuskan mengenai perubahan Perjanjian Perwaliamanatan diatur sebagai berikut:

1) Dalam hal RUPO bertujuan untuk memutuskan mengenai perubahan perjanjian Perwaliamanatan sebagaimana dimaksud dalam poin 1 diatur sebagai berikut.

i. dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

ii. dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir (i) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang kedua.

iii. RUPO kedua dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

iv. dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir (iii) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang ketiga.

v. RUPO ketiga dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

2) Apabila RUPO dimintakan oleh Pemegang Obligasi atau Wali Amanat maka wajib diselenggarakan dengan ketentuan sebagai berikut:

i. dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 2/3 (dua per tiga) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

ii. dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir (i) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang kedua.

iii. RUPO kedua dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 2/3 (dua per tiga) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

iv. dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir (iii) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang ketiga.

v. RUPO ketiga dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 2/3 (dua per tiga) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO

3) Apabila RUPO dimintakan oleh OJK maka wajib diselenggarakan dengan ketentuan sebagai berikut:

i. dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasidan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

ii. dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir (i) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang kedua.

iii. RUPO kedua dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

iv. dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir (iii) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang ketiga.

v. RUPO ketiga dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 1/2 (satu per dua) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

b. RUPO yang diadakan untuk tujuan selain perubahan Perjanjian Perwaliamanatan, dapat diselenggarakan dengan ketentuan sebagai berikut:

1) dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 3/4 (tiga perempat) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

2) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam angka (1) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang kedua.

3) RUPO kedua dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat apabila disetujui paling sedikit 3/4 (tiga per empat) bagian dari jumlah Obligasi yang hadir dalam RUPO.

4) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam angka (3) di atas tidak tercapai, maka wajib diadakan RUPO yang ketiga.

5) RUPO ketiga dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau diwakili paling sedikit 3/4 (tiga per empat) dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat berdasarkan keputusan suara terbanyak.

8. Biaya-biaya penyelenggaraan RUPO menjadi beban Perseroan dan wajib dibayarkan kepada Wali Amanat paling lambat 7 (tujuh) Hari Kerja setelah permintaan biaya tersebut diterima Perseroan dari Wali Amanat, yang ditetapkan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.

9. Penyelenggaraan RUPO wajib dibuatkan berita acara secara notariil.

10. Keputusan RUPO mengikat bagi semua Pemegang Obligasi, Perseroan dan Wali Amanat, karenanya Perseroan, Wali Amanat, dan Pemegang Obligasi wajib memenuhi keputusan-keputusan yang diambil dalam RUPO. Keputusan RUPO mengenai perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau perjanjian-perjanjian lain

sehubungan dengan Obligasi, baru berlaku efektif sejak tanggal ditandatanganinya perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau perjanjian-perjanjian lainnya sehubungan dengan Obligasi.

11. Wali Amanat wajib mengumumkan hasil RUPO dalam 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang berperedaran nasional, biaya-biaya yang dikeluarkan untuk pengumuman hasil RUPO tersebut wajib ditanggung oleh Perseroan.

12. Apabila RUPO yang diselenggarakan memutuskan untuk mengadakan perubahan atas Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau perjanjian lainnya antara lain sehubungan dengan perubahan nilai Pokok Obligasi, perubahan tingkat Bunga Obligasi, perubahan tata cara pembayaran Bunga Obligasi, dan perubahan jangka waktu Obligasi dan Perseroan menolak untuk menandatangani perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau perjanjian lainnya sehubungan dengan hal tersebut maka dalam waktu selambat-lambatnya 30 (tiga puluh) Hari Kalender sejak keputusan RUPO atau tanggal lain yang diputuskan RUPO (jika RUPO memutuskan suatu tanggal tertentu untuk penandatangan perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau perjanjian lainnya tersebut) maka Wali Amanat berhak langsung untuk melakukan penagihan Jumlah Terhutang kepada Perseroan tanpa terlebih dahulu menyelenggarakan RUPO.

13. Peraturan-peraturan lebih lanjut mengenai penyelenggaraan serta tata cara dalam RUPO dapat dibuat dan bila perlu kemudian disempurnakan atau diubah oleh Perseroan dan Wali Amanat dengan mengindahkan peraturan perundang-undangan yang berlaku di Negara Republik Indonesia serta peraturan Bursa Efek.

14. Apabila ketentuan-ketentuan mengenai RUPO ditentukan lain oleh peraturan perundang-undangan di bidang pasar modal, maka peraturan perundang-undangan di pasar modal tersebut yang berlaku.

1.5 Keterangan tentang Wali Amanat

Dalam rangka Penawaran Umum Obligasi ini, Perseroan dan PT Bank Mega Tbk. selaku Wali Amanat telah menandatangani Perjanjian Perwaliamanatan.

Alamat Wali Amanat adalah sebagai berikut:

PT Bank Mega Tbk. Capital Market Services

Menara Bank Mega, Lantai 16 Jl. Kapten Tendean Kav. 12-14A Jakarta 12790

Keterangan lebih lengkap mengenai Wali Amanat dapat dilihat pada Bab XIII dalam Prospektus ini.

II. PENGGUNAAN DANA YANG DIPEROLEH DARI HASIL PENAWARAN UMUM

Adapun rincian mengenai kedua fasilitas tersebut adalah sebagai berikut:

Rincian	BNI	Mandiri PTK VIII
Sifat hubungan afiliasi	Tidak ada	Tidak ada
Nilai pinjaman saat ini	USD85 juta	USD84 juta
Jatuh tempo	27 September 2020 (dengan cicilan setiap semester)	23 Desember 2020 (dengan cicilan setiap kuartal)
Penggunaan pinjaman	Pembayaran utang	akusisi
Riwayat utang	Lancar	Lancar
Prosedur dan persyaratan pelunasan atau pembayaran	Pembayaran sesuai cicilan 2018	Pembayaran sesuai cicilan 2018
Saldo utang (setelah dibayar sebagian)	USD75 juta	USD57,7 juta

Dalam hal Perseroan akan melaksanakan transaksi dengan menggunakan dana hasil Penawaran Umum Obligasi yang merupakan transaksi afiliasi dan benturan kepentingan transaksi tertentu dan/atau transaksi material, Perseroan akan memenuhi ketentuan sebagaimana diatur dalam Peraturan No. IX.E.1 dan Peraturan No. IX.E.2.

Pelaksanaan penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi ini akan mengikuti ketentuan pasar modal yang berlaku di Indonesia.

Apabila Perseroan bermaksud untuk melakukan perubahan penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi ini sebagaimana dimaksud di atas, maka Perseroan wajib melaporkan terlebih dahulu rencana dan alasan perubahan penggunaan dana dimaksud kepada OJK paling lambat 14 (empat belas) hari sebelum RUPO dan memperoleh persetujuan RUPO sesuai dengan POJK No. 30/2015. Perubahan penggunaan dana hasil Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi ini wajib memperoleh persetujuan Wali Amanat setelah terlebih dahulu disetujui oleh RUPO sesuai dengan Peraturan No. VI.C.4.

Sampai dengan dana hasil Penawaran Umum Obligasi digunakan seluruhnya, Perseroan akan melaporkan realisasi penggunaan dana secara berkala setiap 6 (enam) bulan dengan tanggal laporan 30 Juni dan 31 Desember kepada Wali Amanat dengan tembusan kepada OJK sesuai dengan POJK No. 30/2015. Realisasi penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi tersebut wajib pula dipertanggungjawabkan pada RUPS Tahunan dan/atau disampaikan kepada Wali Amanat sampai dengan seluruh dana hasil Penawaran Umum Obligasi ini telah direalisasikan.

Dalam hal terdapat dana hasil Penawaran Umum Obligasi yang belum direalisasikan, Perseroan akan menempatkan dana tersebut dalam instrumen keuangan yang aman dan likuid seperti tabungan atau deposito berjangka atas nama Perseroan.

Sesuai dengan POJK No. 30/2015, Perseroan melaporkan realisasi penggunaan dana yang dihimpun melalui penawaran umum kepada OJK secara berkala, di mana laporan terakhir yang disampaikan kepada OJK yaitu Surat No. 055/MGT/MEDC/I/2018 tanggal 15 Januari 2018 tentang Laporan Realisasi Penggunaan Dana Hasil Penawaran Umum Berkelanjutan PT Medco Energi Internasional Tbk.

Sesuai dengan Xxxaturan OJK No. 9/2017, total perkiraan biaya yang dikeluarkan oleh Perseroan adalah sekitar 1,218% (satu koma dua satu delapan persen) dari nilai Emisi Obligasi yang meliputi:

• Biaya jasa untuk Penjamin Emisi Efek sekitar 0,350%, yang terdiri dari biaya jasa penyelenggaraan (management fee) sekitar 0,300%; biaya penjaminan (underwriting fee) sekitar 0,025% dan biaya jasa penjualan (selling fee) sekitar 0,025%;

• Biaya jasa Profesi Penunjang Pasar Modal sekitar 0,503%, yang terdiri dari biaya jasa Konsultan Hukum sekitar 0,067%, Akuntan Publik sekitar 0,418%, dan biaya jasa Notaris sekitar 0,018%%;

• Biaya Lembaga Penunjang Pasar Modal sekitar 0,092%, yang terdiri dari biaya jasa Wali Amanat sekitar 0,015% dan biaya jasa Pemeringkat Efek sekitar 0,077%;

• Biaya lain-lain sekitar 0,273%, termasuk biaya BEI, KSEI, biaya penerjemah, biaya percetakan Prospektus dan formulir dan biaya-biaya yang berhubungan dengan hal-hal tersebut.

III. PERNYATAAN UTANG

Angka-angka ikhtisar data keuangan penting di bawah ini bersumber dari laporan keuangan konsolidasian interim Perseroan pada tanggal 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang tercantum dalam Prospektus ini, telah diaudit oleh KAP Xxxxxxxxxx, Sungkoro dan Surja (anggota dari Ernst & Young Global Limited), akuntan publik independen, berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh Ikatan Akuntan Publik Indonesia (IAPI), dengan pendapat wajar tanpa modifikasian, yang laporannya tertanggal 20 Februari 2018. Laporan Akuntan Publik tersebut ditandatangani oleh Xxxxxxx.

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan mempunyai liabilitas konsolidasian yang seluruhnya berjumlah USD2.935,7 juta, yang terdiri dari liabilitas jangka pendek konsolidasian sebesar USD971,3 juta dan liabilitas jangka panjang konsolidasian sebesar USD1.964,5 juta dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
LIABILITAS JANGKA PENDEK
Utang usaha – Pihak ketiga	132.035.055
Utang lain-lain – Pihak ketiga	110.460.767
Utang pajak	32.881.522
Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual	195.405.337
Biaya akrual dan provisi lain-lain	79.054.632
Liabilitas imbalan kerja jangka pendek	2.502.225
Liabilitas derivatif	57.487.355
Pinjaman jangka panjang yang jatuh tempo dalam satu tahun
- Pinjaman bank	133.447.885
- Obligasi Rupiah	166.477.269
Uang muka dari pelanggan-Pihak ketiga	61.499.851
Jumlah Liabilitas Jangka Pendek	971.251.898
LIABILITAS JANGKA PANJANG
Pinjaman jangka panjang – setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun
- Pinjaman bank	877.984.411
- Pinjaman dari instansi keuangan non-bank	5.188.260
- Obligasi Rupiah	349.947.851
- Obligasi Dolar AS	384.045.221
- Wesel jangka menengah	127.748.262
Utang lain-lain	16.636.599
Liabilitas pajak tangguhan	90.758.227
Liabilitas imbalan kerja jangka panjang	39.287.434
Liabilitas derivatif	12.313.893
Liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain	60.587.678
Jumlah Liabilitas Jangka Panjang	1.964.497.836
Jumlah Liabilitas	2.935.749.734

Penjelasan lebih lanjut mengenai masing-masing liabilitas tersebut adalah sebagai berikut:

Utang Usaha

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki utang usaha sebesar USD132,0 juta, dengan rincian sebagai berikut:

a. Berdasarkan Pemasok

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Pemasok dalam negeri
SKK Migas	48.275.944
PT JGC Indonesia - PT Encona Inti Industri Consortium	11.218.446
Medco South Natuna Sea Pte	10.171.314
PT Lins Petrotama Energi	1.647.653
PT Trakindo Utama	156.795
Lain-lain	28.792.395
Sub-jumlah	100.262.547
Pemasok luar negeri
Utang Operasi Bersama	15.295.314
Petroleum Development Oman LLC	5.883.730
Pioneer Natural Resources Anaguid Ltd	3.366.087
MB Petroleum Services LLC	604.982
Well Maintenance Services	478.515
Halliburton Worldwide Ltd	439.363
Teletec Catering	300.289
Lain-lain	5.404.228
Sub-jumlah	31.772.508
Jumlah	132.035.055

b. Berdasarkan Umur

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Sampai dengan 1 bulan	58.099.081
1-3 bulan	27.280.422
3-6 bulan	24.337.122
6 bulan – 1 tahun	10.901.522
Lebih dari 1 tahun	11.416.908
Jumlah	132.035.055

c. Berdasarkan Mata Uang

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Dolar Amerika Serikat	123.798.608
Rupiah	8.227.419
Lain-lain	9.028
Jumlah	132.035.055

Utang usaha baik dari pemasok dalam negeri maupun luar negeri tidak dijamin dan secara umum mempunyai masa kredit sampai dengan satu bulan.

Utang Lain-lain

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki utang lain-lain sebesar USD127,1 juta, dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Utang kepada Operasi Bersama	56.171.760
Kewajiban pajak atas First Tranche Petroleum	26.921.553
Tomori E&P Limited	10.368.244
Utang overlifting	8.575.925
Utang kepada Japex Block A Pte Ltd	5.000.000
BP West Java Ltd	4.536.217
Utang kepada Lundin Sea Holding B.V.	2.166.242
PT Pertamina Hulu Energi	2.150.455
Asuransi	1.991.333
Karyawan	1.669.233
Cityview Energy Corp Ltd	1.008.979
Lain-lain (masing-masing di bawah USD1 juta)	6.537.425
Jumlah	127.097.366
Bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun	(110.460.767)
Bagian jangka panjang	16.636.599

Utang kepada Operasi Bersama merupakan utang atas aktivitas eksplorasi dan produksi yang berkaitan dengan kontrak kerjasama dimana Perseroan bukan merupakan operator.

Utang overlifting merupakan utang kepada SKK Migas, Tomori E&P Limited dan PT Pertamina Hulu Energi dari operasi minyak dan gas bumi.

Utang kepada BP West Java Ltd merupakan jumlah yang akan dibayar oleh PT Medco E & P Tomori Sulawesi, entitas anak, pada saat produksi Blok Senoro-Toili telah mencapai volume tertentu sebagaimana ditetapkan dalam perjanjian.

Kewajiban pajak atas First Tranche Petroleum (FTP) merupakan bagian kurang bayar pajak penghasilan badan dan pajak dividen untuk FTP entitas anak untuk tahun pajak 2008 sampai 2016. Entitas anak akan membayar pajak tersebut jika terdapat equity to be split dari penjualan minyak dan gas bumi. Pada tanggal 30 September 2017, kewajiban pajak atas FTP disajikan sebagai utang pajak karena sudah terdapat equity to be split.

Utang lain-lain tidak dikenakan bunga dan tidak memiliki jangka waktu pembayaran yang tetap.

Utang Pajak

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki utang pajak sebesar USD32,9 juta, dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Perusahaan
Pajak penghasilan
Pasal 4 (2)	606.754
Pasal 15	22.762
Pasal 21	371.500
Pasal 23	206.612
Pasal 26	1.514
Sub-jumlah	1.209.142
Entitas Anak
Pajak penghasilan (PPh) badan	25.957.521
Pajak penghasilan:
Pasal 4 (2)	426.466

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Pasal 15	26.375
Pasal 21	990.282
Pasal 23	341.909
Pasal 26	1.631
Pajak Pertambahan Nilai (PPN)	3.928.196
Sub-jumlah	31.672.380
Jumlah	32.881.522

Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual sebesar USD195,4 juta, dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Utang usaha
- Pihak berelasi	9.733
- Pihak ketiga	7.455.824
Utang lain-lain	6.913.878
Utang pajak	2.153.475
Biaya akrual	18.303.662
Pinjaman bank	144.726.409
Pinjaman institusi keuangan non-bank	3.007.293
Liabilitas pajak tangguhan	5.751.902
Liabilitas imbalan kerja	2.373.222
Liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain	1.235.859
Uang muka dari pelanggan
- Pihak berelasi	376.288
- Pihak ketiga	3.097.792
Jumlah	195.405.337

Pada tanggal 16 Oktober 2013, Grup mencatat investasinya pada PT Medco Downstream Indonesia (MDI), PT Medco LPG Kaji (MLK), PT Medco Methanol Bunyu (MMB), PT Medco Ethanol Lampung (MEL) dan PT Medco Services Indonesia (MSI) sebagai bagian dari operasi yang dihentikan, sejalan dengan tujuan dari Grup agar lebih fokus mengembangkan unit usaha dengan lini bisnis minyak dan gas bumi. Proses penjualan saat ini masih dalam tahap mencari pembeli potensial yang baru dan menawarkan harga jual yang lebih relevan.

Pada tanggal 22 Desember 2016, manajemen menyetujui rencana untuk melepas kepemilikannya pada beberapa entitas anak, yaitu PT Medco Gas Indonesia dan entitas anak (MEGI Grup), PT Exspan Petrogas Intranusa (EPI), PT Medco Energi Mining Internasional dan entitas anak (MEMI Grup), PT Medco Xxxxxx Xxxxxxxx dan entitas anak (MSB Grup) dan PT Medco LNG Indonesia (MLI). Rencana transaksi sedang dalam proses negosiasi dengan pembeli yang diusulkan dan kemungkinan besar akan selesai paling lambat akhir tahun 2017.

Pada tanggal 15 Maret 2017, manajemen lebih lanjut menyetujui rencana untuk melepas kepemilikannya PT Api Metra Graha (AMG). Rencana transaksi sedang dalam proses negosiasi dengan pembeli yang diusulkan dan kemungkinan besar akan selesai paling lambat akhir kuartal pertama tahun 2018.

Pada pertengahan tahun 2017, Perusahaan mengubah rencana penjualan PT Medco Gas Indonesia (MEGI) dengan rencana pembelian kepemilikan pada PT Mitra Energi Gas Sumatera (MEGS), entitas anak MGI mengingat sifat usaha MEGS terkait dengan operasi usaha utama Grup. Sehubungan perubahan rencana tersebut, aset dan liabilitias MEGS diklasfiikasikan kembali pada klasifikasi semula dan hasil usaha diklasifikasikan kembali dari operasi yang dihentikan menjadi operasi yang dilanjutkan. Pada tanggal 14 September 2017, Perusahaan melakukan pembelian 100% saham MEGS dari MGI.

Pada tanggal 30 September 2017, manajemen menghentikan pengklasifikasian PT Medco LNG Indonesia (“MLI”), sebagai aset yang dimiliki untuk dijual karena kriteria dalam PSAK No. 58, “Aset Tidak Lancar yang Dimiliki untuk

Dijual dan Operasi yang Dihentikan” tidak lagi terpenuhi. Hal tersebut dikarenakan, pembeli potensial yang sebelumnya diharapkan, tidak memberikan kepastian akan terlaksananya transaksi tersebut. Selain itu, MLI diwajibkan untuk mempertahankan kepemilikan mereka di PT Donggi Senoro LNG (“DSLNG”) dan mempertahankan jaminan sampai penyelesaian proyek di DSLNG sehubungan dengan diperolehnya persetujuan dari para pemberi pinjaman atas perpanjangan waktu penyelesaian proyek PT DSLNG, entitas yang sahamnya dimiliki 11,11% oleh MLI, dari tanggal 28 Agustus 2017 menjadi tanggal 28 Agustus 2020.

Manajemen memutuskan untuk melakukan perpanjangan periode untuk menyelesaikan penjualan atas aset yang tersedia untuk dijual karena selama periode satu tahun awal timbul keadaan yang sebelumnya tidak dipertimbangkan yang menyebabkan aset tidak lancar yang sebelumnya diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual belum terjual sampai dengan akhir 2017. Grup telah mengambil tindakan yang diperlukan untuk merespon keadaan tersebut dengan cara menawarkan aset tersebut secara aktif kepada beberapa pembeli potensial pada tingkat harga yang wajar.

Pada tanggal 1 September 2016, Perseroan menandatangani Share Sale and Purchase Agreement (SPA) dengan HyOil (Bawean) Pte Ltd, untuk melepaskan 100% kepemilikan atas entitas anak, Camar Bawean Petroleum Limited dan Camar Resources Canada Inc (secara kolektif disebut “Bawean”). Bawean memiliki 100% hak partisipasi di blok produksi Bawean Blok. Transaksi ini telah memperoleh persetujuan dari Pemerintah Indonesia pada tanggal 20 Juni 2017. Transaksi ini telah selesai pada tanggal 25 September 2017.

Biaya Akrual dan Provisi Lain-lain

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki biaya akrual dan provisi lain-lain sebesar USD79,1 juta, dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Kontrak jasa	54.365.547
Bunga	10.783.653
Jasa profesional	9.011.966
Operasi Bersama	1.497.167
Sewa	1.212.204
Tenaga kerja	528.513
Beban operasional lainnya	1.655.582
Jumlah	79.054.632

Liabilitas Imbalan Kerja

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan memiliki liabilitas imbalan kerja jangka pendek sebesar USD2,5 juta dan liabilitas imbalan kerja jangka panjang sebesar USD39,3 juta. Perseroan mengadakan program pensiun iuran pasti untuk semua karyawan tetap lokalnya dan program pensiun imbalan pasti untuk karyawan yang bekerja di bidang minyak dan gas bumi sesuai dengan peraturan yang berlaku di samping mengakui liabilitas imbalan pasca- kerja untuk pegawai yang bukan anggota program pensiun imbalan pasti dan personil manajemen kunci sesuai Undang-Undang No. 13 Tahun 2003 tentang Ketenagakerjaan dan kebijakan Perseroan yang berlaku.

Liabilitas pensiun imbalan pasti dihitung dengan menggunakan asumsi sebagai berikut:

	30 September
	2017
Tingkat diskonto	6,5% - 7,1%
Tingkat pengembalian yang diharapkan dari aset:
- Portfolio Rupiah	0% - 7,1%
Tingkat proyeksi kenaikan gaji	5% - 9,5%
Tingkat mortalitas	TMI 2011 dan GAM 71
Tingkat morbiditas (tingkat disabilitas)	0,75% - 10% tingkat mortalitas
Tingkat pengunduran diri	1% - 2% terutama sesuai tingkat usia
Proporsi pengambilan pensiun normal	100%

Analisa sensitivitas kuantitatif untuk asumsi-asumsi yang signifikan pada tanggal 30 September 2017 adalah sebagai berikut:

Tingkat diskonto			Kenaikan gaji di masa depan
Persentase	Pengaruh nilai kini atas kewajiban imbalan kerja		Persentase	Pengaruh nilai kini atas kewajiban imbalan kerja
Kenaikan	1%	(8.186.583)	1%	12.167.069
Penurunan	-1%	12.212.456	-1%	(8.301.717)

Liabilitas atas Undang-Undang No. 13 Tahun 2003 dan imbalan pasca-kerja lainnya dihitung dengan menggunakan asumsi sebagai berikut:

	30 September
	2017
Tingkat diskonto	1,6% - 7,0%
Tingkat proyeksi kenaikan gaji	5% - 10%
Tingkat mortalitas	TMI 2011
Tingkat morbiditas (tingkat disabilitas)	10% tingkat mortalitas
Tingkat pengunduran diri	0% - 1% terutama sesuai tingkat usia
Proporsi pengambilan pensiun normal	100%

Analisa sensitivitas kuantitatif untuk asumsi-asumsi yang signifikan pada tanggal 30 September 2017 adalah sebagai berikut:

Tingkat diskonto			Kenaikan gaji di masa depan
Persentase	Pengaruh nilai kini atas kewajiban imbalan kerja		Persentase	Pengaruh nilai kini atas kewajiban imbalan kerja
Kenaikan	1%	(328.329)	1%	376.611
Penurunan	-1%	381.440	-1%	(329.463)

Liabilitas Derivatif

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki liabilitas derivatif sebesar USD69,8 juta, dengan rincian sebagai berikut:

		(dalam USD)
	Jenis	30 September
		2017
Perseroan
PT DBS Bank Indonesia	Perjanjian swap atas mata uang silang	38.412.327
Standard Chartered Bank	Perjanjian swap atas mata uang silang	11.532.440
Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd	Perjanjian swap atas mata uang silang	5.746.021
PT Bank Permata Tbk	Perjanjian swap atas mata uang silang	11.374.358
PT Bank Mandiri (Persero) Tbk	Perjanjian swap atas mata uang silang	1.602.680
PT Bank CIMB Niaga Tbk	Perjanjian swap atas mata uang silang	51.134
PT Bank Maybank Tbk	Perjanjian swap atas mata uang silang	168.816
DBS Bank Ltd	Perjanjian swap komoditas	919
PT Medco E & P Malaka (MEPM)
Australia and New Zealand Banking Group Limited	Perjanjian swap atas tingkat suku bunga	311.241
ING Bank N.V	Perjanjian swap atas tingkat suku bunga	327.783
Societe Generale	Perjanjian swap atas tingkat suku bunga	273.529
Jumlah		69.801.248
Dikurangi yang jatuh tempo dalam satu tahun		57.487.355
Bagian jangka panjang		12.313.893

Perseroan melakukan transaksi swap atas mata uang silang dan swap atas tingkat suku bunga sebagai instrumen lindung nilai untuk mengelola risiko atas tingkat bunga dan mata uang asing. Seluruh kontrak yang dilakukan Perseroan mempunyai kewajiban yang mendasari.

Pinjaman Bank

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki pinjaman bank jangka panjang sebesar USD1.011,4 juta dengan rincian sebagai berikut:

				(dalam USD)
	Jumlah	Jangka Pendek	Jatuh Tempo dalam Satu Tahun	Jangka Panjang
Dolar AS / USD
Pihak ketiga
PT Bank Mandiri (Persero) Tbk	563.750.000	-	77.000.000	486.750.000
PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk	137.500.000	-	10.000.000	127.500.000
Pinjaman Sindikasi dari:
Standard Chartered Bank
PT Bank ANZ Indonesia
PT Bank DBS Indonesia
PT Bank Mandiri (Persero) Tbk
Sumitomo Mitsui Banking Corporation	158.875.000	-	48.600.000	110.275.000
Pinjaman Sindikasi dari:
Australia and New Zealand Banking Group Limited
ING Bank N.V., Cabang Singapura
Societe Generale, Cabang Singapura	172.335.000	-	-	172.335.000
Jumlah	1.032.460.000	-	135.600.000	896.860.000
Dikurangi diskonto yang belum diamortisasi	21.027.704		2.152.115	18.875.589
Neto	1.011.432.296	-	133.447.885	877.984.411

Informasi mengenai tanggal efektif pinjaman dan jadwal pelunasan pinjaman bank adalah sebagai berikut:

Kreditur	Tanggal efektif pinjaman	Jadwal pelunasan	Jaminan
Perseroan
PT Bank Mandiri (Persero) Tbk
- Fasilitas Kredit Transaksi Khusus VI	Agustus 2015	Agustus 2020	Fasilitas ini tidak dijamin dengan agunan khusus Perseroan
- Fasilitas Kredit Transaksi Khusus VIII	September 2017	Angsuran per kuartal sampai dengan Desember 2020	Fasilitas ini dijamin dengan gadai atas saham PT Saratoga Power dan atas rekening
PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk
- Fasilitas Kredit Term Loan	Januari 2015	Januari 2020	Fasilitas ini tidak dijamin dengan agunan khusus Perseroan
- Term Loan Facility PT Indonesia Infrastructure Finance PT Bank DBS Indonesia	September 2015 April 2017 Desember 2017	Angsuran per kuartal sampai dengan September 2020 April 2020 Desember 2021	Fasilitas ini tidak dijamin dengan agunan khusus Perseroan Fasilitas ini tidak dijaminkan dengan aset Perseroan Fasilitas ini tidak dijaminkan dengan aset Perseroan
PT Medco E & P Tomori Sulawesi
PT Bank ANZ Indonesia
PT Bank DBS Indonesia

Kreditur	Tanggal efektif pinjaman	Jadwal pelunasan	Jaminan
PT Bank Mandiri
(Persero) Tbk
Standard Chartered Bank
Sumitomo Mitsui Banking
Corporation
- Fasilitas term loan	November 2015	Juni 2021	Dijamin dengan gadai
dengan jaminan			atas debt service account,
			rekening operasional dan
			fidusia atas hak tagih
PT Medco E&P Malaka
Australia and new Zealand Banking Group Limited ING Bank N.V., Cabang Singapura PT Bank ANZ Indonesia Societe Generale, Cabang Singapura - Fasilitas term loan dengan jaminan	Juli 2017	Juni 2024	Jaminan atas project account, fidusia atas aset bergerak dan fidusia atas hak tagih

Tingkat bunga per tahun yang dibayarkan untuk fasilitas-fasilitas tersebut di atas berkisar antara 4,83% - 5,80% untuk Dolar Amerika Serikat.

Fasilitas pinjaman diatas digunakan untuk pembiayaan kembali dan belanja modal.

Berdasarkan perjanjian atas pinjaman-pinjaman di atas, Perseroan harus mematuhi batasan terkait pembayaran dividen kepada pemegang saham Perseroan dari laba bersih konsolidasi tahun sebelumnya yang menyebabkan dividend payout ratio tidak boleh lebih dari 50% (lima puluh persen).

Rasio keuangan yang dipersyaratkan dalam perjanjian pinjaman adalah sebagai berikut:

Rasio Keuangan yang Dipersyaratkan	Tingkat Pemenuhan
Rasio lancar (current ratio)	Minimal 1.25
Rasio liabilitas terhadap ekuitas (debt to equity)	Maksimal 3.00
Rasio EBITDA terhadap beban keuangan	Minimal 1.00

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan telah memenuhi semua rasio keuangan yang dipersyaratkan dalam perjanjian pinjaman. Serta, tidak ada keadaan lalai atas pembayaran pokok dan/atau bunga pinjaman setelah tanggal laporan keuangan terakhir sampai dengan tanggal registrasi atas dokumen penawaran sehubungan dengan Penawaran Umum Berkelanjutan III.

Pinjaman Lainnya

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak memiliki pinjaman lain jangka panjang dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Wesel Jangka Menengah
Jatuh tempo pada tahun 2018	74.117.996
Jatuh tempo pada tahun 2019	55.000.000
Jumlah	129.117.996
Dikurangi diskonto yang belum diamortisasi	(1.369.734)
Bagian jangka panjang - neto	127.748.262
Obligasi Rupiah
Jatuh tempo pada tahun 2017	37.058.998

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Jatuh tempo pada tahun 2018	129.595.316
Jatuh tempo pada tahun 2019	83.160.391
Jatuh tempo pada tahun 2020	48.139.638
Jatuh tempo pada tahun 2021	151.497.184
Jatuh tempo pada tahun 2022	67.150.904
Jatuh tempo pada tahun 2023	1.704.714
Jatuh tempo pada tahun 2024	518.826
Jumlah	518.825.971
Dikurangi diskonto yang belum diamortisasi	(2.400.851)
Neto	516.425.120
Dikurangi bagian jangka pendek	(166.477.269)
Bagian jangka panjang	349.947.851
Obligasi Dolar AS
Jatuh tempo pada tahun 2022	400.000.000
Dikurangi diskonto yang belum diamortisasi	(15.954.779)
Bagian jangka panjang - neto	384.045.221
Pinjaman dari instansi keuangan non-bank
Jatuh tempo pada tahun 2020	5.188.260
Dikurangi diskonto yang belum diamortisasi	-
Bagian jangka panjang - neto	5.188.260

Informasi lain mengenai utang jangka panjang lainnya adalah sebagai berikut:

Nama surat utang	Pokok	Peringkat	Terdaftar	Jatuh Tempo	Kupon
Perseroan
Obligasi	Tahap kedua sejumlah	PT Pemeringkat	Bursa Efek	Maret 2018	8,85%
Berkelanjutan	Rp1.500.000.000.000	Efek Indonesia	Indonesia		terutang
Rupiah I Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
II	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD153.846.154
Xxxxx Xxxxxx	Rp1.000.000.000.000	Non-rated	-	Oktober 2018	11,2%
Menengah IV	dilanjutkan dengan				terutang
	transaksi swap menjadi				setiap
	USD81.833.061				kuartal
Xxxxx Xxxxxx	USD55.000.000	PT Pemeringkat	-	November 2019	5,2%
Menengah V		Efek Indonesia			terutang
		(PEFINDO) A+			setiap
		(2017)			kuartal
Obligasi	Seri A	PT Pemeringkat	Bursa Efek	Juli 2019	10,8%
Berkelanjutan	Rp327.000.000.000	Efek Indonesia	Indonesia		terutang
Rupiah II Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
I	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD24.866.920
	Seri B			Juli 2021	11,3%
	Rp923.000.000.000				terutang
	dilanjutkan dengan				setiap
	transaksi swap menjadi				kuartal
	USD70.190.114
Obligasi	Seri A	PT Pemeringkat	Bursa Efek	September	10,8%
Berkelanjutkan	Rp549.000.000.000	Efek Indonesia	Indonesia	2019	terutang
Rupiah II Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
II	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD42.475.822

Nama surat utang	Pokok	Peringkat	Terdaftar	Jatuh Tempo	Kupon
	Seri B			September	11,3%
	Rp701.000.000.000			2021	terutang
	dilanjutkan dengan				setiap
	transaksi swap menjadi				kuartal
	USD54.235.977
Obligasi	Seri A	PT Pemeringkat	Bursa Efek	Desember 2019	10,8%
Berkelanjutan	Rp246.000.000.000	Efek Indonesia	Indonesia		terutang
Rupiah II Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
III	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD18.512.944
	Seri B			Desember 2021	11,3%
	Rp5.000.000.000				terutang
					setiap
					kuartal
	Seri C			Desember 2023	11,8%
	Rp23.000.000.000				terutang
					setiap
					kuartal
Obligasi	Seri A	PT Pemeringkat	Bursa Efek	Maret 2020	10,8%
Berkelanjutan	Rp380.000.000.000	Efek Indonesia	Indonesia		terutang
Rupiah II Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
IV	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD28.539.241
	Seri B			Maret 2022	11,3%
	Rp1.000.000.000				terutang
					setiap
					kuartal
	Seri C			Maret 2024	11,8%
	Rp7.000.000.000				terutang
					setiap
					kuartal
Obligasi	Seri A	PT Pemeringkat	Bursa Efek	Juni 2018	8,75%
Berkelanjutan	Rp248.500.000.000	Efek Indonesia	Indonesia		terutang
Rupiah II Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
V	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD 18.698.269
	Seri B			Juni 2020	10,80%
	Rp269.500.000.000				terutang
	dilanjutkan dengan				setiap
	transaksi swap menjadi				kuartal
	USD20.278.405
	Seri C			Juni 2022	11,30%
	Rp753.500.000.000				terutang
	dilanjutkan dengan				setiap
	transaksi swap menjadi				kuartal
	USD56.696.764

Nama surat utang	Pokok	Peringkat	Terdaftar	Jatuh Tempo	Kupon
Obligasi	Seri A	PT Pemeringkat	Bursa Efek	Maret 2021	10,30%
Berkelanjutan	Rp415.000.000.000	Efek Indonesia	Indonesia		terutang
Rupiah II Tahap	dilanjutkan dengan	(PEFINDO) A+			setiap
VI	transaksi swap menjadi	(2017)			kuartal
	USD31.109.445
	Seri B			September	10,80%
	Rp151.500.000.000			2022	terutang
	dilanjutkan dengan				setiap
	transaksi swap menjadi				kuartal
	USD11.356.822
Medco Strait Services Pte Ltd
Obligasi Dolar	USD400.000.000	Moody’s	Singapore	Agustus 2022	8,5%
AS		Investor	Exchange		terutang
		Service : B2	Trading		setiap
		(2017)	Limited		setengah
		Fitch Ratings : B			tahun
		(2017)
		Standard &
		Poor’s Rating
		Services : B
		(2017)
Medco Platinum Road Pte Ltd
Obligasi Dolar	USD500.000.000	Moody’s	Singapore	Januari 2025	6,75%
AS		Investor	Exchange		terutang
		Service : B2	Trading		setiap
		(2017)	Limited		setengah
		Fitch Ratings : B			tahun
		(2017)
		Standard &
		Poor’s Rating
		Services : B
		(2017)

Seluruh surat utang tersebut di atas tidak dijamin dengan agunan khusus.

Rasio keuangan yang dipersyaratkan dalam perjanjian pinjaman adalah sebagai berikut:

Rasio Keuangan yang Dipersyaratkan	Tingkat Pemenuhan
Rasio lancar (current ratio)	Minimal 1.25
Rasio liabilitas terhadap ekuitas (debt to equity)	Maksimal 3.00
Rasio EBITDA terhadap beban keuangan	Minimal 1.00

a. Pembatasan-pembatasan atas Pinjaman

Pada tanggal 30 September 2017 manajemen berpendapat bahwa Perseroan mematuhi pembatasan atas semua liabilitas jangka panjang.

Manajemen menyatakan bahwa selama periode pelaporan dan pada tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian, Perseroan tidak pernah mengalami kondisi gagal bayar atas obligasi yang telah jatuh tempo.

Pada tanggal 30 September 2017 Perseroan telah memenuhi semua rasio keuangan yang dipersyaratkan dalam perjanjian.

b. Wali Amanat

Grup telah menunjuk Xxxx Xxxxxx sebagai perantara antara Grup dengan Pemegang Obligasi. Adapun Wali Amanat untuk Obligasi Berkelanjutan Dolar AS I, Obligasi Rupiah III Tahun 2012, Obligasi Berkelanjutan Rupiah I Tahap I dan II dan Obligasi Berkelanjutan Rupiah II Tahap I, II, III, IV, V dan VI adalah PT Bank Mega Tbk. Grup juga telah menunjuk Bank of New York Mellon Corporation sebagai Wali Amanat untuk Program Multicurrency Medium Term Notes (MTN) dan Obligasi Dolar AS.

Uang Muka dari Pelanggan

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan dan Entitas Anak mencatatkan uang muka dari pelanggan sebesar USD61,5 juta, dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Pihak ketiga
Lukoil Asia Pacific Pte Ltd	60.000.000
PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)	517.237
Lain-lain (masing-masing di bawah USD1 juta)	982.614
Jumlah	61.499.851

Liabilitas Pajak Tangguhan

Pada tanggal 30 September 2017, saldo liabilitas pajak tangguhan Perseroan dan Entitas Anak adalah sebesar USD90,8 juta.

Liabilitas Pembongkaran Aset dan Restorasi Area dan Provisi Lain-lain

Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan memiliki liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain sebesar USD60,6 juta, dengan rincian sebagai berikut:

	(dalam USD)
	30 September
	2017
Indonesia
Saldo awal	87.132.686
Akresi selama periode berjalan	3.371.960
Akuisisi entitas anak	347.897
Penyesuaian	901.344
Saldo akhir	91.753.887
Rekening yang dicadangkan	(45.236.407)
Saldo akhir – neto	46.517.480
Amerika Serikat (AS) dan Tunisia
Saldo awal	10.967.800
Akresi selama periode berjalan	1.115.297
Penyesuaian	1.987.101
Saldo akhir – neto	14.070.198
Jumlah	60.587.678

Estimasi terkini untuk biaya pembongkaran aset dan restorasi area yang ditinggalkan tidak dihitung oleh konsultan independen, tetapi dilakukan oleh pihak manajemen. Manajemen berkeyakinan bahwa akumulasi penyisihan pada

tanggal laporan posisi keuangan konsolidasian telah cukup untuk menutup semua liabilitas yang timbul dari kegiatan pembongkaran aset dan restorasi area. Estimasi tersebut ditelaah setiap tahun dan disesuaikan bila diperlukan. Tingkat diskonto yang dipergunakan dalam perhitungan adalah 1,85% - 6%.

Rekening yang dicadangkan dan dicantumkan di atas ditempatkan di PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk dan PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk untuk mendanai liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area (ARO) di Indonesia sehubungan dengan operasi minyak dan gas. Rekening yang dicadangkan yang ditempatkan di PT Bank Mandiri (Persero) Tbk akan digunakan untuk mendanai reklamasi area sehubungan dengan operasi pertambangan.

Kontrak, Perjanjian, Ikatan yang Signifikan dan Kontinjensi

Kontrak, Perjanjian dan Ikatan yang Signifikan

a. Perjanjian Pasokan Gas

Perseroan dan Entitas Anak memiliki beberapa perjanjian pasokan gas dengan kontrak yang akan berakhir antara tahun 2017-2028. Keterangan lebih lanjut mengenai perjanjian pasokan gas dapat dilihat pada Bab VIII. Keterangan tentang Perseroan, Kegiatan Usaha serta Kecenderungan dan Prospek Usaha.

b. Perjanjian Lain-lain

i. Perjanjian Commited Term Loan Facility

Pada tanggal 5 Juni 2017, PT Api Metra Graha (“AMG”), entitas anak, menandatangani perjanjian pinjaman dengan PT Bank OCBC NISP Tbk (“OCBC”) dengan limit fasilitas sebesar USD150 juta. Jangka waktu fasilitas ini adalah 96 bulan dari tanggal penandatanganan perjanjian. Fasilitas ini dijaminkan dengan gedung The Energy, gedung di Jl. Kyai Xxxx Xx. 4, Kelurahan Gunung, Kecamatan Kebayoran Baru, Jakarta Selatan, piutang usaha AMG, rekening AMG pada OCBC, dan jaminan perseroan (corporate guarantee) dari Perseroan. Pada tanggal 6 Juni 2017, AMG telah melakukan penarikan fasilitas ini sebesar USD65 juta. Pada tanggal 9 Juni 2017, AMG telah menarik sisa fasilitas ini sebesar USD85 juta.

ii. Perjanjian Penyediaan Jasa Bisnis

Pada tanggal 15 Mei 2017, Perseroan menandatangani Business Service Agreement dengan PT Medco Daya Abadi Lestari dan grup (“MDAL”). Perseroan akan memberikan bantuan penyediaan jasa bisnis untuk MDAL, termasuk jasa akuntansi, jasa keuangan, jasa perbendaharaan, jasa perencanaan, bantuan hukum, dan aktivitas operasional lainnya yang terkait dengan bisnis entitas anak MDAL. Perjanjian ini memiliki biaya tetap per tahunnya dan berlaku untuk 5 tahun sampai 14 Mei 2022.

iii. Perjanjian Jasa Pekerjaan Pemindahan Tanah dan Pertambangan

Pada tanggal 4 Mei 2017, PT Amman Mineral Nusa Tenggara ("AMNT"), PT AP Investment ("API"), Amman Mineral Contractors (Singapore) Pte Ltd ("AMC"), PT Macmahon Indonesia ("Macmahon Indonesia"), dan Macmahon Holdings Limited ("Macmahon") menandatangani perjanjian dimana AMNT akan menunjuk Macmahon Indonesia untuk menyediakan jasa pekerjaan pemindahan tanah dan pertambangan di Batu Hijau (dan berpotensi, untuk menyediakan jasa serupa atau prospek lain yang mungkin akan dikembangkan oleh AMNT di area pertambangan yang sama dengan Batu Hijau) sesuai dengan persyaratan kontrak aliansi pertambangan. Berdasarkan perjanjian tersebut, Macmahon akan mengakuisisi beberapa peralatan pertambangan bergerak dari AMNT dan sebagai imbalan atas akuisisi tersebut, Macmahon akan menerbitkan 954.064.924 saham dengan harga penjualan sebesar USD0,203 per saham. Saham tersebut akan diambil oleh AMC sehingga AMC akan memiliki 44,3% saham di Macmahon. AMC adalah perusahaan yang baru didirikan di Republik Singapura yang pada saat penyelesaian transaksi ini, AMNT memiliki saham mayoritas secara tidak langsung di AMC. Transaksi ini efektif pada tanggal 8 Agustus 2017.

iv. Perjanjian Pinjaman antara PT Meta Adhya Tirta Umbulan (META) dengan Indonesia Infrastructure Finance (IIF)

Pada tanggal 30 Desember 2016, META telah mendapatkan persetujuan dari IIF untuk menyediakan fasilitas pinjaman senilai Rp1,055 triliun untuk kebutuhan pembiayaan proyek sistem pengendalian air minum di Umbulan, yang selanjutnya akan dinamakan Fasilitas Tranche A, yaitu terdiri dari:

Fasilitas Seri A-1 yaitu sejumlah sampai dengan maksimum Rp767 miliar.

Fasilitas Seri A-2 yaitu sejumlah sampai dengan maksimum Rp173 miliar. Fasilitas Seri A-3 yaitu sejumlah sampai dengan maksimum Rp70 miliar. Fasilitas Seri A-4 yaitu sejumlah sampai dengan maksimum Rp45 miliar.

Pada tanggal 30 Juni 2017, Perseroan telah mendapatkan sebagian fasilitas seri A sebesar Rp40 miliar pada tanggal 21 Juni 2017.

v. Perjanjian Jual Beli Batu Bara

Pada tanggal 29 September 2016, PT Duta Tambang Rekayasa (“DTR”) dan Swiss Singapore Overseas Enterprises Pte Ltd (“SSOE”) menandatangani Kontrak Pembelian Batu Bara Jangka Panjang dimana SSOE setuju untuk membeli 300.000 MT batu bara dari DTR selama enam bulan dengan harga batubara sebesar USD61 per MT untuk tiga pengiriman pertama. Terkait dengan perjanjian tersebut, DTR memutuskan untuk melanjutkan kembali aktivitas pertambangan batu bara.

vi. Perjanjian Penyediaan Air Minum

Perjanjian Air Minum Curah Antara PT Meta Adhya Tirta Umbulan dengan Pemerintah Provinsi Jawa Timur

Pada tanggal 21 Juli 2016, PT Meta Adhya Tirta Umbulan (“META”), menandatangani Perjanjian Kerjasama (“Perjanjian Kerjasama”) dengan Pemerintah Provinsi Jawa Timur (“Pemprov”) terkait Proyek Kerjasama Pemerintah dan Badan Usaha untuk Proyek Kerjasama Pemerintah Swasta Sistem Penyediaan Air Minum Curah dari Mata Air Umbulan, Jawa Timur (“Proyek”).

Persyaratan pendahuluan yang dipersyaratkan berdasarkan Perjanjian Kerjasama, antara lain: (i) META telah memperoleh surat pernyataan dari para kreditur Proyek bahwa perjanjian pembiayaan telah berlaku efektif dan persyaratan untuk pencairan awal dari senior note telah dipenuhi; (ii) Pemprov telah memperoleh hak yang diperlukan oleh penggunaan lahan Proyek; dan (iii) Pemprov dan META telah memperoleh persetujuan dan perizinan yang diperlukan terkait Proyek.

Perjanjian Air Minum Curah Antara PT Meta Adhya Tirta Umbulan dengan Perusahaan Daerah Air Bersih Provinsi Jawa Timur

Pada tanggal 21 Juli 2016, META menandatangani Perjanjian Penyediaan Air Minum Curah dari Sistem Penyediaan Air Umbulan dengan Perusahaan Daerah Air Bersih (“PDAB”) Provinsi Jawa Timur, dimana PDAB telah mendapatkan pelimpahan kewenangan dari Gubernur Jawa Timur untuk menerima dan membayar tarif air minum curah yang disalurkan oleh META. Berdasarkan Perjanjian Kerjasama dengan Pemprov, Penyediaan Air Minum selanjutnya akan disalurkan kepada Perusahaan Daerah Air Minum (“PDAM”).

Jangka waktu kontrak ini berlaku sejak tanggal 21 Juli 2016 dan berakhir 25 tahun setelah Tanggal Operasi Komersial.

vii. Perjanjian Penjaminan Penyediaan Air Minum

Pada tanggal 21 Juli 2016, META menandatangani Perjanjian Penjaminan dengan PT Penjaminan Infrastruktur Indonesia (Persero) (“PII”), dimana PII sebagai penjamin, berkewajiban untuk menjamin kewajiban-kewajiban finansial tertentu dari Pemprov dan PDAB kepada META berdasarkan Perjanjian Kerjasama, antara lain, menjamin atas kegagalan bayar PDAB kepada META atas tagihan yang telah jatuh tempo terkait pembayaran tarif air minum curah berdasarkan Perjanjian Penyediaan Air Minum Curah. Jumlah maksimum yang dijamin PII atas kegagalan bayar tersebut adalah sebesar Rp180 miliar.

Berdasarkan persyaratan Perjanjian Penjaminan dengan PII, META diharuskan sebagai berikut: META harus membayarkan imbal jasa dimuka kepada PII sebesar Rp15 miliar.

META harus menjaminkan imbal jasa penjaminan setiap enam bulan secara di muka sejumlah Rp1,05 miliar yang dibayarkan pertama kali pada tanggal efektif Perjanjian Penjaminan sampai dengan berakhirnya Perjanjian Penjaminan.

Jangka waktu kontrak ini berlaku sejak tanggal 21 Juli 2016 dan berakhir 25 tahun setelah Tanggal Operasi Komersial.

viii. Perjanjian Manajemen Investasi Portofolio

Perseroan mengadakan perjanjian manajemen investasi portofolio dengan Bank of Singapore (bertindak sebagai “Manajer Investasi”), dimana Perseroan menunjuk Manajer Investasi untuk menginvestasi dan mengelola portofolio Perseroan. Berdasarkan perjanjian tersebut, portofolio investasi terdiri dari kas dan instrumen keuangan dalam bentuk saham yang diperdagangkan, surat-surat berharga, reksadana dan efek lainnya.

Berdasarkan perjanjian, Manajer Investasi harus melaporkan nilai aset neto dari portofolio investasi setiap bulan kepada Perseroan. Manajer Investasi berhak atas imbalan manajemen dari Xxxxx Xxxx Xxxx portofolio investasi. Jumlah aset neto dari dana Perseroan yang dikelola oleh para Manajer Investasi tersebut adalah sebesar USD22.527.915 pada tanggal 30 September 2017.

ix. Perjanjian Jual Beli Kondensat Senoro

Pada tanggal 18 November 2015, Perseroan melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Petroleum Exploration & Production International Ltd (PEPIL), menandatangani Perjanjian Jual Beli Kondensat Senoro (PJB kondensat) dengan Petro Diamond Singapore Pte Ltd (PDS).

Jangka waktu penjualan kondensat ke PDS ini adalah 48 bulan atau 4 juta barel kondensat terjual, mana yang terjadi lebih dahulu, dengan harga berdasarkan ICP Senipah dikurangi dengan margin tertentu per barel sebagaimana ditentukan dalam perjanjian.

Pada tanggal 1 Juli 2016, Perseroan melalui entitas anaknya, Far East Energy Trading Pte Ltd (FEET), menandatangani PJB kondesat dengan PDS dengan jangka waktu 48 bulan atau 4 juta barel kondesat terjual, mana yang terjadi lebih dahulu, dengan harga berdasarkan ICP Senipah dikurangi dengan margin tertentu per barel sebagaimana ditentukan dalam perjanjian.

Pada tanggal 1 Juli 2017, FEET dan PDS menyetujui amandemen PJB kondensat untuk memperpanjang masa perjanjian sampai dengan 3 Agustus 2018.

x. Perjanjian Pengangkutan Gas Melalui Pipa

Pada tanggal 10 Desember 2014, PT Mitra Energi Gas Sumatera (MEGS) melakukan perjanjian tripartite dengan PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dan PT Medco E & P Lematang terkait pemanfaatan jalur transmisi pipa atas pengangkutan gas bumi dari Lapangan Singa di Blok Lematang ke Gunung Megang Station dengan jumlah gas yang diangkut sebesar 36.661 MMSCF untuk jasa transportasi gas sebesar USD450/MMSCF hingga April 2017. Dalam perjanjian ini, MEGS sebagai pihak yang mengoperasikan pipa dan melakukan transportasi gas bumi.

Pada tanggal 19 September 2017, PT Mitra Energi Gas Sumatera (“MEGS”), entitas anak yang dimiliki seluruhnya, menandatangani Amandemen Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi dari Lapangan Singa di Blok Lematang ke Gunung Megang Station dengan PT Medco E & P Lematang (MEPL) dan PLN.

Sesuai keputusan rapat dengan BPH Migas, penetapan tarif transportasi pipa untuk ruas Gunung Megang ke Singa Station adalah USD0,20/MSCF dan berlaku sejak 1 Januari 2016 sampai dengan tanggal 31 Agustus 2020 atau pada saat telah terpenuhinya jumlah penyaluran gas bumi oleh MEPL.

xi. Plan of Development (POD) Bengara-I

Pada tanggal 22 Maret 2013, Kementerian ESDM melalui suratnya telah memberikan persetujuan POD pertama lapangan South Sebuku Wilayah Kerja Bengara-I. Apabila PT Medco E & P Bengara tidak melaksanakan kegiatan sesuai dengan rencana pengembangan lapangan dalam jangka waktu 5 (lima) tahun sejak persetujuan ini, maka PSC wajib mengembalikan wilayah kerja Bengara-I kepada pemerintah.

xii. Jasa Pendukung Pengeboran Minyak dan Gas Bumi

Pada tanggal 28 April 2014, PT Halliburton Logging Services Indonesia (HAL) menandatangani perjanjian drilling rig dengan PT Exspan Petrogas Intranusa (EPI) yang berkapasitas 2.000 HP dengan estimasi nilai kontrak maksimal sebesar USD20.000.000. Pada 17 Desember 2014, XXX dan HAL menyepakati amandemen pertama untuk menyewa tambahan drilling rig EPI#11 D berkapasitas 1.500 HP yang berlokasi di Pahae Jae, Sumatera Utara tanpa merubah nilai kontrak. Pekerjaan yang dilakukan oleh tambahan drilling rig EPI#11 D telah berakhir pada tanggal 31 Januari 2016 dan tidak diperpanjang lagi.

Pada tanggal 11 Februari 2016, XXX dan HAL menyetujui amandemen kedua untuk memperpanjang masa kontrak untuk drilling rig berkapasitas 2.000 HP milik EPI hingga 31 Desember 2016. Perjanjian ini dilanjutkan hingga 30 Juni 2017 dan tidak diperpanjang setelah berakhirnya masa kontrak.

Pada tanggal 9 Februari 2015, EPI sepakat untuk menyediakan 1 (satu) unit land rig workover truck mounted dengan kapasitas 450 HP lengkap dengan tenaga kerja, alat-alat berat, peralatan utama dan penunjangnya untuk jangka waktu 2 (dua) tahun di wilayah kerja PT Pertamina EP Asset 2 Limau Field tahun 2015-2016 dengan nilai kontrak maksimum USD3.600.732 yang berakhir pada tanggal 5 April 2017. Pada tahun 2016, XXX dan PT Pertamina EP Asset 2 Field Limau menandatangani amandemen I untuk menambah nilai kontrak menjadi USD3.960.805 dan menambah jangka waktu kontrak sampai dengan tanggal 5 Juli 2017. Amandemen ini juga mengubah tarif harian operasi dari USD5.445 menjadi USD4.900, tarif harian siaga dari USD4.356 menjadi USD3.675, dan tarif harian pindah perangkat rig service dari USD4.084 menjadi USD3.675.

Pada tahun 2017, EPI sepakat untuk menyediakan Jasa Penyediaan dan Pengoperasian 1 (satu) unit rig berkapasitas 350 HP selama 2 tahun kepada PT Pertamina EP Asset 2. Nilai kontrak tersebut adalah sebesar Rp39.991.924.546 dengan jangka waktu perjanjian 9 Maret 2017 hingga 27 Mei 2019.

Efektif tanggal 13 Juni 2017, EPI sepakat untuk menjual dua (2) unit rig berkapasitas 450 HP kepada Biyaq Oilfield Services LLC (BOS) dengan harga total USD2.144.000. Jumlah tersebut akan diterima secara penuh oleh EPI pada Juli 2019 melalui pembayaran cicilan per bulan sebesar USD112.843 yang dimulai pada 1 Januari 2018. XXX dan XXX sepakat untuk menyelesaikan transaksi paling akhir pada tanggal 31 Juli 2019.

xiii. Transaksi Minyak Mentah

(a) Pada tanggal 30 Juni 2011, Perseroan (dahulu melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Petroleum Exploration & Production International Ltd (“PEPIL”)), menandatangani Perjanjian Jual Beli Minyak Mentah (PJB Minyak Mentah) dengan Petro Diamond Singapore Pte Ltd (“PDS”).

Jangka waktu penjualan minyak ke PDS ini adalah 3 (tiga) tahun yaitu mulai Januari 2012 sampai dengan Desember 2014 dengan harga berdasarkan Indonesian Crude Price (ICP) dari Sumatera Light Crude (SLC) ditambah dengan premi tertentu per barel sebagaimana ditentukan dalam perjanjian. Pengiriman pertama dilakukan pada bulan Januari 2012.

Perjanjian telah diubah beberapa kali, yang terakhir adalah pada tanggal 1 April 2015, dimana kedua belah pihak setuju untuk memperpanjang kontrak sampai dengan 30 Juni 2018.

(b) Pada tanggal 16 April 2015, Perseroan melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Petroleum Exploration & Production International Ltd (“PEPIL”), menandatangani Amendemen atas Amandemen dan Pernyataan Kembali Perjanjian Jual Beli Minyak Mentah dengan Petro Diamond Singapore Pte Ltd (“PDS”).

Jangka waktu penjualan minyak ke PDS ini adalah 1 (satu) tahun atau 1.025.000 barel minyak mentah terjual, mana yang lebih akhir terjadi, dengan harga berdasarkan Indonesian Crude Price (ICP) Tiaka ditambah dengan premi tertentu per barel sebagaimana ditentukan dalam perjanjian.

(c) Pada tanggal 1 Juli 2016, Perseroan melalui entitas anaknya, Far East Energy Trading Pte Ltd (FEET), menandatangani PJB Minyak Mentah dengan PDS dengan jangka waktu penjualan minyak ke PDS ini adalah 24 bulan sampai dengan 30 Juni 2018 dengan harga berdasarkan ICP dari SLC ditambah dengan premi tertentu per barel sebagaimana ditentukan dalam perjanjian.

(d) Pada tanggal 1 Mei 2017, Perseroan melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Far East Energy Trading Pte Ltd (FEET), menandatangani PJB Minyak Mentah dengan Lukoil Asia Pasific Pte. Ltd. (“LAP”), perusahaan yang berdomisili dan berlokasi di Singapura, untuk penjualan dan pengiriman minyak mentah ke LAP, dengan jangka waktu 24 bulan sampai dengan 30 April 2019. Harga minyak yang ditetapkan di dalam perjanjian berdasarkan ICP dari SLC termasuk dengan premi tetap per barel sesuai dengan yang ditetapkan di dalam perjanjian.

Pada PJB Minyak Mentah tersebut, pembayaran dari LAP ke FEET dibayarkan dengan mekanisme uang muka, sesuai dengan syarat dan ketentuan yang disetujui oleh kedua belah pihak. Jumlah uang muka yang tercantum dengan PJB Minyak Mentah adalah sebesar USD150 juta. Pada tanggal 12 Juni 2017, FEET telah menerima pembayaran uang muka pertama sebesar USD80 juta untuk penjualan dan pengiriman minyak mentah selama dua belas bulan. Pada tanggal 27 Oktober 2017, FEET telah menerima pembayaran uang muka kedua sebesar USD70 juta.

(e) Pada tanggal 13 Juni 2017, Perseroan melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Far East Energy Trading Pte Ltd (FEET), menandatangani PJB Minyak Mentah berikutnya dengan Lukoil Asia Pasific Pte. Ltd. (“LAP”), perusahaan yang berdomisili dan berlokasi di Singapura, untuk penjualan dan pengiriman minyak mentah ke LAP, dengan jangka waktu 24 bulan sampai dengan 12 Juni 2019. Harga minyak yang ditetapkan di dalam perjanjian berdasarkan ICP dari Belida dan Belanak termasuk dengan premi tetap per barel sesuai dengan yang ditetapkan di dalam perjanjian.

Pada PJB Minyak Mentah tersebut, pembayaran dari LAP ke FEET dibayarkan dengan mekanisme uang muka, sesuai dengan syarat dan ketentuan yang disetujui oleh kedua belah pihak. Jumlah uang muka yang tercantum dengan PJB Minyak Mentah berikutnya adalah sebesar USD150 juta. Pada tanggal 20 Desember 2017, FEET telah menerima pembayaran uang muka pertama sebesar USD40 juta untuk penjualan dan pengiriman minyak mentah selama dua belas bulan.

xiv. Perpanjangan PSC

Pada bulan Oktober 2010, Pemerintah Republik Indonesia melalui SKK Migas memberikan persetujuan perpanjangan Kontrak Kerja Sama (PSC) wilayah kerja Blok South Sumatra, Blok A dan Bawean.

Untuk PSC Blok A, perpanjangan PSC tersebut juga telah disepakati oleh Pemerintah Aceh sesuai dengan ketentuan Undang-undang No. 11 Tahun 2006 tentang Pemerintahan Aceh. Jangka waktu perpanjangan PSC Blok A adalah 20 (dua puluh) tahun yang berlaku efektif dari tanggal 1 September 2011 sampai dengan 31 Agustus 2031.

Perpanjangan PSC South Sumatra berlaku untuk jangka waktu 20 (dua puluh) tahun yang akan berlaku efektif dari tanggal 28 November 2013 sampai dengan 27 November 2033 dengan nilai komitmen sebesar USD24 juta.

Perpanjangan PSC Bawean berlaku untuk jangka waktu 20 (dua puluh) tahun yang berlaku efektif dari tanggal 12 Februari 2011 sampai dengan 11 Februari 2031 dengan nilai komitmen sebesar USD50,5 juta.

Dalam tambahan hak dan kewajiban Kontraktor yang diatur dalam Kontrak Kerja Sama (PSC) Blok A, Aceh, yang telah diubah dan dinyatakan kembali, kontraktor menyepakati antara lain untuk mengalokasikan sebesar minimum 1% dari pendapatan produksi tahunan sebagai kontribusi mereka kepada program pengembangan masyarakat sesuai dengan Memorandum Perjanjian antara PT Medco E & P Malaka dan Pemerintah Provinsi Aceh tanggal 5 April 2010.

Pada tanggal 4 April 2016, Pemerintah Republik Indonesia melalui Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), melalui surat No. 2870/12/MEM.M/2016, memberikan persetujuan perpanjangan PSC wilayah kerja Blok Lematang.

Perpanjangan PSC Lematang berlaku untuk jangka waktu 10 (sepuluh) tahun yang berlaku efektif dari tanggal 6 April 2017 sampai dengan 5 April 2027 dengan nilai komitmen sebesar USD52,5 juta.

xv. Perjanjian Kerjasama Pemasaran LNG

Pada bulan Oktober 2010, Perseroan dan mitra kerjanya dalam proyek Pengembangan Gas Senoro Hilir yang juga merupakan pemegang saham dari DSLNG yaitu PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”) dan

Mitsubishi Corporation (“MC”), menandatangani Pokok-pokok Perjanjian untuk melakukan Kerjasama Pemasaran LNG (MJV HOA) dengan Chubu Electric Power Co, Inc (“Chubu”). Berdasarkan MJV HOA tersebut, Chubu, Pertamina, MC dan Perseroan akan melakukan kerjasama untuk memasarkan LNG yang dibeli oleh Chubu dan untuk dialihkan kepada pembeli potensial lainnya.

xvi. Perjanjian Operasi Bersama Medco E & P Natuna Ltd

Pada tanggal 1 Februari 2007, sebagai pemilik hak partisipasi di PSC Blok B Laut Xxxxxx Xxxxxan (“PSC”), ConocoPhillips Indonesia Inc. Ltd. (sekarang menjadi Medco E & P Natuna Ltd, “MEPN”), Inpex Natuna Ltd., (sekarang menjadi Medco South Natuna Sea Ltd.), Chevron South Natuna B Inc. (sekarang menjadi Prime Natuna Inc.”) (“Para Pihak”) mengadakan Perjanjian Operasi Bersama (“JOA”) untuk mengatur hak dan kewajiban Para Pihak atas kegiatannya di wilayah kerja PSC. Perjanjian ini menggantikan JOA tertanggal 22 Mei 1969 dan akan terus berlaku sampai diakhiri dengan persetujuan Para Pihak atau satu pihak dari semua kepentingan untuk seluruh atau sebagian dari wilayah kerja, atau ketika berakhirnya kontrak. Berdasarkan JOA, operator berhak membebankan kepada Joint Account semua biaya terkait jasa oleh induk perusahaan operator. Non-operator harus membayar kepada operator atas biaya overhead induk perusahaan operator.

Pada tanggal 15 Januari 1999, ConocoPhillips Indonesia Inc Ltd (sekarang menjadi Medco E & P Natuna Ltd, “MEPN”), Premier Oil Natuna Sea Limited (sekarang Premier Oil Natuna Sea B.V., “Premier Oil”) dan Gulf Resources (Kakap) Ltd. (sekarang Star Energy (Kakap) Ltd.,”Star Energy”) sebagai “Grup PSC” dengan persetujuan Pertamina, mengadakan Perjanjian West Natuna Transportation System Joint Venture (“JV WNTS”). Grup PSC bermaksud untuk membangun dan mengoperasikan Sistem Pipa Natuna Barat, Jaringan SembGas dan Fasilitas Penerima, dan bermaksud untuk menggunakan system tersebut untuk mengangkut dan/atau mengantarkan kembali gas selain gas yang dimaksud dalam Perjanjian Penjualan Gas (antara Pertamina dan SembCorp Gas Pte Ltd). Perjanjian ini berlaku sampai dengan semua Grup PSC, dalam kapasitasnya sebagai anggota dari Grup JV WNTS menarik diri dari perjanjian ini.

Pada tanggal 31 Oktober 2008, MEPN, Premier Oil, dan Star Energy (“Grup PSC”) dan Premier Oil dengan persetujuan BPMIGAS (sekarang SKK Migas), mengadakan Perjanjian Pengangkutan GSA2 atau GSA2 TA, dimana GSA2 merupakan perjanjian antara Premier Oil dengan SembCorp Gas Pte Ltd ("SembGas"). Grup PSC telah mendapat izin dari SembGas untuk menggunakan Jalur SembGas untuk pengangkutan gas GSA2 dan dalam kapasitasnya sebagai anggota JV WNTS, mendapatkan izin penggunaan Fasilitas Penerima yang memungkinkan pengantaran gas GSA2 pada titik penyerahan.

Sesuai dengan haknya sebagai anggota JV WNTS, Grup PSC memiliki hak untuk menggunakan system pengangkutan dan/ atau penyerahan gas selain dari WNG Gas (Perjanjian antara anggota JV WNTS), dan dengan ini menyetujui untuk menyediakan jasa pengangkutan gas kepada Kelompok Penyedia GSA2. Perjanjian ini berakhir pada tanggal 14 Juli 2028.

Kontinjensi

a. Litigasi

i. Arbitrase dengan Singapore Petroleum Sampang Ltd (“SPC”) dan Cue Sampang Pty Ltd (“Cue”)

Pada tanggal 10 Agustus 2012, Perseroan melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Medco Strait Services Pte Ltd (“MSS”), mengirimkan Surat Pemberitahuan Arbitrase kepada Singapore Petroleum Sampang Ltd (“SPC”) dan Cue Sampang Pty Ltd (“Cue”) untuk memulihkan klaimnya dari dua belah pihak ini sebesar USD35,06 juta berkaitan dengan investasinya pada Proyek Jeruk. Pada tanggal 6 Maret 2014, Xxxxxxx Xxxxxxxxx menerbitkan putusan interim (“Putusan Interim”) di mana Majelis Arbitrase menetapkan bahwa pembayaran kompensasi yang harus dibayarkan ke Medco belum jatuh tempo pada saat tanggal cut-off 31 Desember 2012. Majelis Arbitrase mengetahui dari data yang dipresentasikan bahwa tanggal pembayaran kompensasi tersebut akan jatuh tempo dalam waktu dekat, namun karena waktunya diluar cakupan yang disepakati dalam arbitrase tersebut, maka Xxxxxxx Arbitrase tidak dapat mengetahui lebih jauh mengenai hal ini. Putusan interim tersebut juga menetapkan cara penghitungan besaran kompensasi. MSS, SPC dan Xxx diminta untuk menghitung bersama besaran angka kompensasi berdasarkan panduan Putusan Interim. Atas panduan cara perhitungan dalam Putusan Interim, SPC dan Xxx berpendapat bahwa hal tersebut tidak mengikat dan mereka melakukan perhitungan kompensasi berdasarkan metode kalkulasi versi mereka.

Sehubungan dengan tidak tercapainya kesepakatan tentang besaran angka kompensasi, MSS melayangkan gugatan arbitrase kedua terhadap SPC dan Cue pada 12 November 2015. Besaran angka gugatan arbitrase kedua adalah sebesar kurang lebih USD22,1 juta. Penurunan besaran angka gugatan yang sebelumnya USD35,06 juta disebabkan telah diperhitungkannya faktor laba dari minyak dan pajak di mana tata cara penghitungannya ditetapkan dalam Putusan Interim. Majelis Arbitrase yang berbeda telah terbentuk terkait gugatan arbitrase kedua ini dalam sidang pada tanggal 22 Maret 2017 sampai dengan tanggal 24 Maret 2017.

Majelis Arbitrase telah mengeluarkan putusan yang bersifat definitif dan mengikat pada tanggal 12 Mei 2017. Berdasarkan putusan ini, secara total SPC dan Cue diwajibkan membayar kepada MSS sebesar USD22,1 juta (ditambah dengan bunga pembayaran kompensasi sebesar USD2,7 juta) dan penggantian seluruh biaya yang dikeluarkan oleh MSS terkait proses arbitrase. Perseroan, melalui MSS, telah menerima pembayaran secara penuh dari SPC dan Cue pada akhir bulan Mei 2017 dan pada pertengahan bulan Juni 2017.

ii. Gugatan Hukum PT Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx

Pada tanggal 29 Mei 2006, PT Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx (Penggugat) mengajukan gugatan kepada PT Medco E & P Indonesia (Tergugat I) dan PT Pertamina EP Region KTI (Tergugat II) di Pengadilan Xxxxxx Xxxxxxxxxx. Gugatan ini diajukan saat Tergugat I bertindak sebagai operator di bawah Kontrak Bantuan Teknis (TAC). TAC ini telah berakhir dan hak dan kewajiban sebagai operator telah dialihkan ke Pertamina EP pada bulan Oktober 2008. Substansi sengketa ini menyangkut klaim Penggugat sebesar Rp1.180.000.000 atas insiden kapal yang disewa oleh Tergugat I dari Penggugat untuk tujuan operasional di bawah TAC.

Pada tanggal 3 Mei 2007, Pengadilan Xxxxxx Xxxxxxxxxx telah menyatakan gugatan Penggugat tidak dapat diterima dan Penggugat mengajukan banding terhadap keputusan Pengadilan Xxxxxx Xxxxxxxxxx ke Pengadilan Tinggi Samarinda. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian interim, gugatan tersebut masih dalam tahap pemeriksaan oleh Pengadilan Tinggi Samarinda. Perseroan berpendapat bahwa gugatan tersebut tidak memiliki dasar hukum yang kuat, sehingga tidak ada pencadangan atas gugatan tersebut.

iii. Arbitrase dengan PT Asia Petrocom Services

Pada tanggal 13 Oktober 2014, PT Asia Petrocom Services (Pemohon) mengajukan petisi kepada Joint Operating Body Pertamina - Medco E & P Tomori Sulawesi (Termohon) di Badan Arbitrase Nasional Indonesia (BANI), Jakarta. Petisi ini diajukan terkait dengan klaim dari Pemohon bahwa Termohon telah wanprestasi dalam Kontrak No. K6094R/JOBT/DRL tertanggal 24 November 2011 yang dibuat dan ditandatangani oleh dan antara Pemohon dan Termohon mengenai Integrated Project Management.

Termohon adalah operator Kontrak Bagi Hasil (PSC) di Blok Senoro-Toili, Sulawesi Tengah, dalam bentuk Joint Operating Body (JOB) berdasarkan PSC yang ditandatangani oleh PT Pertamina Hulu Energi dan PT Medco E & P Tomori Sulawesi, dengan kepemilikan saham PT Pertamina Hulu Energi dan PT Medco E & P Tomori Sulawesi masing-masing sebesar 50%. Namun berdasarkan pengalihan hak partisipasi pada tanggal 31 Desember 2010, saat ini kepemilikan saham di wilayah kerja Senoro-Toili adalah PT Pertamina Hulu Energi sebesar 50%, PT Medco E & P Tomori Sulawesi sebesar 30%, dan Tomori E&P Limited sebesar 20%.

Pemohon mengklaim Termohon gagal dalam memenuhi kewajibannya untuk membayar tagihan yang diajukan oleh Pemohon yang telah jatuh tempo. Sementara itu, Termohon mengklaim bahwa Pemohon telah terlambat melaksanakan tajak dan mobilisasi rig selama 169 hari, oleh karena itu Termohon menahan pembayaran dari tagihan yang telah ditetapkan dalam kontrak sebesar USD10.417.418,94.

Badan Arbitrase Nasional Indonesia (BANI) mengeluarkan putusan pada tanggal 26 November 2015 dengan amar putusan sebagai berikut:

a. Menerima sebagian permohonan Pemohon;

b. Menyatakan Termohon membayar ganti rugi sejumlah USD6.637.153,64;

c. Menyatakan Termohon membayar denda karena kerugian sejumlah USD331.857,68; dan

d. Menolak permohonan Pemohon lainnya.

Termohon memberikan sanksi kepada Pemohon sebesar USD3.780.265,30. Jumlah yang harus dibayarkan oleh Termohon sebesar nilai USD10.417.418,94 setelah dikurangi dengan ganti rugi dan denda sejumlah USD6.969.011,32 telah dibayarkan pada tanggal 29 Januari 2016.

iv. Gugatan Hukum Perdata dari Xxxxx (West Kampar) Limited atas dasar Perbuatan Melawan Hukum

Pada tanggal 27 Mei 2015, Xxxxx (West Kampar) Limited (Penggugat) mengajukan gugatan perdata kepada

49 Tergugat termasuk PT Medco E & P Indonesia dan PT Asia Bumi Petroleo (Turut Tergugat) di Pengadilan Negeri Jakarta Pusat.

Penggugat mengklaim bahwa Para Tergugat telah melakukan perbuatan melawan hukum terhadap Putusan Pengadilan Niaga pada Pengadilan Negeri Jakarta Pusat No. 42/Pdt.Sus/PKPU/2014/PN.Niaga tertanggal 1 September 2014. Penggugat menuntut Para Tergugat untuk membayar ganti rugi secara tanggung renteng sebesar USD23.331.394,33.

Pada sidang terakhir Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxxx telah memutuskan bahwa Pengadilan Negeri Jakarta Pusat tidak memiliki kewenangan untuk mengadili perkara, namun Pengadilan Negeri belum mengeluarkan salinan putusan resmi.

Perseroan berpendapat bahwa gugatan tersebut tidak memiliki dasar hukum yang kuat, dan masih dalam tahap pemeriksaan oleh Pengadilan Negeri Jakarta Pusat sehingga tidak ada pencadangan atas gugatan tersebut.

v. Gugatan Hukum dengan Xxxxxxx Xxxx

Xxxxxxx Xxxx mengajukan gugatan terhadap Conoco Philips (Ramba) Ltd (“CPRL”) di Pengadilan Negeri Jakarta Pusat (“Pengadilan”). Berdasarkan putusan akhir Makhamah Agung, CPRL dijatuhi hukuman untuk membayar tuntutan sebesar USD27 juta. Pada saat proses pengadilan, CPRL telah dijual kepada Elnusa Tristar Ramba Ltd. Pengadilan memutuskan untuk melakukan pemblokiran atas rekening Conoco Xxxxxxxx Inc Ltd (“XXXX”) sebagai putusan terakhir. Sebagai pihak tidak berkaitan dengan kasus ini, XXXX pun mengajukan keberatan kepada pengadilan pada tanggal 14 Juli 2015. Pada tanggal 28 Juli 2016, pengadilan menolak keberatan dari XXXX dan memutuskan bahwa CPRL dan XXXX adalah entitas yang sama. Pada tanggal 25 Oktober 2016, XXXX mengajukan nota banding sebagai tanggapan atas putusan pengadilan.

Pada tanggal 4 September 2017, XXXX telah menerima pemberitahuan bahwa Pengadilan Tinggi telah menguatkan keputusan Pengadilan. Oleh karena itu ada tanggal 28 September 2017, XXXX mengajukan memorándum kasasi atas putusan banding ke Makhamah Agung. Dikarenakan proses litigasi terjadi sebelum akuisisi XXXX oleh Grup, proses litigasi diambil oleh ConocoPhillips. Sebagai bagian dari perjanjian penjualan ConocoPhillips Holding Limited membebaskan XXXX dari kasus tersebut.

vi. Arbitrase dengan Xxxxxx Kiatmaja

Xxxxxx Xxxxxxxx (“DK”) adalah mantan karyawan XXXX yang telah melakukan pelanggaran terkait “Company Collective Labor Agreement”. Pada saat pemutusan hubungan kerja, DK masih memiliki kewajiban kompensasi terhadap XXXX sebesar Rp375.313.440 terkait pinjaman kepemilikan rumah dan DK menolak melakukan pembayaran tersebut. Pada tanggal 26 September 2016 XXXX melakukan arbitrase melalui BANI untuk melawan DK. Pada tanggal 23 Oktober 2017 BANI mengeluarkan putusan yang memihak pada XXXX. Dikarenakan proses litigasi terjadi sebelum akuisisi XXXX oleh Grup, proses litigasi diambil oleh ConocoPhillips. Sebagai bagian dari perjanjian penjualan ConocoPhillips Holding Limited membebaskan XXXX dari kasus tersebut.

vii. Arbitrase terhadap CE Hammamet Ltd. (“CE Hammamet”)

Pada tanggal 17 Maret 2016, Perusahaan melalui entitas anak yang dimiliki sepenuhnya, Medco Ventures International (Barbados) Ltd (“MVI”), bersama partner DNO Tunisia AS (“DNO”) (MVI dan DNO sebagai “Penggugat”) mengirimkan Surat Pemberitahuan Arbitrase kepada CE Hammamet (“Responden”), salah satu rekanan di Blok Hammamet, untuk membayar biaya pemenuhan Minimum Work Obligation (“MWO”) atas komitmen eksplorasi berupa satu sumur eksplorasi pada Blok Hammamet, dimana CE Hammamet bermaksud untuk mundur. Permintaan untuk arbitrasi sudah diajukan di Pengadilan Arbitrase Internasional London (“LCIA” atau “Pengadilan Arbitrase”).

Pada tanggal 22 April 2016, CE Hammamet mengirimkan surat jawaban atas pemberitahuan arbitrase tersebut.

Pada tanggal 8 Desember 2016, Penggugat dan Responden mencapai kesepakatan penyelesaian yang dituangkan dalam Deed of Settlement (“DOS”). Cooper Energy Limited sebagai entitas induk dari CE Hammamet telah menerbitkan garansi dan ganti rugi yang menguntungkan pihak Penggugat. Pada tanggal yang sama, semua pihak memberikan informasi kepada majelis arbitrase bahwa dokumen penyelesaian telah diekseskusi. Semua pihak telah sepakat bahwa untuk kepentingan terbaik masingmasing pihak untuk menyelesaikan klaim pada arbitrase. Hasilnya, Xxxxxxx Xxxxxxxxx memberikan arbitrase, dimana periode arbitrase telah diperpanjang menjadi 6 April 2018 (sebelumnya sampai dengan 6 Juli 2017).

Berdasarkan dokumen penyelesaian, semua pihak setuju bahwa Penggugat berhak untuk bernegosiasi dengan pemerintah Tunisia untuk menentukan nilai denda yang harus dibayar oleh Penggugat bila MWO tidak dipenuhi; dan ketika denda telah ditentukan oleh pemerintah Tunisia, Xxxxxx sebagai entitas induk CE Hammamet sepakat untuk menanggung 35% porsi denda MWO CE Hammamet, sampai dengan USD2.887.500. Nilai ini melebihi jumlah denda potensial yang disepakati dalam kontrak Blok Hammamet dan hukum Tunisia yang berlaku sebesar USD2.275.000.

viii. Gugatan Gugatan Hukum dengan tiga mantan pegawai XXXX

Pada tanggal 28 September 2017, XXXX menerima surat panggilan dari Pengadilan Negeri Jakarta Selatan (“Pengadilan”) atas gugatan dari tiga mantan pegawai XXXX (“Penggugat”). Penggugat menuntut XXXX atas perlakuan tidak adil terhadap pembayaran masa kerjanya dan meminta ganti rugi sebesar Rp5.540.559.991. Dikarenakan pegawai-pegawai tersebut keluar/pensiun sebelum akuisisi XXXX oleh Grup, ConocoPhillips Holding Limited membebaskan XXXX dari kasus tersebut.

b. Klaim dari Audit oleh Pemerintah dan Mitra Operasi Bersama

Sehubungan dengan kegiatan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi, Pemerintah dan mitra operasi bersama secara periodik melakukan audit atas kegiatan Perseroan tersebut. Klaim yang timbul dari audit tersebut dapat disetujui oleh manajemen dan diakui di dalam pencatatan, atau tidak disetujui oleh manajemen.

Resolusi atas klaim yang tidak disetujui dapat memerlukan waktu pembahasan yang lama hingga beberapa tahun. Pada tanggal 30 September 2017, atas temuan audit Pemerintah yang belum selesai terhadap klaim yang sebagian besar terkait dengan biaya yang tidak dapat di cost recovery dari tahun 2012 sampai dengan tahun 2014. Manajemen yakin bahwa Perseroan memiliki posisi kuat dalam menghadapi tuntutan oleh karena itu tidak terdapat provisi yang dicadangkan atas klaim yang ada.

c. Kewajiban kepada Pihak Penjamin

Medco Energi US LLC (MEUS) secara kontinjen berkewajiban kepada perusahaan asuransi penjamin, dengan jumlah keseluruhan sebesar USD13.906.200 pada tanggal 30 September 2017 berkaitan dengan penerbitan obligasi atas nama MEUS kepada The United States Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) dan kepada pihak ketiga dimana aset minyak dan gas bumi dibeli. Obligasi tersebut adalah jaminan pihak ketiga dari perusahaan asuransi penjamin bahwa MEUS akan beroperasi sesuai dengan aturan dan ketentuan yang diterapkan dan akan melakukan kewajiban Plugging and Abandonment seperti disebut dalam perjanjian pembelian dan penjualan.

Peristiwa setelah Tanggal Periode Pelaporan

i. Pada tanggal 19 Desember 2017, Perseroan telah melunasi Obligasi Berkelanjutan Rupiah I Tahap I sebesar Rp500.000.000.000.

ii. Pada tanggal 28 Desember 2017, Perseroan menandatangani perjanjian kredit dengan PT Bank DBS Indonesia sebesar USD50.000.000 dengan jangka waktu 4 tahun. Fasilitas kredit ini akan digunakan untuk pembiayaan kembali hutang Perseroan dan biaya-biaya pengeluaran Perseroan lainnya. Sampai dengan tanggal laporan, Perseroan belum menggunakan fasilitas kredit ini.

iii. Pada tanggal 29 Desember 2017, PT Medco E & P Malaka (“MEPM”), melakukan penarikan ketiga sebesar USD56.562.000 atas Fasilitas Pinjaman Berjangka dengan Jaminan dengan Australia and New Zealand Banking

Group Limited, ING Bank N.V., Cabang Singapura, Societe Generale, Cabang Singapura, BNP Paribas, Bank of China (Hongkong) Limited Cabang Jakarta, Credit Agricole Corporate and Investment Bank, Intesa Sanpaolo S.P.A, Cabang Hongkong, Mizuho Bank, LTD., dan Sumitomo Mitsui Banking Corporation, Cabang Singapura.

iv. Pada tanggal 11 Januari 2018, Perseroan melakukan penarikan atas seluruh fasilitas kredit berjangka dari PT Bank DBS Indonesia sebesar USD50.000.000. Fasilitas ini akan jatuh tempo pada tanggal 28 Desember 2021.

v. Pada tanggal 23 Januari 2018, Perseroan melakukan pelunasan atas sisa saldo fasilitas PTK VII dari Bank Mandiri sebesar USD165.000.000.

vi. Pada tanggal 30 Januari 2018, Medco Platinum Road Pte Ltd, entitas anak MSS yang dimiliki sepenuhnya, menerbitkan senior notes sebesar USD500 juta yang akan jatuh tempo pada tahun 2025, dengan kupon sebesar 6,75% per tahun, yang dijamin tanpa syarat dan tidak dapat dibatalkan oleh Perseroan dan entitas anak tertentu.

Senior notes ini akan jatuh tempo pada tanggal 30 Januari 2025 dan bunganya akan mulai dicatat dari tanggal 30 Januari 2018 dan terutang setiap tengah tahun mulai tanggal 30 Juli 2018. Senior notes ini terdaftar pada Singapore Exchange Securities Trading Limited dan dana hasil penerbitan senior notes ini akan digunakan untuk pelunasan seluruh fasilitas kredit PTK IV, PTK V, dan sebagian PTK VI dari PT Bank Mandiri (Persero) Tbk, Obligasi Berkelanjutan Rupiah I Tahap II, PUB II Tahap I Seri A, PUB II Tahap II Seri A, PUB II Tahap III Seri A, serta Wesel Jangka Menengah V.

vii. Pada tanggal 7 Februari 2018, Perseroan melakukan pelunasan dipercepat sukarela atas seluruh fasilitas PTK IV sebesar USD100.000.000 dan PTK V sebesar USD100.000.000 dari Bank Mandiri.

viii. Pada tanggal 21 Februari 2018, Perseroan melakukan pelunasan sebagian atas fasilitas PTK VI sebesar USD 54.650.000.

MANAJEMEN PERSEROAN MENYATAKAN BAHWA SELURUH LIABILITAS PERSEROAN PADA TANGGAL 30 SEPTEMBER 2017 TELAH DIUNGKAPKAN DALAM PROSPEKTUS INI.

SETELAH TANGGAL 30 SEPTEMBER 2017 SAMPAI DENGAN TANGGAL LAPORAN AUDITOR INDEPENDEN DAN SETELAH TANGGAL LAPORAN AUDITOR INDEPENDEN SAMPAI DENGAN PROSPEKTUS INI DITERBITKAN, PERSEROAN TIDAK MEMILIKI LIABILITAS-LIABILITAS LAIN KECUALI LIABILITAS-LIABILITAS YANG TIMBUL DARI KEGIATAN USAHA NORMAL PERSEROAN SERTA LIABILITAS-LIABILITAS YANG TELAH DINYATAKAN DI DALAM PROSPEKTUS INI DAN YANG TELAH DIUNGKAPKAN DALAM LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN TANGGAL 30 SEPTEMBER 2017.

DARI DOKUMEN-DOKUMEN PERJANJIAN PERSEROAN DENGAN PIHAK KETIGA, TIDAK ADA PEMBATASAN-PEMBATASAN YANG DAPAT MERUGIKAN KEPENTINGAN PEMEGANG SAHAM DAN PEMEGANG OBLIGASI (NEGATIVE COVENANTS).

MANAJEMEN PERSEROAN MENYATAKAN KESANGGUPAN UNTUK MENYELESAIKAN SELURUH LIABILITASNYA.

PADA SAAT PROSPEKTUS INI DITERBITKAN, TIDAK ADA LIABILITAS PERSEROAN YANG TELAH JATUH TEMPO YANG BELUM DILUNASI.

PERSEROAN DENGAN INI MENYATAKAN BAHWA PERSEROAN TIDAK PERNAH MENGALAMI GAGAL BAYAR DIMANA PERSEROAN TIDAK MAMPU MEMENUHI KEWAJIBAN KEUANGAN TERHADAP KREDITUR PADA SAAT JATUH TEMPO.

IV. IKHTISAR DATA KEUANGAN

Tabel-tabel di bawah ini menyajikan ikhtisar data keuangan konsolidasian penting Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang angka-angkanya diambil dari laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang telah disajikan sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan (SAK), yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini. Ikhtisar data keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak tanggal 30 September 2016 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut bersumber dari laporan keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak yang tidak diaudit tanggal 30 September 2016, dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini.

Laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang tercantum dalam Prospektus ini, telah diaudit oleh KAP Purwantono, Sungkoro & Surja (anggota dari Ernst & Young Global Limited), akuntan publik independen, berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh Ikatan Akuntan Publik Indonesia (IAPI), dengan pendapat wajar tanpa modifikasian, yang laporannya tanggal 20 Februari 2018. Laporan Akuntan Publik tersebut ditandatangani oleh Xxxxxxx.

Laporan keuangan konsolidasian Perseroan pada tanggal 31 Desember 2016 dan 2015 disajikan kembali sehubungan dengan klasifikasi entitas anak tertentu sebagai dimiliki untuk dijual.

4.1. Laporan Posisi Keuangan Konsolidasian

(dalam USD)
NERACA	31 Desember		30 September
NERACA	2015	2016	2017
ASET
ASET LANCAR
Kas dan setara kas	463.175.233	164.560.884	364.841.270
Investasi jangka pendek	225.930.397	66.885.629	26.420.130
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya	3.174.701	-	85.000.000
Piutang usaha
- Pihak berelasi	20.220.257	694.960	-
- Pihak ketiga	78.320.827	182.511.820	179.486.538
Piutang lain-lain
- Pihak berelasi	2.227.846	250.745.343	271.327.355
- Pihak ketiga	120.596.059	100.868.158	104.589.968
Persediaan	40.067.047	70.290.770	84.844.142
Aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual	1.237.635	266.355.418	466.803.525
Pajak dibayar dimuka	10.141.018	4.244.739	4.261.939
Beban dibayar dimuka	3.538.317	4.741.217	8.566.002

(dalam USD)
NERACA	31 Desember		30 September
NERACA	2015	2016	2017
Uang muka investasi	75.000.000	-	-
Aset lancar lain-lain	1.233.939	22.361.847	8.034.610
Jumlah Aset Lancar	1.044.863.276	1.134.260.785	1.604.175.479
ASET TIDAK LANCAR
Piutang lain-lain
- Pihak berelasi	29.620.713	-	-
- Pihak ketiga	920.812	51.793.728	84.103.321
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya	3.958.521	2.401.983	2.108.489
Aset pajak tangguhan	31.146.229	90.359.085	88.871.632
Investasi jangka panjang	208.691.221	924.497.143	1.005.312.012
Investasi pada proyek	22.709.840	22.674.035	-
Aset tetap	68.961.789	5.170.315	7.122.733
Properti investasi	361.520.701	351.258.964	-
Aset eksplorasi dan evaluasi	81.739.073	70.439.368	103.182.640
Aset minyak dan gas bumi	998.527.961	921.245.047	1.092.807.744
Goodwill	37.125.795	16.237.204	1.017.204
Aset derivatif	-	1.659.449	3.613.538
Aset lain-lain	20.022.897	5.133.497	9.246.479
Jumlah Aset Tidak Lancar	1.864.945.552	2.462.869.818	2.397.385.792
JUMLAH ASET	2.909.808.828	3.597.130.603	4.001.561.271
LIABILITAS DAN EKUITAS
LIABILITAS
LIABILITAS JANGKA PENDEK
Pinjaman bank jangka pendek	-	16.000.000	-
Utang usaha
- Pihak berelasi	57.936	-	-
- Pihak ketiga	77.324.045	104.920.029	132.035.055
Utang lain-lain
- Pihak berelasi	1.740.327	-	-
- Pihak ketiga	72.809.232	102.524.904	110.460.767
Utang pajak	10.927.712	32.378.526	32.881.522
Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual	8.724.108	62.177.436	195.405.337
Biaya akrual dan provisi lain-lain	86.746.293	75.492.247	79.054.632
Liabilitas imbalan kerja jangka pendek	589.548	3.956.404	2.502.225
Liabilitas derivatif	-	63.767.824	57.487.355
Pinjaman jangka panjang yang jatuh tempo dalam satu tahun
- Pinjaman bank	179.502.491	228.476.617	133.447.885
- Obligasi Rupiah	-	148.700.823	166.477.269
- Obligasi Dolar AS	78.827.354	17.841.893	-
Uang muka dari pelanggan
- Pihak berelasi	305.149	354.509	-
- Pihak ketiga	9.061.151	3.969.070	61.499.851
Jumlah Liabilitas Jangka Pendek	526.615.346	860.560.282	971.251.898
LIABILITAS JANGKA PANJANG
Pinjaman jangka panjang – setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun
- Pinjaman bank	908.214.456	1.009.552.427	877.984.411
- Pinjaman dari instansi keuangan non-bank	-	-	5.188.260
- Obligasi Rupiah	252.946.827	316.889.775	349.947.851
- Obligasi Dolar AS	18.742.971	-	384.045.221
- Obligasi Dolar Singapura	69.973.057	68.334.183	-
- Wesel jangka menengah	71.999.347	127.544.863	127.748.262
Utang lain-lain	11.610.868	55.477.230	16.636.599
Liabilitas pajak tangguhan	110.531.012	104.718.481	90.758.227
Liabilitas imbalan kerja jangka panjang	6.993.174	41.571.976	39.287.434
Liabilitas derivatif	157.631.685	67.505.001	12.313.893

(dalam USD)
NERACA	31 Desember		30 September
NERACA	2015	2016	2017
Liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain	72.956.226	54.467.529	60.587.678
Jumlah Liabilitas Jangka Panjang	1.681.599.623	1.846.061.465	1.964.497.836
Jumlah Liabilitas	2.208.214.969	2.706.621.747	2.935.749.734
EKUITAS
Modal saham - diterbitkan dan disetor penuh	101.154.464	101.154.464	101.154.464
Saham treasuri	(1.122.893)	(2.000.541)	(1.031.857)
	100.031.571	99.153.923	100.122.607
Tambahan modal disetor	181.487.838	180.657.446	182.222.323
Dampak perubahan transaksi ekuitas entitas anak/entitas asosiasi	9.400.343	9.508.620	9.508.620
Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan	(28.365.965)	(26.438.586)	(26.169.415)
Penyesuaian nilai wajar atas instrumen lindung nilai arus kas	(33.440.020)	(6.739.002)	8.800.915
Bagian rugi komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama	(2.713.819)	(26.860.021)	(27.358.278)
Pengukuran kembali program imbalan pasti	23.580.468	27.010.208	19.903.108
Saldo laba
- Ditentukan penggunaannya	6.492.210	6.492.210	6.492.210
- Tidak ditentukan penggunaannya	440.010.031	624.767.587	789.088.763
Jumlah ekuitas yang dapat diatribusikan kepada pemilik entitas induk	696.482.657	887.552.385	1.062.610.853
Kepentingan nonpengendali	5.111.202	2.956.471	3.200.684
Jumlah Ekuitas	701.593.859	890.508.856	1.065.811.537
JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS	2.909.808.828	3.597.130.603	4.001.561.271

4.2. Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain Konsolidasian

(dalam USD)
	31 Desember		30 September
	2015*	2016*	2016**	2017
OPERASI YANG DILANJUTKAN
PENJUALAN DAN PENDAPATAN USAHA LAINNYA
Penjualan minyak dan gas - neto	575.275.962	583.027.141	386.040.210	595.074.910
Pendapatan dari jasa	6.982.011	7.009.841	5.421.393	2.453.590
JUMLAH PENJUALAN DAN PENDAPATAN USAHA LAINNYA	582.257.973	590.036.982	391.461.603	597.528.500
BEBAN POKOK PENJUALAN DAN BIAYA LANGSUNG LAINNYA
Biaya produksi dan lifting	(215.265.607)	(205.051.669)	(129.568.490)	(144.340.290)
Penyusutan, xxxxxxx dan amortisasi	(117.073.909)	(113.792.871)	(80.465.500)	(112.371.960)
Biaya pembelian minyak mentah	(21.278.975)	(13.307.007)	(5.477.340)	(29.628.561)
Beban eksplorasi	(6.811.268)	(7.016.432)	(5.038.414)	(10.315.579)
Biaya jasa	(1.407.014)	(1.523.025)	(1.252.966)	(702.618)
JUMLAH BEBAN POKOK PENJUALAN DAN BIAYA LANGSUNG LAINNYA	(361.836.773)	(340.691.004)	(221.802.710)	(297.359.008)
LABA KOTOR	220.421.200	249.345.978	169.658.893	300.169.492
Beban penjualan, umum dan administrasi	(114.939.762)	(96.529.516)	(70.859.056)	(101.989.573)
Beban pendanaan	(77.232.228)	(99.570.568)	(67.293.426)	(95.645.991)
Pendapatan bunga	5.965.013	7.578.386	1.730.836	24.086.748
Pembalikan (kerugian) penurunan nilai aset	(217.246.599)	(288.913.678)	(160.197.719)	99.971.207
Keuntungan pembelian diskon	-	551.655.417	18.852.320	43.067.951
Keuntungan dari klaim asuransi	-	-	-	7.664.809
Keuntungan dari kombinasi bisnis secara bertahap	50.247.693	-	-	-
Kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual	-	(11.924.603)	(11.924.603)	-
Bagian laba (rugi) dari entitas asosiasi dan ventura bersama	7.206.901	(27.202.127)	2.236.135	(23.421.676)
Pendapatan lain-lain	20.249.669	16.866.686	17.794.692	25.815.791
Beban lain-lain	(14.030.257)	(6.215.992)	(3.749.976)	(5.453.070)
LABA (RUGI) SEBELUM PAJAK PENGHASILAN	(119.358.370)	295.089.983	(103.751.904)	274.265.688

(dalam USD)
	31 Desember		30 September
	2015*	2016*	2016**	2017
DARI OPERASI YANG DILANJUTKAN
XXXXX XXXXX PENGHASILAN	(31.439.654)	(63.285.019)	(489.702)	(102.404.247)
LABA (RUGI) TAHUN/PERIODE BERJALAN DARI OPERASI YANG DILANJUTKAN	(150.798.024)	231.804.964	(104.241.606)	171.861.441
OPERASI YANG DIHENTIKAN
Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan	(35.375.517)	(44.755.985)	(43.476.097)	(3.776.052)
LABA (RUGI) TAHUN/PERIODE BERJALAN	(186.173.541)	187.048.979	(147.717.703)	168.085.389
PENGHASILAN KOMPREHENSIF LAIN
PENGHASILAN KOMPREHENSIF LAIN YANG AKAN DIREKLASIFIKASIKAN KE LABA RUGI
Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan	(5.550.980)	1.927.379	4.401.977	269.171
Penyesuaian nilai wajar atas instrumen lindung nilai arus kas	(1.786.666)	26.701.018	24.817.055	15.539.917
Bagian pendapatan (rugi) komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama	5.924.578	(24.152.180)	(3.840.166)	(498.257)
PENGHASILAN KOMPREHENSIF LAIN YANG TIDAK AKAN DIREKLASIFIKASI KE LABA RUGI
Bagian pendapatan (rugi) komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama	222.353	5.978	-	-
Pengukuran kembali program imbalan kerja	5.574.795	3.723.354	3.098.515	(6.203.978)
Pajak penghasilan terkait dengan pos yang tidak direklasifikasi	(27.065)	(293.614)	(309.884)	(903.122)
JUMLAH LABA (RUGI) KOMPREHENSIF TAHUN/PERIODE BERJALAN	(181.816.526)	194.960.914	(119.550.206)	176.289.120
LABA (RUGI) TAHUN/PERIODE BERJALAN YANG DAPAT DIATRIBUSIKAN KEPADA
Pemilik entitas induk
Laba (rugi) tahun/periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan	(152.758.530)	229.513.541	(106.099.793)	168.097.228
Rugi tahun/periode berjalan dari operasi yang dihentikan	(35.375.517)	(44.755.985)	(43.476.097)	(3.776.052)
Laba (rugi) tahun/periode berjalan yang diatribusikan ke pemilik entitas induk	(188.134.047)	184.757.556	(149.575.890)	164.321.176
Laba tahun/periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan yang diatribusikan kepada kepentingan non-pengendali	1.960.506	2.291.423	1.858.187	3.764.213
	(186.173.541)	187.048.979	(147.717.703)	168.085.389
JUMLAH LABA (RUGI) KOMPREHENSIF TAHUN/PERIODE BERJALAN YANG DAPAT DIATRISUBIKAN KEPADA
Pemilik entitas induk
Laba (rugi) komprehensif tahun/periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan	(148.401.515)	237.425.476	(77.932.296)	176.300.959
Rugi komprehensif tahun/periode berjalan dari operasi yang dihentikan	(35.375.517)	(44.755.985)	(43.476.097)	(3.776.052)
Laba (rugi) komprehensif tahun/periode berjalan yang diatribusikan pada pemilik entitas induk	(183.777.032)	192.669.491	(121.408.393)	172.524.907
Laba komprehensif tahun/periode berjalan yang diatribusikan kepada kepentingan non-pengendali	1.960.506	2.291.423	1.858.187	3.764.213
	(181.816.526)	194.960.914	(119.550.206)	176.289.120
LABA (RUGI) PER SAHAM DASAR YANG DAPAT DIATRIBUSIKAN KEPADA PEMILIK ENTITAS INDUK	(0,01415)	0,01412	(0,01143)	0,01254

(dalam USD)
	31 Desember		30 September
	2015*	2016*	2016**	2017
LABA (RUGI) PER SAHAM DASAR DARI OPERASI YANG DILANJUTKAN YANG DAPAT DIATRIBUSIKAN KEPADA PEMILIK ENTITAS INDUK	(0,01149)	0,01754	(0,00811)	0,01283

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

4.3. Laporan Arus Kas Konsolidasian

(dalam USD)
	31 Desember		30 September
	2015*	2016*	2016**	2017
Arus Kas dari Aktivitas Operasi
Penerimaan kas dari pelanggan	612.291.193	508.738.183	328.790.889	679.073.292
Pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan	(467.916.629)	(467.563.407)	(235.557.148)	(237.344.096)
Kas yang dihasilkan dari kegiatan usaha	144.374.564	41.174.776	93.233.741	441.729.196
Pembayaran pajak penghasilan	(31.187.067)	(20.287.869)	(14.601.148)	(93.569.567)
Kas neto diperoleh dari aktivitas operasi	113.187.497	20.886.907	78.632.593	348.159.629
Xxxx Xxx dari Aktivitas Investasi
Penambahan aset minyak dan gas bumi	(92.360.829)	(87.858.518)	(44.446.304)	(127.601.564)
Akuisisi entitas anak setelah dikurangi kas yang diperoleh	(157.761.576)	(261.521.269)	(25.607.351)	(26.729.173)
Penambahan aset eksplorasi dan evaluasi	(11.017.582)	(325.942)	(2.937.993)	(19.371.917)
Penambahan investasi jangka pendek	(2.000.000)	(63.000.000)	(334.328)	(2.558.899)
Perolehan aset tetap	(1.089.575)	(77.997)	(3.209.726)	(7.346)
Penerimaan bunga	6.721.504	4.611.013	1.294.126	3.291.141
Penerimaan dari uang muka proyek - Jeruk	2.614.574	-	35.805	25.217.205
Penerimaan dari pencairan investasi jangka pendek	56.573.323	218.901.936	218.901.936	43.024.398
Penambahan aset lain-lain	(2.844.495)	(21.127.908)	-	(4.112.982)
Penerimaan dari pelepasan entitas anak	659.995	-	-	10.821.392
Penambahan piutang lain-lain dari pihak berelasi	122.508.505	35.465.668	29.620.713	-
Uang muka untuk investasi	(75.000.000)	-	(575.000.000)	-
Dividen kas dari entitas asosiasi	1.550.850	750.000	-	-
Penerimaan atas penjualan aset tetap	55.789	-	-	-
Penambahan investasi pada ventura bersama	-	(404.000.000)	-	-
Kas neto digunakan untuk aktivitas investasi	(151.389.517)	(578.183.017)	(401.683.122)	(98.027.745)
Arus Kas dari Aktivitas Pendanaan
Hasil yang diperoleh dari:
- Pinjaman bank	737.579.016	330.000.000	160.000.000	278.590.650
- Utang jangka panjang lainnya	70.690.000	267.105.804	189.786.094	557.418.091
Pembayaran atas
- Pinjaman bank	(378.344.318)	(168.400.200)	(190.000.000)	(455.325.000)
- Utang jangka panjang lainnya	-	(80.005.665)	(50.000.000)	(202.226.996)
Pembayaran beban pendanaan	(69.385.857)	(86.492.393)	(66.309.139)	(95.334.876)
Penyelesaian liabilitas derivatif	(50.321.967)	-	-	(45.710.487)
Pembayaran dividen kas dari entitas anak kepada kepentingan nonpengendali	(6.400.000)	(5.600.000)	(3.200.000)	(3.520.000)
Penarikan (penempatan) deposito dan bank yang dibatasi penggunaannya	(789.191)	4.832.714	4.722.327	(84.706.506)
Pembelian saham tresuri	(3.074.888)	(1.708.040)	(1.708.040)	-
Pembayaran dividen kas	(4.045.475)	-	-	-
Kas neto diperoleh dari/(digunakan untuk) aktivitas pendanaan	295.907.320	259.732.220	43.291.242	(50.815.124)

(dalam USD)

31 Desember

30 September

2015*

2016*

2016**

2017

Kenaikan (penurunan) neto kas dan setara kas dari operasi yang dilanjutkan

257.705.300

(297.563.890)

(279.759.287)

199.316.760

Kenaikan (penurunan) neto kas dan setara kas dari operasi yang dihentikan

441.125

(1.720.976)

11.990

1.120.042

Kenaikan (penurunan) neto kas dan setara kas dari aset yang dimiliki untuk dijual

(62.223)

215.432

(54.537)

Perbedaan nilai tukar neto

(1.611.104)

732.740

415.671

(101.879)

Kas dan setara kas pada awal tahun/periode

206.639.912

463.175.233

164.560.884

Kas dan setara kas pada akhir tahun/periode

463.175.233

164.560.884

184.059.039

364.841.270

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

4.4. Rasio

	31 Desember		30 September
	2015	2016	2017
Rasio lancar(1)(A)	1,98x	1,32x	1,65x
Rasio liabilitas terhadap ekuitas (debt to equity)(2)(A)	2,25x	2,17x	1,92x
Rasio liabilitas neto terhadap ekuitas (net debt to equity ratio)(3)	1,59x	1,99x	1,58x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah ekuitas	3,15x	3,04x	2,75x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah aset	0,76x	0,75x	0,73x
Rasio imbal hasil atas aset(4)	-6,40%	5,20%	4,20%
Rasio imbal hasil atas ekuitas(5)	-26,54%	21,00%	15,77%
Rasio aset minyak dan gas bumi - bersih terhadap jumlah aset	0,34x	0,26x	0,27x
Rasio penjualan(6) terhadap jumlah aset	0,20x	0,16x	0,15x
Rasio modal kerja bersih(7) terhadap penjualan(6)	0,89x	0,46x	1,06x
Rasio pertumbuhan penjualan(8) terhadap pertumbuhan kas bersih yang diperoleh dari aktivitas usaha(9)	3,33x	-0,08x	0,76x
Rasio jumlah kas bersih yang diperoleh dari aktivitas usaha terhadap laba bersih(10)	-0,61x	0,11x	2,07x
Rasio EBITDA(11) terhadap beban keuangan(12)(A)	3,16x	2,91x	4,34x

Catatan:

(1) Rasio lancar dihitung dengan cara membandingkan jumlah aset lancar dengan jumlah liabilitas jangka pendek masing-masing pada periode/tahun yang bersangkutan.

(2) Rasio liabilitas terhadap ekuitas dihitung dengan cara membandingkan jumlah pinjaman bank jangka pendek, pinjaman jangka panjang baik porsi yang jatuh tempo dalam 1 (satu) tahun maupun porsi jangka panjang setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam 1 (satu) tahun (yang termasuk di dalamnya: pinjaman bank, pinjaman dari instansi keuangan non-bank, wesel jangka menengah, obligasi Rupiah, obligasi Dolar AS dan obligasi Dolar Singapura) dengan jumlah ekuitas, masing-masing pada periode/tahun yang bersangkutan.

(3) Rasio liabilitas neto terhadap ekuitas dihitung dengan cara membandingkan jumlah pinjaman bank jangka pendek, pinjaman jangka panjang baik porsi yang jatuh tempo dalam 1 (satu) tahun maupun porsi jangka panjang setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam 1 (satu) tahun (yang termasuk di dalamnya: pinjaman bank, pinjaman dari instansi keuangan non-bank, wesel jangka menengah, obligasi Rupiah, obligasi Dolar AS dan obligasi Dolar Singapura) dan dikurangi dengan kas dan setara kas, dengan jumlah ekuitas, masing-masing pada periode/tahun yang bersangkutan.

(4) Rasio imbal hasil atas aset dihitung dengan cara membandingkan jumlah laba (rugi) tahun/periode berjalan untuk periode/tahun yang bersangkutan dengan jumlah aset pada periode/tahun yang bersangkutan.

(5) Rasio imbal hasil atas ekuitas dihitung dengan cara membandingkan jumlah laba (rugi) tahun/periode berjalan untuk periode/tahun yang bersangkutan dengan jumlah ekuitas pada periode/tahun yang bersangkutan.

(6) Penjualan juga mencakup pendapatan usaha lainnya.

(7) Modal kerja bersih adalah aset lancar dikurangi liabilitas jangka pendek masing-masing pada periode/tahun yang bersangkutan.

(8) Pertumbuhan penjualan dihitung dengan cara membandingkan jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya untuk periode/tahun yang bersangkutan dengan jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya untuk tahun sebelumnya.

(9) Pertumbuhan kas yang diperoleh dari operasi dihitung dengan cara membandingkan jumlah kas bersih yang dihasilkan dari operasi untuk periode/tahun yang bersangkutan dengan kas bersih yang dihasilkan dari operasi untuk tahun sebelumnya.

(10) Laba bersih merupakan laba (rugi) tahun/periode berjalan.

(11) EBITDA adalah laba kotor dikurangi beban administrasi dan penjualan dengan mengecualikan beban depresiasi.

(12) Beban keuangan bersih dihitung dengan cara menjumlahkan beban bunga bersih dari semua kewajiban atau utang yang berbunga setelah dikurangi dengan pendapatan bunga.

(A) Pada tanggal 30 September 2017, Perseroan telah memenuhi rasio lancar (minimum 1,25x); rasio liabilitas terhadap ekuitas (maksimum 3x); dan rasio EBITDA terhadap beban keuangan bersih (minimum 1x).

V. ANALISIS DAN PEMBAHASAN OLEH MANAJEMEN

Ikhtisar data keuangan konsolidasian penting Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang angka-angkanya diambil dari laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Entitas Anak tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 dan tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut dan 30 September 2017 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang telah disajikan sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan (SAK), yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini. Ikhtisar data keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak tanggal 30 September 2016 dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut bersumber dari laporan keuangan konsolidasian interim Perseroan dan Entitas Anak yang tidak diaudit tanggal 30 September 2016, dan untuk periode sembilan bulan yang berakhir pada tanggal tersebut, yang laporannya tercantum dalam Prospektus ini.

Laporan keuangan konsolidasian Perseroan pada tanggal 31 Desember 2016 dan 2015 disajikan kembali sehubungan dengan klasifikasi entitas anak tertentu sebagai dimiliki untuk dijual.

5.1. Umum

Perseroan didirikan pada tahun 1980 sebagai kontraktor pengeboran Indonesia, dan kemudian berkembang pesat menjadi perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi pada tahun 1992. Secara khusus, Perseroan melakukan ekspansi kegiatan eksplorasi dan produksi melalui akuisisi kepemilikan di Blok Rimau pada tahun 1995, disusul dengan penemuan lapangan minyak Kaji dan Semoga di blok yang sama pada tahun 1996. Pada tahun 1995, Perseroan mengakuisisi seluruh saham Stanvac Indonesia dari Exxon/Mobil. Sejak Januari 2000, Perseroan telah mengakuisisi kepemilikan di berbagai blok lainnya, baik di dalam maupun luar Indonesia. Perseroan mulai memasuki bidang pembangkit tenaga listrik pada tahun 2004 dengan mendirikan PT Medco Power Indonesia dan merek terkait.

Selama dua dekade terakhir, Perseroan berhasil mengembangkan lini bisnisnya menjadi perusahaan sumber daya alam dan energi terintegrasi, yang menjalankan kegiatan usaha utama di bidang produksi dan eksplorasi minyak dan gas bumi dan memiliki investasi signifikan dalam bidang pembangkit tenaga listrik dan pertambangan. Perseroan merupakan perusahaan produksi dan eksplorasi tercatat terbesar di Indonesia berdasarkan kapitalisasi pasar. Selain itu, berdasarkan peer analysis yang dilakukan Wood Mackenzie, Perseroan merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu terbesar di antara perusahaan sejenis Perseroan per tanggal dan pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, berdasarkan cadangan terbukti dan terduga serta produksi di Asia. Peer analysis Perseroan mengacu pada sekelompok sejawat yang diidentifikasi oleh Wood Mackenzie, terdiri dari perusahaan eksplorasi dan produksi independen dengan cadangan terbukti dan terduga serta jaringan produksi yang patut dicatat di Asia Selatan dan Asia Tenggara. Kelompok tersebut terdiri dari PT Saka Energi Indonesia, PT Energi

Mega Persada Tbk., Ophir Energy plc, Premier Oil plc dan KrisEnergy Ltd. Sebagian besar kegiatan usaha utama Perseroan terkonsentrasi di Indonesia. Selain itu, Perseroan juga memiliki operasi di Timur Tengah, Afrika Utara dan Amerika Serikat.

Perseroan meyakini bahwa tahun 2016 merupakan tahun transformasi bagi usaha Perseroan. Perseroan juga berhasil meraih berbagai pencapaian penting dalam kegiatan usaha minyak dan gas bumi melalui, antara lain, akuisisi kepemilikan dalam Blok B Laut Natuna Selatan serta Sistem Transportasi Natuna Barat yang terkait, serta menjadi operator dalam keduanya, meningkatkan kepemilikan Perseroan dalam Blok A Aceh hingga 85%, memperoleh perpanjangan selama 10 tahun untuk Kontrak Bagi Hasil Lematang di Sumatera Selatan dan meningkatkan kepemilikan Perseroan dalam Kontrak Bagi Hasil tersebut hingga 100%, serta meraih sertifikasi atas tambahan cadangan gross gas bumi sebesar 880 BCF di Kontrak Bagi Hasil Senoro Toili. Perseroan telah memasuki sektor pertambangan tembaga dan emas melalui akuisisi kepemilikan efektif sebesar 41,1% dalam PT Amman Mineral Nusa Tenggara (“AMNT”), yang mengoperasikan tambang tembaga dan emas Batu Hijau, sebuah tambang terbuka yang sangat besar dan operasi pengolahan di Pulau Sumbawa Indonesia, yang mengolah sekitar 42 Mtpa bijih per tahun guna menghasilkan konsentrat tembaga dan emas.

Pada tahun 2015 dan 2016, Perseroan menyempurnakan struktur biaya organisasi secara signifikan. Biaya operasi dan administrasi migas per unit Perseroan selama satu tahun berhasil ditekan hingga USD8,8/BOE dibandingkan dengan USD12,3/BOE pada tahun 2015. Biaya operasi dan administrasi migas per unit untuk periode sembilan bulan yang berakhir 30 September 2017 adalah sebesar USD8,1/BOE. Program efisiensi biaya Perseroan mentargetkan peluang efisiensi biaya baik dalam skala besar, seperti pengurangan biaya sewa rig pengeboran, maupun dalam skala kecil, seperti anggaran biaya perjalanan dan pelatihan. Pada saat ini, Perseroan berkomitmen untuk mempertahankan biaya operasi dan administrasi migas per unit per BOE pada tingkat yang lebih rendah dari USD10 hingga tahun 2021.

Perseroan memiliki partisipasi dalam sepuluh aset minyak dan gas bumi di Indonesia, tujuh di antaranya telah mencapai tahap produksi; dan lima aset minyak dan gas bumi pada di luar Indonesia, empat di antaranya telah mencapai tahap produksi. Di Indonesia, blok Perseroan dijalankan berdasarkan skema kontrak kerja sama dengan SKK Migas, regulator kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi nasional Indonesia. Berdasarkan ketentuan kerja sama tersebut, Perseroan berhak untuk memperoleh kembali biaya-biaya yang dikeluarkan Perseroan dan mendapatkan bagian produksi bersih setelah pajak sesuai kesepakatan, segera setelah blok tersebut dinyatakan komersial untuk dieksploitasi oleh SKK Migas.

Perseroan berencana untuk tetap memperkuat portofolio aset produksi melalui pengembangan bertahap serta monetisasi portofolio penemuan aset gas Perseroan yang ada. Perseroan menetapkan target untuk mencapai tahap operasional proyek-proyek Perseroan tepat pada waktunya dan sesuai dengan anggaran, terutama untuk Blok A Aceh. Produksi dan pengiriman gas pertama berdasarkan kontrak domestik dengan harga tetap serta dijamin dengan skema take-or-pay diperkirakan akan dimulai pada tahun 2018. Setelahnya, Xxxseroan berencana untuk memfokuskan diri pada Senoro-Toili Tahap II dimana keputusan investasi atas pengembangan ini diperkirakan akan diambil pada kuartal ketiga tahun 2018. Operasi Perseroan di Senoro-Toili Tahap 1 sepenuhnya terikat kontrak berdasarkan perjanjian off-take, baik untuk sektor hulu maupun hilir. Setelah investasi Senoro-Toili tahap II, Perseroan berencana untuk memfokuskan diri pada pengembangan besar berikutnya, yaitu tahap ke-II dalam Blok A Aceh, serta monetisasi sumber daya gas lainnya yang telah ditemukan di blok ini. Oleh karena itu, Perseroan memperkirakan persentase produksi di masa depan sebagian besar akan terdiri dari produksi dari Senoro- Toili, Laut Natuna Selatan Blok B dan Blok A Aceh, serta blok-blok Perseroan lainnya yang sudah berjalan, termasuk Kontrak Bagi Hasil Rimau dan Kontrak Bagi Hasil Sumatera Selatan, yang telah mencapai tahap akhir produksi.

Pada tahun 2016, bagian produksi minyak dan gas bumi Perseroan adalah 46,7% minyak bumi dan 53,3% gas bumi (termasuk produksi yang berasal dari kontrak dengan Oman). 50,9% dari produksi gas tersebut dijual berdasarkan kontrak dengan harga tetap ke PLN, Perusahaan Listrik Negara Indonesia, Pertamina (perusahaan minyak negara) dan Pusri (perusahaan pupuk negara yang dimiliki oleh Pemerintah), Sisa produksi gas tersebut dijual kepada Sembgas, Petronas, atau secara tidak langsung berdasarkan kontrak Gas Alam Cair kepada KOGAS, Chubu Electric Power Co. Inc dan Kyushu Electric Power Co. Inc. Selain itu, off-taker gas Perseroan lainnya merupakan pelanggan unggulan dengan profil kredit yang kuat.

Sebagai tambahan atas kegiatan inti minyak dan gas Perseroan, Perseroan memiliki investasi signifikan dalam sektor pembangkit tenaga listrik dan pertambangan. Melalui PT Medco Power Indonesia (“MPI”), Perseroan memiliki investasi signifikan pada sektor pembangkit tenaga listrik di Indonesia. MPI merupakan Pengembang Listrik Swasta dan penyedia layanan operasional dan pemeliharaan, dimana pada saat ini, Perseroan menguasai 88,62% kepemilikan efektif dalam MPI dengan International Finance Corporation (11,38%) sebagai mitra Perseroan. MPI mendukung platform energi ramah lingkungan dan menguasai kepemilikan dalam pembangkit listrik tenaga gas,

panas bumi dan tenaga air. MPI didirikan pada tahun 2004, dan memiliki serta mengoperasikan tujuh aset pembangkit listrik tenaga gas dengan total kapasitas kotor lebih dari 296,7 MW. Selain itu, MPI sebagai Pengembang Listrik Swasta sedang mengoperasikan proyek pembangkit listrik tenaga gas berkapasitas 275 MW serta enam proyek pembangkit listrik terbarukan, termasuk di dalamnya pembangkit listrik tenaga panas bumi dan pembangkit listrik tenaga mini hidro. MPI juga memegang kepemilikan minoritas dalam pembangkit listrik tenaga gas Sengkang di Sulawesi Selatan, dan telah memperoleh kontrak operasi dan pemeliharaan jangka panjang untuk pembangkit listrik Tanjung Jati B di Jepara, Jawa Tengah melalui salah satu anak perusahaannya. MPI sedang mengembangkan Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi berkapasitas 3x110 MW di Sarulla, Sumatera Utara. Operasi komersial untuk unit pertama berkapasitas 110 MW berhasil dicapai pada bulan Maret 2017 dan operasi komersil unit kedua berkapasitas 110MW berhasil dicapai pada bulan Oktober 2017, sedangkan unit terakhir diestimasikan selesai pada pertengahan tahun 2018. MPI juga ditunjuk sebagai operator untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi Sarulla tersebut berdasarkan kontrak operasi dan pemeliharaan.

Operasi pertambangan tembaga dan emas Perseroan dilaksanakan oleh XXXX selaku anak perusahaan dari PT Amman Mineral Investama (“AMIV”) yang merupakan ventura bersama antara Perseroan dan PT AP Investment (“API”). Perseroan secara efektif telah memiliki kepemilikan tidak langsung dalam AMNT pada bulan November 2016. Perseroan dan API, masing-masing menguasai 50% hak kepemilikan dalam AMIV, yang menguasai secara tidak langsung atas 82,2% kepemilikan dalam AMNT (AMIV juga mengakuisisi hak gadai tertentu dari PT Pukuafu Indah, pemegang saham non-pengendali AMNT, yang memberikan hak ekonomis sebesar 100% atas AMNT kepada AMIV). AMNT memiliki dan mengoperasikan tambang Batu Hijau yang terletak di Pulau Sumbawa, sekitar 1.500 km di timur Jakarta, serta berbagai sumber daya yang telah ditemukan, beberapa prospek eksplorasi dan infrastruktur pendukung di wilayah yang sama. Konsesi pertambangan meliputi area seluas 25.000 hektar dan hak mendahulu seluas 41.422 hektar termasuk tembaga dan emas Elang dan beberapa kawasan prospek eksplorasi lainnya.

Per tanggal 30 September 2017, cadangan kepemilikan kotor terbukti dan terduga Perseroan diperkirakan mencapai 316 MMBOE. Secara berturut-turut, Perseroan memproduksi sekitar 30,6 MBOPD dan 30,8 MBOPD minyak bumi dan kondensat, dan sekitar 140,5 MMSCFD dan 205,9 MMSCFD gas alam pada tahun 2015 dan 2016, serta secara berturut-turut sekitar 29,8 MBOPD dan 35,5 MBOPD minyak bumi dan kondensat, dan sekitar 199,2 MMSCFD dan 283,5 MMSCFD gas alam dalam sembilan bulan pertama pada tahun 2016 dan 2017. Per tanggal 31 Desember 2016, AMNT memiliki cadangan emas terbukti dan terduga sebesar 4,62 juta oz dan 1,23 juta oz stockpile emas, dan 4.810 juta lb cadangan tembaga terbukti dan terduga serta 2.505 juta lb stockpile tembaga. Pada tahun 2016 dan dalam sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, penjualan emas AMNT secara berturut-turut mencapai 777 ribu oz dan 345 ribu oz, sementara penjualan tembaga secara berturut-turut mencapai 461 juta lb dan 234 juta lb. Pada tahun 2016 dan dalam sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, MPI, dalam kapasitasnya sebagai Pengembang Listrik Swasta, secara berturut-turut memproduksi tenaga listrik sebesar 1.733 GW dan 1.527 GW, sementara kegiatan usaha operasi dan pemeliharaan MPI secara berturut-turut memproduksi tenaga listrik sebesar 8.656 GW dan 6.697 GW. Per tanggal 30 September 2017, MPI sebagai Pengembang Listrik Swasta memiliki kapasitas terpasang sebesar 526 MW, dan sebagai penyedia jasa operasi dan pemeliharaan memiliki kapasitas terpasang sebesar 2.150 MW, sementara pipeline Pengembang Listrik Swasta memiliki kapasitas terpasang sebesar 565 MW.

Pada tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015 dan 2016, Perseroan secara berturut-turut membukukan jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya sebesar USD582,3 juta dan USD590,0 juta, serta EBITDA sebesar USD224,9 juta dan USD267,7 juta. Selama sembilan bulan yang berakhir 30 September 2016 dan 2017, Perseroan secara berturut-turut membukukan total penjualan dan pendapatan usaha lainnya sebesar USD391,5 juta dan USD597,5 juta, serta EBITDA sebesar USD180,1 juta dan USD310,9 juta.

5.2. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Kegiatan Usaha dan Operasi Perseroan

A. Harga Minyak dan Gas

Penjualan bersih, profitabilitas dan nilai aset serta kondisi keuangan Perseroan telah, dan akan tetap dipengaruhi secara signifikan oleh pergerakan harga minyak dan gas.

Harga Minyak

Pasar minyak mentah internasional saat ini rentan terhadap gejolak, dan ditandai oleh fluktuasi harga yang signifikan, termasuk kenaikan pada tahun 2016. Harga rata-rata Xxxxx mengalami peningkatan dari tingkat harga sebesar USD38,8/BBLS per Desember 2015 hingga mencapai USD54,9/BBLS per Desember 2016. Sejak bulan Januari 2017 hingga bulan September 2017, harga rata-rata Xxxxx Xxxxx bulanan adalah USD56,2.

Harga minyak berfluktuasi akibat berbagai faktor, termasuk, antara lain, permintaan atas minyak mentah, peristiwa dan kondisi global, perkembangan dan ketidakstabilan politik di wilayah produsen minyak, seperti Timur Tengah; kemampuan negara-negara OPEC dan negara produsen minyak lainnya untuk menetapkan dan menjaga tingkat produksi, dan dengan demikian mempengaruhi harga pasar; harga pasar dan tingkat penawaran sumber daya energi pengganti, seperti gas alam dan batu bara; peraturan pemerintah domestik dan asing sehubungan dengan industri minyak dan gas secara umum; tingkat dan cakupan kegiatan spekulan minyak; kondisi cuaca dan faktor musiman; serta kondisi ekonomi domestik dan regional secara umum. Realisasi harga jual minyak rata-rata Perseroan pada tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015 dan 2016 secara berturut-turut adalah USD49,3 per BBLS dan USD42,3 per BBLS, yang mencerminkan penurunan dalam harga minyak dunia. Realisasi harga jual ritel Perseroan untuk minyak pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016 dan 2017 secara berturut-turut adalah USD39,5 per BBLS dan USD49,5 per BBLS. Perubahan harga minyak telah menimbulkan dampak terhadap penjualan bersih minyak dan gas Perseroan, yang mengalami kenaikan dari USD575,3 juta pada tahun 2015 menjadi USD583,0 juta pada tahun 2016. Kenaikan pada tahun 2016 terutama disebabkan oleh peningkatan volume penjualan yang mengimbangi penurunan harga minyak. Selain itu, fluktuasi harga minyak menimbulkan dampak terhadap kinerja operasi dan nilai aset Perseroan. Pada tahun 2015, Perseroan membukukan rugi penurunan nilai aset sebesar USD217,2 juta, yang terutama disebabkan oleh perubahan nilai aset minyak dan gas bumi akibat dari penurunan harga minyak yang tajam pada tahun berjalan. Perseroan memiliki inherent risk terkait dengan kerugian penurunan nilai atau keuntungan atas nilai wajar aset minyak dan gas bumi Perseroan yang diakibatkan karena fluktuasi harga minyak dan gas bumi di masa yang akan datang.

Perseroan menjual sebagian besar produksi minyak mentah melalui kontrak offtake jangka menengah dan jangka panjang, yang diberikan melalui proses tender yang kompetitif. Sesuai dengan peraturan pemerintah Indonesia, Perseroan menjual minyaknya pada harga yang ditentukan berdasarkan ICP. Harga ICP ditentukan oleh pemerintah Indonesia, dan merupakan rata-rata bulanan dari rata-rata dua publikasi pedagang dan agen pemasaran minyak independen di wilayah Asia Pasifik yang dipublikasikan oleh Platts dan RIM dengan bobot sebagai berikut: 50% Platts dan 50% RIM hingga bulan Juni 2016. Efektif sejak bulan Juli 2016, basis harga ICP diubah menjadi harga Dated Xxxxx ditambah Alpha. ICP dipublikasikan setiap bulan. Kontrak penjualan yang dimiliki Perseroan mengacu kepada ICP, dengan premium tertentu yang telah disetujui sebelumnya berdasarkan kualitas minyak mentah, yang menentukan sebagian besar penjualan seluruh produksi minyak mentah bersih Perseroan dari masing-masing blok yang berproduksi. Dengan demikian, kenaikan ICP menyebabkan kenaikan penjualan minyak bersih Perseroan dan dampak positif terhadap kinerja operasi Perseroan. Porsi biaya yang dapat dikembalikan (cost recovery) atas hak bagi hasil bersih minyak juga dihitung berdasarkan harga ICP. Profitabilitas Perseroan dipengaruhi secara signifikan oleh harga dan permintaan atas minyak mentah, serta selisih antara nilai penjualan yang diperoleh atas minyak hasil produksi Perseroan dengan biaya eksplorasi, pengembangan, produksi, transportasi dan penjualan minyak.

Ketentuan kontrak bagi hasil Perseroan atas blok-blok minyak yang telah berproduksi mewajibkan Perseroan untuk menetapkan penjualan untuk kewajiban pasar domestik (DMO) sebesar 10% hingga 25% dari harga pasar. Sebagai akibatnya, Perseroan tidak dapat menjual seluruh produksi minyak Perseroan pada tingkat harga internasional penuh dan oleh karenanya, harga jual rata-rata yang dapat direalisasi Perseroan mungkin lebih rendah dibandingkan ICP yang berlaku. Harga-harga tersebut juga dapat mengalami fluktuasi yang dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap pendapatan dan laba bersih Perseroan serta kondisi usaha, keuangan dan kinerja operasi Perseroan.

Harga Gas

Pada umumnya, Perseroan mengadakan Perjanjian Penjualan Gas yang menetapkan volume kontrak keseluruhan (“TCQ”), pasokan harian (“DCQ”) dan harga gas. Jumlah TCQ dan DCQ dapat bervariasi di antara para pembeli, harga gas berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas domestik ditetapkan dalam USD/MMBTU dengan memperhitungkan faktor kenaikan yang relatif kecil (umumnya berkisar antara 2,5% hingga 3,0% per tahun). Dengan demikian, dampak volatilitas harga terhadap pendapatan dari penjualan gas alam Perseroan tidak sebesar dampaknya jika dibandingkan terhadap pendapatan Perseroan dari penjualan minyak. Sebagian kontrak ekspor Perseroan mengatur penetapan harga yang pada akhirnya terkait dengan harga minyak, seperti Perjanjian Penjualan Gas Senoro, dan sekitar separuh produksi Perseroan berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas Laut Natuna Selatan Blok B. Secara khusus, Perseroan memiliki komitmen komersial untuk menjual volume hak partisipasi bruto seluruh cadangan terbukti dan terduga Perseroan per tanggal 30 September 2017 sebesar 1.012 BCF melalui kontrak jangka panjang. Penjualan Perseroan berdasarkan kontrak jangka panjang secara berturut-turut mewakili 43% dan 50% dari pendapatan Perseroan pada tahun 2016 dan pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017. Dari jumlah tersebut di atas, 36,3% dari pendapatan gas selama periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 diperoleh dari penjualan gas dengan harga tetap, sementara sisanya diperoleh dari penjualan gas dengan harga yang mengacu pada harga minyak. Di samping itu, sebagian besar Perjanjian Penjualan Gas

Perseroan, termasuk Perjanjian Penjualan Gas domestik dengan harga tetap dan ekspor dengan harga yang dikaitkan dengan harga minyak, memiliki perlindungan take-or-pay. Berdasarkan klausul tersebut, apabila pembeli tidak mampu menyerap pasokan yang telah disetujui dalam suatu periode tertentu (pada umumnya lebih dari dua belas bulan), maka pembeli tersebut wajib membayar porsi tertentu (pada umumnya berkisar antara 80% sampai 90%) dari total pasokan kontrak selama periode tersebut. Kontribusi pendapatan dari Perjanjian Penjualan Gas mengalami peningkatan dalam tahun-tahun terakhir, dan Perseroan memperkirakan kontribusi persentase pendapatan dari Perjanjian Penjualan Gas tersebut terhadap pendapatan Perseroan pada tahun 2017 dan 2018 akan terus meningkat, terutama dengan dimulainya penjualan gas pertama berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas Perseroan dengan harga tetap untuk pengembangan gas Blok A, Aceh, yang diperkirakan akan terlaksana pada kuartal kedua 2018. Harga realisasi rata-rata gas per MMBTU Perseroan pada tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015 dan 2016, secara berturut-turut mencapai USD5,2 dan USD4,4, yang mencerminkan dimulainya produksi dari Senoro pada tahun 2015 yang dijual berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas dengan harga yang dikaitkan dengan pergerakan harga minyak. Harga realisasi rata-rata gas per MMBTU Perseroan pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016 dan 2017 secara berturut-turut mencapai USD4,2 dan USD5,5, yang mencerminkan kenaikan penjualan berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas dengan harga yang dikaitkan dengan pergerakan harga minyak. Ringkasan kesepakatan penjualan gas Perseroan disajikan dalam Bab VIII dalam Prospektus ini.

B. Akuisisi dan Divestasi

AMNT

Pada bulan November 2016, Perseroan memasuki sektor pertambangan tembaga dan emas dengan mengakuisisi hak ventura bersama dalam AMIV, yang secara tidak langsung menguasai 82,2% kepemilikan dalam AMNT (AMIV juga memperoleh hak-hak penjaminan tertentu dari pemegang saham bukan pengendali pihak ketiga di AMNT, sehingga AMIV menguasai 100% Hak Ekonomis dalam AMNT). AMNT merupakan operator tambang tembaga dan emas Batu Hijau serta berbagai sumber daya yang telah ditemukan, sejumlah prospek eksplorasi dan infrastruktur pendukung di wilayah yang sama. Transaksi ini telah, dan diperkirakan Perseroan akan tetap mempengaruhi kinerja Perseroan dalam berbagai segi, salah satunya adalah Perseroan mencatat keuntungan pembelian diskon sebesar USD467,2 juta pada tahun 2016, yang terutama disebabkan oleh terlaksananya transaksi tersebut di atas. Keuntungan pembelian diskon tersebut timbul karena harga pembelian yang dikeluarkan Perseroan untuk mendapatkan kepemilikan atas 50% saham dalam AMIV lebih rendah dibandingkan dengan nilai wajar atas aset bersih yang diperoleh Perseroan. Penilaian atas nilai wajar tersebut akan ditinjau secara berkala oleh Perseroan dalam jangka waktu 12 bulan sejak tanggal akuisisi. Dengan demikian, penilaian Perseroan atas nilai wajar kepemilikan Perseroan dalam AMIV dapat mengalami perubahan. Apabila Perseroan pada akhirnya memandang penilaian per tanggal akuisisi perlu diubah, Perseroan mungkin wajib menyajikan kembali laporan keuangan Perseroan per tanggal dan untuk tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016. Per tanggal 30 September 2017, tidak ada perubahan atas penilaian nilai wajar sementara tersebut, sesuai dengan PSAK Indonesia, Perseroan akan tetap menelaah penilaian tersebut hingga 12 bulan sejak tanggal akuisisi. Di samping itu, akuisisi tersebut mempengaruhi neraca Perseroan karena saldo kas Perseroan pada akhir tahun 2016 mengalami penurunan signifikan dibandingkan saldo pada awal tahun 2016, dan investasi langka panjang Perseroan mengalami kenaikan, yang terutama disebabkan oleh akuisisi tersebut. Sebagai bagian dari transaksi tersebut, Perseroan memberikan pinjaman pemegang saham sebesar USD246 juta kepada AMIV yang akan digunakan sebagai tambahan kas untuk mengakuisisi AMNT, serta menjamin utang-utang AMIV yang timbul sehubungan dengan akuisisi tersebut. Melalui investasi tersebut, Perseroan kini juga bergerak dalam industri pertambangan tembaga dan emas, dan Perseroan memperkirakan bagian Perseroan dalam ventura bersama tersebut akan dipengaruhi secara signifikan oleh kinerja operasi AMNT di masa depan.

Blok Minyak dan Gas

Dari waktu ke waktu, Perseroan melakukan akuisisi dan divestasi, atau meningkatkan atau mengurangi hak kepemilikan efektif Perseroan dalam blok minyak dan gas. Sebagai contoh, pada tahun 2016, Perseroan meningkatkan hak Perseroan dalam Kontrak Bagi Hasil Lematang, yang merupakan aset produksi, dari 74,1% hingga mencapai 100%, meningkatkan hak Perseroan di Blok A, Aceh, sebuah aset dalam pengembangan, dari 41,7% hingga mencapai 58,3% dan mengakuisisi hak kepemilikan sebesar 40,0% di Laut Natuna Selatan Blok B. Selain itu, Perseroan juga telah setuju untuk melakukan divestasi atas seluruh hak kepemilikan Perseroan dalam Kontrak Bagi Hasil Bawean yang telah efektif pada bulan September 2017. Pada bulan April 2017, Perseroan meningkatkan hak Perseroan di Blok A, Aceh dari 58,3% hingga mencapai 85,0%. Akuisisi dan divestasi aset produksi akan mempengaruhi volume produksi Perseroan, dan secara umum, akuisisi dan divestasi yang dilakukan Perseroan mempengaruhi nilai aset, liabilitas dan kinerja operasi Perseroan untuk kedepannya.

Kegiatan Usaha Lainnya

Dari waktu ke waktu, Perseroan memasuki sektor usaha tertentu, termasuk batu bara, real estat (melalui kepemilikan gedung The Energy) dan sektor lainnya. Berdasarkan penilaian internal terhadap lini usaha yang ada, Perseroan memutuskan untuk melakukan divestasi atas lini usaha lainnya diluar dari operasi minyak dan gas, dengan demikian Perseroan mereklasifikasi lini usaha tersebut sebagai aset yang dimiliki untuk dijual. Dengan reklasifikasi tersebut, lini usaha terkait dicatat sebagai operasi yang dihentikan dalam laporan laba rugi Perseroan hingga saat aset tersebut dijual atau direklasifikasi kembali ke dalam komponen operasi yang dilanjutkan. Secara khusus, pada tahun 2017, Perseroan mereklasifikasi anak perusahaan yang memiliki gedung The Energy sebagai aset yang dimiliki untuk dijual, yang menyebabkan penurunan signifikan pada properti investasi yang dicatat sebagai aset tidak lancar Perseroan, dan kenaikan pada aset tidak lancar Perseroan yang diklasifikasikan sebagai aset yang dimiliki untuk dijual.

C. Efisiensi Biaya

Perseroan telah melakukan upaya efisiensi biaya sejak tahun 2015, dengan mempertimbangkan penurunan harga minyak yang terjadi pada tahun 2015. Pada tahun 2015 dan 2016, Perseroan menyempurnakan struktur biaya organisasi secara signifikan. Biaya operasi dan administrasi migas per unit pada tahun 2016 berhasil ditekan hingga USD8,8/BOE dibandingkan dengan USD12,3/BOE pada tahun 2015. Biaya operasi dan administrasi migas per unit pada periode Sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 adalah sebesar USD8,1/BOE. Penurunan biaya ini dicapai melalui berbagai inisiatif efisiensi biaya, termasuk (i) mengubah prosedur operasi, antara lain dengan merevisi jadwal rotasi kru dan melakukan outsourcing (alih daya) atas kegiatan-kegiatan tertentu yang bersifat non-inti; (ii) mengoptimalkan operasi dan hubungan bisnis yang telah berjalan, antara lain dengan melakukan negosiasi ulang dengan pemasok untuk memperhitungkan faktor deflasi serta penggunaan infrastruktur secara bersama-sama dengan operator sekitar; serta (iii) menelaah kembali seluruh operasi guna menerapkan metodologi “tepat guna”, antara lain dengan menjadwalkan kembali pemeliharaan dan penggantian mesin yang telah direncanakan. Program efisiensi biaya Perseroan menitikberatkan pada peluang efisiensi biaya baik dalam skala besar, seperti pengurangan biaya sewa rig pengeboran, maupun dalam skala kecil, seperti anggaran biaya perjalanan dan pelatihan. Pada saat ini, Perseroan berkomitmen untuk mempertahankan biaya operasi dan administrasi migas per unit per BOE pada tingkat yang lebih rendah dari USD10 hingga tahun 2021, antara lain dengan cara melanjutkan inisiatif-inisiatif efisiensi biaya tersebut di atas.

D. Perjanjian Komersial

Kontrak Bagi Hasil Perseroan mengandung ketentuan biaya yang dapat dikembalikan (cost recovery). Berdasarkan ketentuan tersebut, Perseroan berhak memperoleh pengembalian biaya-biaya investasi modal yang timbul sehubungan dengan eksplorasi dan pengembangan, serta biaya produksi dan biaya operasional yang telah disetujui. Pengembalian tersebut dilakukan dengan mengurangi pendapatan yang tersedia dari Kontrak Bagi Hasil setelah dikurangi FTP (First Tranche Petroleum) dan kredit investasi yang berlaku. Secara umum, berdasarkan ketentuan Kontrak Bagi Hasil Perseroan, Perseroan dan Pemerintah berhak mengambil dan menerima FTP sebesar 20% dari total produksi minyak dan gas per tahun, yang dibagi di antara Perseroan dan Pemerintah, dari seluruh area produksi di seluruh wilayah Kontrak Bagi Hasil Perseroan, sebelum dikurangi pemulihan biaya dan kredit investasi yang berlaku. Berdasarkan ketentuan dalam sepuluh Kontrak Bagi Hasil Perseroan, termasuk 2 Badan Operasi Bersama, setelah Perseroan memulihkan seluruh biaya yang disetujui, termasuk insentif, Pemerintah memiliki hak bagi hasil sebesar 65,0% hingga 85,0% dari sisa produksi yang tersedia, dan Perseroan memperoleh sisanya sebagai hak bagi hasil Perseroan.

Mengingat biaya Perseroan yang dapat dipulihkan pada umumnya dibayar dalam bentuk minyak dan gas, jumlah pasti yang dapat direalisasikan oleh Perseroan dari pemulihan biaya tersebut bervariasi, tergantung pada harga pasar minyak dan harga gas sesuai kontrak. Sebagai contoh, apabila harga minyak turun, porsi pemulihan biaya Perseroan terhadap produksi akan meningkat, dan hak bersih Perseroan berdasarkan kesepakatan komersial juga akan meningkat. Meskipun demikian, terlepas dari kenaikan atas hak bersih tersebut, penurunan harga minyak akan menimbulkan penurunan pendapatan bersih.

Bagi hasil Perseroan setelah pajak yang dihasilkan dari Kontrak Bagi Hasil Perseroan berkisar antara 27,5% hingga 40,0% untuk gas, dan antara 12,5% hingga 35,0% untuk minyak, tergantung pada ketentuan Kontrak Bagi Hasil terkait, dan sebelum memperhitungkan dampak pemulihan biaya dan DMO untuk minyak dan gas. Dalam jangka waktu 60 bulan setelah pengiriman minyak mentah pertama yang dihasilkan dari setiap ladang baru dalam wilayah kontrak tertentu, kontraktor pada umumnya memiliki kewajiban pasar domestik (DMO) untuk menjual sekitar 3,75% berdasarkan produksi minyak mentah setelah pajak dari wilayah kontrak dengan mengenakan potongan harga yang berkisar antara 10,0% hingga 25,0% dari harga pasar, tergantung pada ketentuan Kontrak Bagi Hasil terkait. Selama

tiga tahun terakhir, DMO Perseroan rata-rata berkisar di 3,9% dari produksi bersih minyak mentah Perseroan setelah pajak. Meskipun Perseroan diwajibkan menjual 25% dari gas yang diproduksi ke pasar domestik, Perseroan diperbolehkan melakukan penjualan tersebut pada harga pasar. Mengingat sebagian besar produksi bersih gas Perseroan dijual ke pasar domestik, pada praktiknya kewajiban tersebut tidak berpengaruh terhadap kinerja operasi Perseroan. Tidak ada jaminan bahwa kewajiban DMO Perseroan untuk minyak dan gas tidak akan mengalami kenaikan di masa depan.

E. Volume Produksi Minyak dan Gas

Volume produksi bersih minyak dan gas Perseroan merupakan faktor kunci yang mempengaruhi penjualan dan profitabilitas Perseroan. Volume tersebut terutama tergantung pada ketentuan Kontrak Bagi Hasil Perseroan dan jumlah cadangan yang telah dikembangkan di lapangan minyak dan gas yang dimiliki Perseroan. Jumlah cadangan yang telah dikembangkan dipengaruhi oleh faktor-faktor berikut ini:

• Keberhasilan eksplorasi Perseroan dalam menemukan cadangan;

• Jangka waktu yang diperlukan untuk memperoleh persetujuan pengembangan untuk eksplorasi yang berhasil serta jangka waktu yang diperlukan untuk memulai produksi, serta laju deplesi cadangan tersebut selama masa produksi;

• Sejauh mana Perseroan melakukan akuisisi atau divestasi hak kepemilikan dalam cadangan yang telah berproduksi;

• Berakhirnya masa berlaku serta perpanjangan Kesepakatan Bagi Hasil yang menjadi dasar bagi Perseroan dan mitra kerja Perseroan dalam memproduksi minyak mentah dan gas;

• Efisiensi operasional serta infrastruktur yang tersedia bagi proses produksi Perseroan; dan

• Pengelolaan cadangan yang menurun di lapangan yang berusia tua.

Di samping jumlah cadangan Perseroan yang telah berproduksi, tingkat produksi Perseroan dipengaruhi oleh:

• Permintaan pasar; dan

• Ketentuan masing-masing kontrak komersial.

F. Rencana Kegiatan Eksplorasi dan Pengembangan Perseroan

Sejak 1 Januari 2015 hingga 30 September 2017, Perseroan telah mengeluarkan belanja modal sebesar USD682,7 juta, yang meliputi biaya akuisisi aset eksplorasi dan evaluasi, dan biaya pengembangan aset minyak dan gas bumi Perseroan. Total kebutuhan belanja modal tahunan Perseroan yang tidak dibiayai utang untuk mempertahankan tingkat produksi diperkirakan akan tetap berada di bawah USD200 juta per tahun selama lima tahun ke depan, sehingga memberikan ruang bagi penurunan rasio utang modal. Sehubungan dengan total belanja modal tersebut, Perseroan berencana membatasi belanja untuk kebutuhan eksplorasi sesuai kebijaksanaan Perseroan serta pengelolaan penurunan produksi hingga USD60 juta per tahun. Perseroan berniat melaksanakan rencana tersebut dengan membagi pembelanjaan untuk pengembangan skala besar menjadi beberapa tahap, serta menanamkan investasi yang dipertimbangkan secara saksama untuk mengimbangi penurunan produksi. Perseroan memperkirakan belanja modal untuk pengeboran dan infrastruktur minyak dan gas akan dibiayai melalui mekanisme pengembalian biaya berdasarkan Kontrak Bagi Hasil Perseroan.

Perseroan menerapkan PSAK 64, Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi pada Pertambangan Sumber Daya Mineral, dalam pencatatan aset eksplorasi dan evaluasi. Oleh karenanya, seluruh estimasi biaya masa depan yang terkait dengan akuisisi, eksplorasi dan pengembangan cadangan minyak dan gas, termasuk biaya overhead, dikapitalisasi. Seluruh biaya yang timbul dari kegiatan produksi diakui pada saat terjadinya. Seluruh biaya terkait cadangan minyak dan gas yang dikapitalisasi, termasuk estimasi biaya pengembangan cadangan terbukti di masa depan serta biaya pembiayaan yang dikapitalisasi, disusutkan dan diamortisasi menggunakan metode unit produksi, berdasarkan total estimasi cadangan terbukti.

Investasi dalam cadangan belum terbukti serta proyek pengembangan besar tidak diamortisasi hingga cadangan terbukti terkait aset dan proyek tersebut dapat ditentukan atau hingga terjadi penurunan nilai.

Biaya penyusutan, deplesi dan amortisasi Perseroan (termasuk penyusutan yang dibebankan pada biaya operasional) untuk tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015 dan 2016, secara berturut-turut mencapai USD119,5 juta dan USD114,9 juta. Biaya penyusutan, xxxxxxx dan amortisasi Perseroan pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016 dan 2017 secara berturut-turut mencapai USD81,3 juta dan USD112,7 juta.

Perseroan juga melakukan operasi pekerjaan ulang, yang terdiri dari kegiatan pengeboran, untuk mempertahankan kapasitas produksi Perseroan saat ini, yang diperhitungkan sebagai belanja modal.

G. Peraturan Perpajakan Bagi Kontrak Bagi Hasil

Perhitungan pajak penghasilan bagi pemegang hak partisipasi dalam Kontrak Bagi Hasil berbeda dengan metode yang pada umumnya digunakan dalam perhitungan pajak penghasilan bagi wajib pajak Indonesia lainnya. Perbedaan signifikan antara peraturan perpajakan yang berlaku secara umum dan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil adalah sebagai berikut:

• berdasarkan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, nilai kena pajak lifting minyak ditentukan berdasarkan hak bagi hasil bersih atas minyak setelah dikurangi pemulihan biaya (dihitung berdasarkan ICP, dan bukan harga jual sebenarnya), sementara nilai kena pajak lifting gas juga ditentukan berdasarkan hak bagi hasil bersih atas gas, tetapi dihitung berdasarkan harga jual gas sebenarnya.

• berdasarkan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, klasifikasi biaya tak berwujud dan biaya modal tidak selalu konsisten dengan peraturan pajak penghasilan Indonesia secara umum yang terkait dengan belanja modal;

• berdasarkan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, tarif penyusutan dan amortisasi yang berlaku atas biaya tak berwujud dan biaya modal tidak selalu konsisten dengan tarif penyusutan yang berlaku berdasarkan peraturan pajak penghasilan Indonesia secara umum;

• berdasarkan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, biaya bunga tidak dapat dipulihkan dan tidak diakui sebagai beban secara pajak, sementara bunga pada umumnya dapat diakui penuh sebagai beban secara pajak berdasarkan pajak penghasilan Indonesia secara umum. Meskipun demikian, sebagian Kontrak Bagi Hasil Perseroan memiliki ketentuan yang mengatur penyisihan tertentu secara spesifik (seperti penyisihan kredit investasi dan pemulihan biaya bunga), yang dihitung berdasarkan tingkat suku bunga yang disetujui atas saldo belanja modal yang masih tersedia, sehingga anak perusahaan Perseroan dapat memperoleh kembali nilai penyisihan tersebut. Penyisihan tersebut tidak diakui sebagai beban secara pajak;

• berdasarkan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, pengenaan pajak 20% dari produksi minyak dan gas sebelum dikurangi pemulihan biaya dapat ditangguhkan hingga posisi “equity to be split” tersedia. Hal ini tidak selalu konsisten dengan metode perhitungan pajak berdasarkan peraturan pajak penghasilan Indonesia secara umum;

• berdasarkan peraturan perpajakan yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, tidak ada batasan yang ditetapkan atas biaya kumulatif yang belum dipulihkan tahun-tahun sebelumnya, berbeda dengan pembatasan jumlah tahun tertentu berdasarkan peraturan pajak penghasilan Indonesia secara umum; berdasarkan peraturan pajak yang berlaku bagi Kontrak Bagi Hasil, pengurangan biaya dilakukan sejak tanggal suatu beban administrasi terjadi atau diakui dan sejak tanggal suatu pengeluaran atas aset ditempatkan untuk digunakan, berbeda dengan pengurangan biaya yang timbul sejak tanggal suatu beban terjadi atau diakui berdasarkan peraturan pajak penghasilan Indonesia secara umum.

Sebagai akibat perbedaan-perbedaan tersebut di atas yang menimbulkan adanya pajak tangguhan, penurunan atau kenaikan beban pajak (pajak kini dikurangi atau ditambah dengan pajak tangguhan) tidak selamanya sejalan dengan penurunan atau kenaikan penjualan. Biaya-biaya yang diakui secara pajak tentunya wajib dihitung berdasarkan peraturan pajak yang berlaku atas Kontrak Bagi Hasil guna menghitung penghasilan kena pajak Perseroan serta biaya pajak yang terkait dalam suatu periode.

Tarif pajak penghasilan Indonesia yang berlaku atas Kontrak Bagi Hasil Perseroan pada saat ini berkisar antara 25% hingga 35%, tergantung pada ketentuan Kontrak Bagi Hasil yang berlaku atas penghasilan yang diperoleh serta tarif pajak yang berlaku pada saat Kontrak Bagi Hasil tersebut diadakan, dan persentase tersebut berdampak pada tarif pajak efektif Perseroan. Kontrak Bagi Hasil Perseroan juga dikenakan pajak dividen Kontrak Bagi Hasil yang berkisar antara 15% hingga 20%. Beban pajak penghasilan Perseroan dipengaruhi secara signifikan oleh ketentuan yang mengatur bahwa Kontrak Bagi Hasil tidak dapat dikonsolidasikan dalam perhitungan pajak penghasilan Indonesia, dengan demikian, Perseroan tidak dapat melakukan saling hapus antara kerugian satu Kontrak Bagi Hasil dengan laba yang diperoleh dari Kontrak Bagi Hasil lainnya. Setiap Kontrak Bagi Hasil dikenakan pajak secara terpisah, dan pengurangan silang tidak diperbolehkan.

H. Kondisi Politik dan Keamanan di Negara-Negara tempat Perseroan Beroperasi

Walaupun aset Perseroan terutama terletak di Indonesia, Perseroan juga memiliki operasi di Oman, Yemen, Tunisia, dan Libya. Operasi-operasi tersebut mungkin dipengaruhi oleh pertimbangan politik dan keamanan. Pada tahun 2016, Perseroan membukukan kerugian penurunan nilai atas aset minyak dan gas bumi senilai USD278,5 juta terutama sehubungan dengan penurunan nilai aset Perseroan di Libya dan Tunisia, dimana sebagian dari kerugian penurunan nilai tersebut yang berasal dari Libya, telah dilakukan pembalikan sebesar USD100,0 juta pada tahun 2017. Penurunan nilai aset tersebut merupakan hasil penilaian risiko yang dilakukan Perseroan terhadap kondisi politik di wilayah Afrika Utara, yang mempengaruhi profitabilitas Perseroan pada tahun berjalan. Operasi Perseroan

di Tunisia sempat dihentikan sementara akibat demonstrasi buruh yang terjadi sejak bulan April hingga awal Juni 2017. Pada akhir Juni 2017 operasi Perseroan di Tunisia sudah berjalan normal kembali. Tidak ada kegiatan yang dilakukan di blok-blok Perseroan di Yemen sejak tahun 2014, akibat kondisi keamanan yang tidak kondusif, dan satu blok sedang dalam proses pengembalian ke Pemerintah Yemen dan blok lainnya tengah mengajukan keadaan kahar. Perseroan akan tetap memantau dan menilai kondisi-kondisi tersebut sebelum melanjutkan operasi Perseroan.

5.3. Kebijakan Akuntansi Penting

Penyusunan laporan keuangan konsolidasian interim Perseroan mengharuskan manajemen untuk membuat pertimbangan, estimasi dan asumsi yang mempengaruhi jumlah pendapatan, beban, aset dan liabilitas yang dilaporkan, dan pengungkapan atas liabilitas kontinjensi, pada tanggal pelaporan.

Ketidakpastian mengenai estimasi dan asumsi tersebut dapat mengakibatkan penyesuaian material terhadap nilai tercatat dari aset dan liabilitas di masa yang akan datang.

PERTIMBANGAN

Pertimbangan berikut ini dibuat oleh manajemen dalam rangka penerapan kebijakan akuntansi Perseroan yang memiliki pengaruh paling signifikan atas jumlah yang diakui dalam laporan keuangan konsolidasian interim:

Penentuan Mata Uang Fungsional

Mata uang fungsional adalah mata uang dari lingkungan ekonomi primer dimana entitas beroperasi. Manajemen mempertimbangkan mata uang yang paling mempengaruhi pendapatan dan beban dari jasa yang diberikan serta mempertimbangkan indikator lainnya dalam menentukan mata uang yang paling tepat menggambarkan pengaruh ekonomi dari transaksi, kejadian dan kondisi yang mendasari.

Pajak Penghasilan

Pertimbangan signifikan dilakukan dalam menentukan provisi atas pajak penghasilan badan. Terdapat transaksi dan perhitungan tertentu yang penentuan pajak akhirnya tidak dapat ditentukan secara pasti dalam kegiatan usaha normal. Perseroan mengakui liabilitas atas pajak penghasilan badan berdasarkan estimasi apakah akan terdapat tambahan pajak penghasilan badan yang akan terutang.

Klasifikasi Aset dan Liabilitas Keuangan

Perseroan menetapkan klasifikasi aset dan liabilitas tertentu sebagai aset keuangan dan liabilitas keuangan apabila aset dan liabilitas tersebut memenuhi definisi yang ditetapkan PSAK No. 55 (Revisi 2014) berdasarkan pertimbangan Perseroan.

Pengaturan Bersama

Pertimbangan diperlukan untuk menentukan kapan Perseroan memiliki pengendalian bersama terhadap sebuah pengaturan, yang memerlukan penilaian dari aktivitas yang relevan dan apabila keputusan sehubungan dengan aktivitas tersebut mengharuskan persetujuan dengan suara bulat.

Perseroan menetapkan bahwa aktivitas relevan bagi Perseroan untuk pengaturan bersama adalah aktivitas yang berhubungan dengan keputusan keuangan, operasional dan modal dari pengaturan tersebut. Pertimbangan- pertimbangan yang dibuat dalam menentukan pengendalian bersama adalah sama dengan penentuan pengendalian atas entitas anak.

Pertimbangan juga diperlukan untuk menentukan klasifikasi suatu pengaturan bersama. Pengklasifikasian tersebut mengharuskan Perseroan menilai hak dan kewajibannya yang timbul dari pengaturan bersama. Secara khusus, Perseroan mempertimbangkan:

• Struktur pengaturan bersama – apakah dibentuk melalui kendaraan terpisah;

• Ketika pengaturan bersama dibentuk melalui kendaraan terpisah, Perseroan juga mempertimbangkan hak dan kewajiban para pihak yang timbul dari:

- Bentuk hukum dari kendaraan terpisah;

- Persyaratan pengaturan kontraktual; dan

- Fakta dan keadaan lainnya, jika relevan.

Penilaian tersebut sering memerlukan pertimbangan yang signifikan. Kesimpulan yang berbeda baik atas kesimpulan mengenai pengendalian bersama dan apakah suatu pengaturan adalah sebuah operasi bersama atau ventura bersama, dapat secara material mempengaruhi perlakuan akuntansinya.

ESTIMASI DAN ASUMSI

Asumsi utama masa depan dan sumber utama estimasi ketidakpastian lain pada tanggal pelaporan yang memiliki risiko signifikan yang mungkin mengakibatkan penyesuaian yang material terhadap nilai tercatat aset dan liabilitas untuk periode berikutnya diungkapkan di bawah ini. Perseroan mendasarkan estimasi dan asumsi pada parameter yang tersedia pada saat laporan keuangan konsolidasian interim disusun. Asumsi dan situasi mengenai perkembangan masa depan tersebut mungkin berubah akibat perubahan pasar atau situasi yang timbul di luar kendali Perseroan. Perubahan tersebut dicerminkan dalam asumsi terkait pada saat terjadinya.

Alokasi Biaya Perolehan dan Penurunan Xxxxx Xxxxxxxx

Akuntansi akuisisi mengharuskan penggunaan estimasi akuntansi secara ekstensif dalam mengalokasikan biaya perolehan kepada nilai pasar wajar yang dapat diandalkan atas aset dan liabilitas yang diakuisisi, termasuk aset tak berwujud. Sesuai PSAK No. 22 (Revisi 2010), “Kombinasi Bisnis”, goodwill tidak diamortisasi dan diuji untuk penurunan nilai setiap tahun.

Uji penurunan nilai dilakukan apabila terdapat indikasi penurunan nilai. Dalam hal goodwill, aset terkait diuji untuk penurunan nilai setiap tahun dan pada saat terdapat indikasi penurunan nilai; manajemen harus menggunakan pertimbangannya dalam mengestimasi nilai terpulihkan dan menentukan jumlah penurunan nilai.

Penyisihan atas Penurunan Nilai Piutang

Perseroan mengevaluasi akun tertentu jika terdapat informasi bahwa pelanggan dan debitur yang bersangkutan tidak dapat memenuhi kewajiban keuangannya. Dalam hal tersebut, Perseroan mempertimbangkan, berdasarkan fakta dan situasi yang tersedia, termasuk namun tidak terbatas pada, jangka waktu hubungan dengan pelanggan atau debitur dan atau status kredit dari pelanggan atau debitur berdasarkan catatan kredit dari pihak ketiga dan faktor pasar yang telah diketahui, untuk mencatat provisi spesifik atas jumlah piutang pelanggan atau debitur guna mengurangi jumlah piutang sebesar jumlah yang diharapkan dapat diterima oleh Perseroan. Provisi spesifik ini dievaluasi kembali dan disesuaikan jika tambahan informasi yang diterima mempengaruhi jumlah penyisihan untuk penurunan nilai piutang. Nilai tercatat dari piutang usaha Perseroan sebelum cadangan untuk penurunan nilai pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015, masing-masing sebesar USD184,0 juta, USD183,5 juta dan USD98,8 juta. Nilai tercatat dari piutang lain-lain Perseroan sebelum cadangan untuk penurunan nilai pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015 termasuk porsi lancar dan tidak lancar masing-masing sebesar USD476,2 juta, USD416,9 juta dan USD162,2 juta.

Penurunan Nilai Aset Non-Keuangan

Perseroan mengevaluasi apakah terdapat indikator penurunan untuk semua aset non-keuangan pada setiap tanggal pelaporan. Aset non-keuangan diuji penurunan nilainya apabila terdapat indikasi adanya nilai tercatat yang tidak terpulihkan.

Ketika nilai pakai dalam perhitungan ditentukan, manajemen harus memperkirakan arus kas masa depan yang diharapkan diterima dari aset atau unit penghasil kas, dan menentukan tingkat diskonto yang sesuai untuk menghitung nilai kini dari arus kas tersebut.

Imbalan Pensiun dan Imbalan Pasca-kerja Lainnya

Penentuan kewajiban dan biaya pensiun dan imbalan pasca-kerja lainnya bergantung pada pemilihan asumsi yang digunakan oleh aktuaris independen dalam menghitung jumlah-jumlah tersebut. Asumsi tersebut termasuk tingkat diskonto, tingkat kenaikan gaji tahunan, tingkat pengunduran diri karyawan tahunan, tingkat kecacatan, umur pensiun dan tingkat kematian. Perseroan berkeyakinan bahwa asumsi tersebut adalah wajar dan sesuai, namun dikarenakan sifat jangka panjang dari liabilitas ini, estimasi tersebut adalah subjek dari ketidakpastian yang signifikan. Nilai tercatat atas liabilitas diestimasi imbalan kerja Perseroan (jangka pendek dan jangka panjang) pada tanggal

30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015 masing-masing sebesar USD41,8 juta, USD45,5 juta dan USD7,6 juta.

Penyusutan Aset Tetap dan Properti Investasi

Biaya perolehan aset tetap dan properti investasi disusutkan dengan menggunakan metode garis lurus berdasarkan estimasi masa manfaat ekonomisnya. Manajemen mengestimasi masa manfaat ekonomis aset tetap dan properti investasi antara 3 sampai 40 tahun. Ini merupakan masa manfaat yang secara umum diharapkan dalam industri dimana Perseroan menjalankan bisnisnya. Perubahan tingkat pemakaian dan perkembangan teknologi dapat mempengaruhi masa manfaat ekonomis dan nilai sisa aset, dan karenanya biaya penyusutan masa depan mungkin dapat direvisi. Nilai tercatat neto atas aset tetap Perseroan pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015 masing-masing sebesar USD7,1 juta, USD5,2 juta dan USD69,0 juta. Nilai tercatat neto atas properti investasi Perseroan pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015 masing-masing sebesar USD nihil, USD351,3 juta dan USD361,5 juta.

Aset Pajak Tangguhan

Aset pajak tangguhan diakui atas seluruh rugi fiskal dan beda temporer yang dapat dikurangkan yang belum digunakan sepanjang besar kemungkinannya bahwa penghasilan kena pajak akan tersedia sehingga rugi fiskal tersebut dapat digunakan. Estimasi signifikan oleh manajemen diperlukan dalam menentukan jumlah aset pajak tangguhan yang dapat diakui, berdasarkan saat penggunaan dan tingkat penghasilan kena pajak disertai dengan strategi perencanaan pajak masa depan.

Pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015, Perseroan memiliki rugi fiskal yang dapat dikompensasi dan biaya yang belum terpulihkan masing-masing sebesar USD99,2 juta, USD107,7 juta, dan USD319,7 juta yang tidak diakui sebagai pajak tangguhannya. Rugi fiskal tersebut terkait kepada entitas anak yang masih mengalami kerugian, belum kadaluwarsa dan tidak dapat digunakan untuk disalinghapuskan dengan penghasilan kena pajak entitas lain dalam Grup Perseroan dan biaya yang belum terpulihkan terkait kepada entitas anak yang bergerak dalam eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi yang dapat terpulihkan melalui penjualan minyak dan gas bumi ketika sudah berproduksi.

Penyisihan Penurunan Nilai dan Keusangan Persediaan

Penyisihan penurunan nilai dan keusangan persediaan diestimasi berdasarkan fakta dan keadaan terbaik yang tersedia, termasuk namun tidak terbatas kepada kondisi fisik persediaan yang dimiliki, harga jual pasar, estimasi biaya penyelesaian dan estimasi biaya yang timbul untuk penjualan. Provisi dievaluasi kembali dan disesuaikan jika terdapat tambahan informasi yang mempengaruhi jumlah yang diestimasi. Nilai tercatat persediaan Perseroan sebelum cadangan atas keusangan dan penurunan nilai pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 2015 masing-masing sebesar USD85,0 juta, USD70,5 juta dan USD40,2 juta.

Liabilitas Pembongkaran Aset dan Restorasi Area

Perseroan mengakui provisi untuk liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area terkait dengan sumur minyak dan gas bumi, area tambang batu bara, dan fasilitas dan infrastruktur terkait. Dalam menentukan nilai provisi, asumsi dan estimasi yang diperlukan adalah tingkat diskonto dan biaya yang diharapkan untuk membongkar dan memindahkan semua peralatan dari daerah pengeboran dan restorasi area. Nilai tercatat dari provisi tersebut pada tanggal 30 September 2017 dan 31 Desember 2016 dan 31 Desember 2015 masing-masing sebesar USD60,6 juta, USD54,5 juta dan USD73,0 juta.

Estimasi Cadangan

Cadangan minyak dan gas bumi terbukti adalah perkiraan jumlah minyak mentah dan gas alam yang berdasarkan data geologis dan teknis dapat diambil dengan tingkat kepastian yang memadai di tahun-tahun mendatang dari cadangan yang ada berdasarkan kondisi ekonomi dan operasi yang sekarang ada, misalnya terkait dengan harga dan biaya pada tanggal estimasi tersebut dibuat. Cadangan terbukti meliputi:

(i) cadangan terbukti dikembangkan: jumlah hidrokarbon yang diharapkan akan diambil melalui sumur, fasilitas, dan metode operasi yang sekarang ada; dan

(ii) cadangan terbukti yang belum dikembangkan: jumlah hidrokarbon yang diharapkan dapat diambil setelah adanya pengeboran, fasilitas dan metode operasi baru.

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

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

- Penyusutan dan amortisasi yang ditentukan berdasarkan unit produksi, atau jika masa manfaat ekonomi sumur aset berubah.

- Provisi biaya pembongkaran, restorasi lokasi aset dan hal-hal yang berkaitan dengan lingkungan dapat berubah apabila terjadi perubahan dalam perkiraan cadangan yang mempengaruhi ekspektasi tentang waktu atau biaya kegiatan ini.

- Nilai tercatat aset/liabilitas pajak tangguhan dapat berubah karena perubahan estimasi pemulihan manfaat pajak.

5.4. Analisis Komponen-komponen Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain Konsolidasian

Penjualan minyak dan gas bumi - neto

Penjualan minyak dan gas neto dipengaruhi oleh volume hak bagi hasil bersih Perseroan untuk minyak dan gas berdasarkan kesepakatan bagi hasil dan harga jual. Perseroan menjual seluruh hak bagi hasil bersih atas minyak mentah melalui proses tender yang kompetitif. Selain itu, tergantung pada kondisi pasar, Perseroan mengadakan perjanjian penjualan jangka-pendek dengan pemenang tender. Hak bagi hasil minyak mentah yang tidak terjual melalui kontrak penjualan dijual di pasar spot. Bagian substansial dari hak bagi hasil bersih minyak mentah di Indonesia pada tahun 2016 dijual kepada pelanggan di luar Indonesia (selain minyak yang dijual sehubungan dengan kewajiban DMO Perseroan). Pada saat ini, Perseroan menjual hampir seluruh minyak yang diproduksi di Indonesia pada tingkat harga yang ditentukan berdasarkan ICP, dengan penyesuaian tertentu berdasarkan kualitas minyak mentah. Porsi biaya yang dapat dipulihkan (cost recovery) atas hak bagi hasil bersih minyak juga dihitung berdasarkan harga ICP.

Kontrak penjualan gas alam Perseroan di Indonesia pada umumnya merupakan kontrak jangka-panjang dengan harga sesuai perjanjian, sementara gas Perseroan yang diproduksi di Amerika Serikat diperdagangkan di pasar spot. Produksi gas di Indonesia pada tahun 2016 dijual kepada pelanggan lokal berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas jangka panjang. Ringkasan kesepakatan penjualan gas Perseroan disajikan dalam bagian Bab VIII dalam Prospektus ini.

Tabel di bawah ini menyajikan rincian jumlah penjualan minyak dan gas bumi - neto dan persentasenya terhadap jumlah penjualan minyak dan gas bumi - neto untuk masing-masing tahun sebagai berikut:

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Penjualan minyak dan gas bumi - neto	575.275.962	583.027.141	1,3%	386.040.210	595.074.910	54,1%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Penjualan minyak dan gas neto Perseroan meningkat sebesar 54,1% hingga mencapai USD595,1 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD386,0 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan penjualan minyak dan gas neto terutama didorong oleh kontribusi pendapatan dari Blok B Laut Natuna Selatan dan kenaikan dari harga realisasi rata-rata minyak dan gas bumi. Penjualan minyak mentah Perseroan meningkat hingga 26,2 MBOPD pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan 20,0 MBOPD pada periode yang sama pada tahun 2016. Harga realisasi rata-rata minyak mengalami

kenaikan hingga USD49,5/barel pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD39,5/barel pada periode yang sama pada tahun 2016. Penjualan gas Perseroan meningkat hingga 279,7 BBTUPD pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan 206,9 BBTUPD pada periode yang sama pada tahun 2016. Harga realisasi rata-rata gas alam mengalami kenaikan hingga USD5,5/MMBTU pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD4,2/MBTU pada periode yang sama pada tahun 2016.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Penjualan minyak dan gas neto Perseroan meningkat sebesar 1,3% menjadi USD583,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD575,3 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan penjualan minyak dan gas neto terutama disebabkan oleh kenaikan volume penjualan gas bumi, yang terutama didukung oleh penjualan dari lapangan Senoro di Tomori, yang telah mulai berproduksi penuh bulan September 2015. Kenaikan tersebut sebagian diimbangi oleh penurunan rata-rata harga jual yang terealisasi akibat penurunan harga minyak dan volume penjualan minyak, yang masing-masing disebabkan oleh penurunan produksi di blok yang telah berusia tua. Penjualan minyak mentah Perseroan mengalami penurunan menjadi 21,5 MBOPD pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan 22,2 MBOPD pada tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2015. Harga realisasi rata-rata minyak mengalami penurunan hingga mencapai USD42,3/barel pada tahun berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD49,3/barel pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Penjualan gas Perseroan mengalami kenaikan hingga mencapai 212,2 BBTUPD pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan 130,8 BBTUPD pada tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2015. Harga realisasi rata-rata gas alam mengalami penurunan hingga mencapai USD4,4/MMBTU pada tahun berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD5,2/MMBTU pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015.

Pendapatan dari jasa

Pendapatan dari jasa terutama berasal dari jasa pengangkutan dan pendistribusian gas.

Tabel di bawah ini menyajikan rincian jumlah pendapatan dari jasa dan persentasenya terhadap jumlah pendapatan dari jasa untuk masing-masing tahun sebagai berikut:

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Pendapatan dari jasa	6.982.011	7.009.841	0,4%	5.421.393	2.453.590	-54,7%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Pendapatan dari jasa Perseroan menurun sebesar 54,7% hingga mencapai USD2,5 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD5,4 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Penurunan pendapatan dari jasa terutama disebabkan oleh penurunan tarif biaya transportasi melalui pipa gas dengan PLN.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Pendapatan dari jasa Perseroan berada di kisaran yang normal dimana hanya naik sebesar 0,4% menjadi USD7,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 dari USD7,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015.

Beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya

Biaya produksi dan lifting

Biaya produksi dan lifting terutama terdiri dari (i) biaya kontrak minyak dan gas bumi yang terdiri dari biaya-biaya yang dapat secara langsung diatribusikan kepada kegiatan minyak dan gas dalam operasi domestik dan internasional, yang terutama meliputi biaya tenaga kerja dan utilitas, (ii) biaya overhead operasi lapangan, yang terdiri dari sejumlah biaya administratif seperti biaya tenaga kerja, sewa peralatan dan utilitas; dan (iii) biaya operasi dan pemeliharaan, dan dalam jumlah yang lebih rendah, biaya pendukung operasi serta biaya pipa dan transportasi.

Penyusutan, deplesi dan amortisasi

Penyusutan, deplesi dan amortisasi terutama timbul dari deplesi biaya eksplorasi dan pengembangan minyak dan gas yang dikapitalisasi, yang dihitung dengan menggunakan metode unit produksi, serta penyusutan properti investasi.

Biaya pembelian minyak mentah

Biaya pembelian minyak mentah Perseroan terdiri dari pembayaran untuk minyak mentah (di luar hak bagi hasil Perseroan) yang dibeli dari SKK Migas dan Pertamina untuk kemudian dijual ke pelanggan asing. Perseroan menyelesaikan posisi lifting dengan SKK Migas dan Pertamina setiap akhir tahun.

Beban eksplorasi

Beban eksplorasi meliputi biaya sumur kering dan biaya overhead eksplorasi. Beban eksplorasi bergerak sesuai dengan tingkat kegiatan eksplorasi dan tingkat kesuksesan kegiatan tersebut, karena semua biaya yang terkait dengan aktivitas pengeboran dan peralatan sumur eksplorasi untuk menemukan atau menghasilkan cadangan terbukti, pada awalnya dikapitalisasi dan dicatat sebagai aset eksplorasi dan evaluasi hingga aktivitas eksplorasi tersebut ditetapkan tidak berhasil. Pada saat itulah Perseroan membukukan beban eksplorasi untuk sumur kering.

Biaya jasa

Biaya jasa merupakan biaya-biaya terkait kegiatan pengeboran di Oman berdasarkan kontrak jasa Oman untuk Xxxxx Xxxxx Fields dimana Perseroan beroperasi dan memberikan jasa bagi pemiliknya, Petroleum Development Oman LLC dan kegiatan operasional pengangkutan dan pendistribusian gas.

Tabel di bawah ini menyajikan rincian jumlah beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya serta persentasenya terhadap jumlah beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya untuk masing-masing tahun sebagai berikut:

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Biaya produksi dan lifting	215.265.607	205.051.669	-4,7%	129.568.490	144.340.290	11,4%
Penyusutan, xxxxxxx dan amortisasi	117.073.909	113.792.871	-2,8%	80.465.500	112.371.960	39,7%
Biaya pembelian minyak mentah	21.278.975	13.307.007	-37,5%	5.477.340	29.628.561	440,9%
Beban eksplorasi	6.811.268	7.016.432	3,0%	5.038.414	10.315.579	104,7%
Biaya jasa	1.407.014	1.523.025	8,2%	1.252.966	702.618	-43,9%
Jumlah beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya	361.836.773	340.691.004	-5,8%	221.802.710	297.359.008	34,1%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Beban pokok penjualan dan biaya lainnya meningkat sebesar 34,1% hingga mencapai USD297,4 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD221,8 juta pada periode yang sama pada tahun 2016.

Biaya produksi dan lifting. Biaya produksi dan lifting meningkat sebesar 11,4% menjadi USD144,3 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD129,6 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh kontribusi biaya produksi dan lifting dari Blok B Laut Natuna Selatan, yang diakuisisi Perseroan pada bulan November 2016.

Penyusutan, deplesi dan amortisasi. Penyusutan, deplesi dan amortisasi mengalami kenaikan 39,7% menjadi USD112,4 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari USD80,5 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh beban penyusutan aset minyak dan gas bumi di Blok B Laut Natuna Selatan, yang diakuisisi Perseroan pada bulan November 2016.

Biaya pembelian minyak mentah. Biaya pembelian minyak mentah mengalami kenaikan 440,9% menjadi USD29,6 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari USD5,5 juta pada periode yang

sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh tambahan pembelian minyak mentah di Blok B Laut Natuna Selatan, yang diakuisisi Perseroan pada bulan November 2016.

Beban eksplorasi. Beban eksplorasi mengalami kenaikan 104,7% menjadi USD10,3 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari USD5,0 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh peningkatan aktivitas eksplorasi di periode berjalan di wilayah-wilayah yang telah ada.

Biaya jasa. Biaya jasa pada 30 September 2017 adalah sebesar USD0,7 juta, dimana terjadi penurunan sebesar 43,9% dibandingkan dengan USD1,3 juta pada 30 September 2016. Penurunan biaya jasa pada periode tersebut disebabkan karena penurunan kegiatan operasional di MEGS.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya menurun sebesar 5,8% menjadi USD340,7 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD361,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015.

Biaya produksi dan lifting. Biaya produksi dan lifting Perseroan mengalami penurunan sebesar 4,7% menjadi USD205,1 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD215,3 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh penurunan beban operasi dan pemeliharaan serta biaya pipa dan transportasi melalui upaya efisiensi biaya dan diimbangi oleh peningkatan biaya tenaga kerja dan utilitas di entitas Perseroan yang berada di luar negeri.

Penyusutan, deplesi dan amortisasi. Penyusutan, deplesi dan amortisasi mengalami penurunan sebesar 2,8% menjadi USD113,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 dari USD117,1 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh natural production decline atas sumur-sumur tua yang dimiliki Perseroan.

Biaya pembelian minyak mentah. Biaya pembelian minyak mentah mengalami penurunan sebesar 37,5% menjadi USD13,3 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan USD21,3 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh penurunan harga minyak di 2016.

Beban eksplorasi. Beban eksplorasi mengalami kenaikan tipis sebesar 3,0% menjadi USD7,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 dari USD6,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh peningkatan kegiatan eksplorasi di wilayah-wilayah yang telah ada.

Biaya jasa. Biaya jasa mengalami kenaikan sebesar 8,2% menjadi USD1,5 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan USD1,4 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015 terutama disebabkan oleh aktivitas operasional sehubungan dengan pendistribusian gas.

Laba kotor

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Laba Kotor	220.421.200	249.345.978	13,1%	169.658.893	300.169.492	76,9%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Laba kotor meningkat sebesar 76,9% hingga mencapai USD300,2 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD169,7 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Margin laba kotor meningkat hingga mencapai 50,2% pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari 43,3% pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama dipicu oleh kenaikan pendapatan Perseroan yang dikontribusikan oleh Blok B Laut Natuna Selatan, yang memiliki margin dan harga minyak yang lebih tinggi dikarenakan masuk kategori maturing block. Margin laba kotor dihitung dengan cara membandingkan laba kotor dengan penjualan bersih.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Laba kotor mengalami kenaikan sebesar 13,1% menjadi USD249,3 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD220,4 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Margin laba kotor meningkat hingga mencapai 42,3% pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dari 37,9% pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh kenaikan pendapatan serta penurunan biaya produksi dan lifting dan biaya pembelian minyak mentah. Margin laba kotor dihitung dengan cara membandingkan laba kotor dengan penjualan bersih.

Beban penjualan, umum dan administrasi

Beban umum dan administrasi terdiri dari beban gaji, upah dan imbalan kerja lainnya; perawatan dan perbaikan; honorarium profesional; jasa; asuransi; sewa; beban kontrak; transportasi; penyusutan; peralatan dan perlengkapan kantor; pendidikan; penurunan nilai piutang; dan lain-lain. Beban penjualan terdiri dari beban ekspor; perjalanan dinas; iklan dan promosi; dan jamuan.

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Umum dan administrasi
Xxxx, upah dan imbalan kerja lainnya	50.690.169	46.375.672	-8,5%	36.682.781	56.274.280	53,4%
Penurunan nilai piutang	-	-	NA	-	9.289.315	NA
Honorarium profesional	5.969.002	9.574.779	60,4%	5.292.985	5.457.093	3,1%
Jasa	2.034.818	2.398.294	17,9%	1.022.344	5.160.506	404,8%
Sewa	12.941.836	407.761	-96,8%	946.648	4.742.933	401,0%
Asuransi	2.268.825	1.655.478	-27,0%	1.477.839	1.956.629	32,4%
Beban kontrak	5.154.511	2.620.103	-49,2%	1.382.092	1.432.001	3,6%
Perawatan dan perbaikan	1.990.318	2.175.560	9,3%	1.086.973	1.091.515	0,4%
Transportasi	2.113.857	824.454	-61,0%	1.026.485	1.063.258	3,6%
Peralatan dan perlengkapan kantor	6.936.135	1.437.255	-79,3%	2.137.364	992.686	-53,6%
Pendidikan	350.301	279.177	-20,3%	156.104	431.257	176,3%
Penyusutan	2.394.116	1.120.780	-53,2%	832.981	338.473	-59,4%
Lain-lain	6.252.435	14.398.974	130,3%	9.338.749	4.581.996	-50,9%
Sub-jumlah	99.096.323	83.268.287	-16,0%	61.383.345	92.811.942	51,2%
Penjualan
Beban ekspor	13.598.574	11.353.351	-16,5%	8.183.602	6.801.083	-16,9%
Perjalanan dinas	972.610	1.378.554	41,7%	901.010	1.415.450	57,1%
Iklan dan promosi	1.256.197	516.276	-58,9%	380.886	936.879	146,0%
Beban jamuan	16.058	13.048	-18,7%	10.213	24.219	137,1%
Sub-jumlah	15.843.439	13.261.229	-16,3%	9.475.711	9.177.631	-3,1%
Jumlah beban penjualan, umum dan administrasi	114.939.762	96.529.516	-16,0%	70.859.056	101.989.573	43,9%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Beban penjualan, umum dan administrasi meningkat sebesar 43,9% hingga mencapai USD102,0 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD70,9 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan beban penjualan, umum dan administrasi disebabkan oleh beban-beban dari Blok B Laut Natuna Selatan, yang diakuisisi Perseroan pada November 2016.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Beban penjualan, umum dan administrasi Perseroan mengalami penurunan sebesar 16,0% menjadi USD96,5 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD114,9 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh penurunan atas beban sewa serta peralatan dan perlengkapan kantor, beban kontrak sehubungan dengan penyediaan tenaga kerja, beban ekspor, beban transportasi, beban gaji, upah dan imbalan kerja lainnya. Penurunan tersebut diimbangi dengan peningkatan beban lain-lain dan honorarium profesional.

Penghasilan (beban) lain-lain

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)

31 Desember

30 September

2015*

2016*

(%)

2016**

2017

(%)

Beban pendanaan

(77.232.228)

(99.570.568)

28,9%

(67.293.426)

(95.645.991)

42,1%

Pendapatan bunga

5.965.013

7.578.386

27,0%

1.730.836

24.086.748

1291,6%

Pembalikan (kerugian)

penurunan nilai aset

(217.246.599)

(288.913.678)

33,0%

(160.197.719)

99.971.207

-162,4%

Keuntungan pembelian

diskon

551.655.417

18.852.320

43.067.951

128,4%

Pendapatan dari klaim asuransi

7.664.809

Keuntungan dari kombinasi bisnis secara bertahap

50.247.693

-100%

Kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya

untuk menjual

(11.924.603)

-100,0%

Bagian laba (rugi) dari entitas

asosiasi dan ventura bersama

7.206.901

(27.202.127)

-477,4%

2.236.135

(23.421.676)

-1147,4%

Pendapatan lain-lain

20.249.669

16.866.686

-16,7%

17.794.692

25.815.791

45,1%

Beban lain-lain

(14.030.257)

(6.215.992)

-55,7%

(3.749.976)

(5.453.070)

45,4%

Jumlah penghasilan (beban) lain-lain

(224.839.808)

142.273.521

-163,3%

(202.551.741)

76.085.769

-137,6%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Penghasilan lain-lain pada 30 September 2017 adalah sebesar USD76,1 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar USD278,6 juta dibandingkan dengan beban lain-lain sebesar USD202,6 juta pada 30 September 2016. Peningkatan penghasilan (beban) lain-lain pada periode tersebut terutama disebabkan oleh pembalikan penurunan nilai aset serta peningkatan pendapatan bunga.

Beban pendanaan. Beban pendanaan mengalami kenaikan 42,1% hingga mencapai USD95,6 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari USD67,3 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh peningkatan jumlah rata-rata pinjaman Perseroan pada tahun 2017 dibandingkan dengan tahun 2016.

Pendapatan bunga. Pendapatan bunga mengalami kenaikan 1291,6% hingga mencapai USD24,1 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari USD1,7 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh pendapatan bunga dari pinjaman pemegang saham ke AMIV.

Pembalikan (kerugian) penurunan nilai aset. Pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, Perseroan membukukan pembalikan penurunan nilai aset Libya senilai USD100,0 juta yang disebabkan oleh adanya perubahan atas asumsi yang digunakan berdasarkan kondisi terkini. Pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016, Perseroan membukukan kerugian penurunan nilai aset senilai USD160,2 juta yang disebabkan oleh perubahan nilai yang dapat dipulihkan dari properti minyak dan gas bumi karena penurunan harga minyak sepanjang tahun yang signifikan.

Perseroan melakukan evaluasi berdasarkan ketentuan PSAK No. 48 pada tanggal 30 September 2017, mengenai indikasi penurunan nilai maupun indikasi pembalikan penurunan nilai. Kondisi yang mengindikasikan pembalikan penurunan nilai antara lain perubahan signifikan yang berdampak menguntungkan baik dari faktor eksternal maupun internal. Karena Perseroan melakukan perhitungan nilai yang dapat dipulihkan menggunakan nilai pakai, maka faktor utama yang mempengaruhi estimasi nilai pakai adalah perubahan signifikan yang menguntungkan atas estimasi biaya pengembangan minyak dan gas bumi dan diharapkan akan berlanjut di masa mendatang dan penurunan tingkat diskonto yang digunakan dalam penghitungan nilai pakai aset oleh manajemen Perseroan. Dengan demikian, pembalikan cadangan penurunan nilai aset sebesar USD99.971.207 berasal dari evaluasi atas nilai pakai unit penghasil kas blok Libya yang dilakukan oleh manajemen di mana nilai pakai berdasarkan estimasi pada tanggal 30 September 2017 lebih tinggi daripada nilai tercatatnya. Dalam menghitung estimasi nilai pakai aset, Perseroan melakukan langkah-langkah sebagai berikut: (1) mengestimasi arus kas masuk dan arus kas keluar dari pemakaian aset tersebut, dan (2) menerapkan tingkat diskonto yang tepat atas arus kas tersebut. Berdasarkan perhitungan

manajemen, jumlah aset minyak dan gas bumi yang dapat dipulihkan yang berasal dari nilai pakai (sebesar USD117,75 juta) diproyeksikan lebih tinggi dari nilai tercatatnya (USD17,78 juta).

Keuntungan pembelian diskon. Keuntungan pembelian diskon mengalami kenaikan 128,4% hingga mencapai USD43,1 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 dari USD18,9 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh keuntungan atas akuisisi tambahan hak kepemilikan Perseroan di dalam Kontrak Bagi Hasil Blok A, Aceh yang nilainya lebih tinggi dibandingkan dengan keuntungan atas akuisisi Lundin Indonesia Holding BV yang memiliki hak partisipasi di Kontrak Bagi Hasil Blok Lematang, pada tahun 2016.

Pendapatan dari klaim asuransi. Pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, Perseroan membukukan pendapatan dari klaim asuransi sebesar USD7,7 juta sehubungan dengan insiden aliran gas di sumur eksplorasi Lagan Deep-1 di Kontrak Bagi Hasil Sumatera Selatan pada tahun 2011.

Kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual. Pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016, Perseroan membukukan kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual sebesar USD11,9 juta, yang terdiri dari kerugian penurunan nilai sehubungan dengan klasifikasi Kontrak Bagi Hasil Bawean sebagai aset yang dimiliki untuk dijual. Pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, Perseroan tidak membukukan kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual.

Bagian laba (rugi) dari entitas asosiasi dan ventura bersama. Perseroan membukukan bagiannya atas rugi dari entitas asosiasi dan ventura bersama Perseroan senilai USD23,4 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan bagian laba dari entitas asosiasi dan ventura bersama sebesar USD2,2 juta pada periode yang sama di tahun 2016. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh bagian Perseroan atas rugi bersih AMIV, entitas asosiasi yang dimiliki Perseroan sebesar 50% pada tahun 2016, dimana sebagian besar terdiri atas biaya terminasi aktivitas lindung nilai.

Pendapatan lain-lain. Pendapatan dan beban lain-lain mengalami kenaikan sebesar 45,1% hingga mencapai USD25,8 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD17,8 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh pendapatan atas jasa manajemen dari pemegang kepentingan kerja lainnya di Blok B Laut Natuna Selatan berdasarkan Perjanjian Operasi Bersama.

Beban lain-lain. Beban lain-lain mengalami kenaikan 45,4% hingga mencapai USD5,5 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dari USD3,7 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh rugi selisih kurs pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Penghasilan lain-lain pada tahun 2016 adalah sebesar USD142,3 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar USD367,1 juta dibandingkan dengan beban lain-lain sebesar USD224,8 juta pada tahun 2015. Peningkatan penghasilan lain-lain pada tahun 2016 terutama disebabkan oleh keuntungan pembelian diskon.

Beban pendanaan. Beban pendanaan mengalami kenaikan sebesar 28,9% hingga mencapai USD99,6 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD77,2 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan tersebut terutama disebabkan peningkatan saldo rata-rata pinjaman Perseroan pada tahun 2016 dibandingkan tahun 2015, serta kenaikan suku bunga rata-rata untuk pinjaman Perseroan yang berdenominasi Dolar AS.

Pendapatan bunga. Pendapatan bunga mengalami kenaikan 27,0% hingga mencapai USD7,6 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dari USD6,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh kenaikan pendapatan bunga dari pinjaman pemegang saham kepada AMIV.

Kerugian penurunan nilai aset. Kerugian penurunan nilai aset Perseroan meningkat sebesar 33,0% menjadi USD288,9 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD217,2 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Pada tahun 2015, kerugian penurunan nilai aset terutama disebabkan oleh perubahan nilai aset minyak dan gas sebagai akibat dari penurunan harga minyak pada tahun berjalan. Pada tahun 2016, kerugian tersebut terutama disebabkan oleh penurunan nilai aset Perseroan di Libya dan Tunisia berdasarkan hasil penilaian risiko yang dilakukan Perseroan terhadap kondisi politik di wilayah Afrika Utara.

Keuntungan pembelian diskon. Pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, Perseroan mencatat keuntungan pembelian diskon sebesar USD551,7 juta, yang terutama terdiri dari keuntungan atas pembelian hak kepemilikan Perseroan di AMIV sebesar USD467,2 juta, serta akuisisi hak kepemilikan Perseroan di Blok B Laut Natuna Selatan dan peningkatan hak efektif Perseroan di Kontrak Bagi Hasil Blok A, Aceh dan Lematang. Pada tahun 2015, Perseroan tidak membukukan keuntungan pembelian diskon.

Keuntungan dari kombinasi bisnis secara bertahap. Keuntungan dari kombinasi bisnis secara bertahap terdiri dari keuntungan senilai USD50,2 juta yang diakui Perseroan pada tahun 2015 sehubungan dengan penilaian kembali kepemilikan ekuitas awal Perseroan atas AMG. Pada awalnya Perseroan hanya mengakuisisi 49% saham AMG, perusahaan yang memiliki gedung The Energy di tahun 2013. Pada tahun 2015, Perseroan menambah kepemilikannya sebesar 51%, sehingga menjadi pemilik tunggal dari AMG. Sebagai akibat dari tambahan akuisisi di tahun 2015 tersebut, kepemilikan awal Perseroan sebesar 49% yang tadinya dicatat pada nilai wajar tahun 2013 dinilai kembali sesuai harga wajar tahun 2015. Pada tahun 2016, Perseroan tidak membukukan keuntungan dari kombinasi bisnis secara bertahap.

Kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual. Kerugian atas pengukuran nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 mencapai USD11,9 juta, yang terdiri dari kerugian penurunan nilai sehubungan dengan klasifikasi Kontrak Bagi Hasil Bawean sebagai aset yang dimiliki untuk dijual.

Bagian laba (rugi) dari entitas asosiasi dan ventura bersama. Pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, bagian rugi dari entitas asosiasi dan ventura bersama mencapai USD27,2 juta dibandingkan dengan bagian laba dari entitas asosiasi dan ventura bersama sebesar USD7,2 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Bagian rugi bersih pada tahun 2016 terutama disebabkan oleh bagian rugi bersih Perseroan dari AMIV karena membukukan biaya akuisisi AMNT diimbangi dengan bagian laba bersih Perseroan dari MPI. Bagian laba bersih pada tahun 2015 terutama disebabkan oleh bagian laba bersih Perseroan dari MPI.

Pendapatan lain-lain. Pendapatan lain-lain mengalami penurunan sebesar 16,7% menjadi USD16,9 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD20,2 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Pada tahun 2016, pendapatan lain-lain terutama terdiri dari penerimaan kas atas penggantian Pajak Pertambahan Nilai sebesar USD5,7 juta. Sementara pada tahun 2015, pendapatan lain-lain terutama berasal dari keuntungan atas investasi jangka pendek.

Beban lain-lain. Beban lain-lain mengalami penurunan sebesar 55,7% menjadi USD6,2 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dari USD14,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Penurunan tersebut terutama disebabkan oleh laba selisih kurs dan perubahan mekanisme pengembalian piutang Pajak Pertambahan Nilai. Pada periode Desember 2016 mekanisme pengembalian piutang Pajak Pertambahan Nilai melalui penagihan, sedangkan pada periode Desember 2015 melalui pembebanan pada biaya operasi.

Laba (rugi) sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Laba (rugi) sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan	(119.358.370)	295.089.983	-347,2%	(103.751.904)	274.265.688	-364,3%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Perseroan mencatat laba sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD274,3 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan dengan rugi sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD103,8 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Laba Perseroan pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017 terutama disebabkan oleh peningkatan penjualan minyak dan gas bumi - neto pada tahun 2017, pembalikan penurunan nilai aset, dan keuntungan pembelian diskon yang diimbangi dengan peningkatan beban penjualan, umum dan administrasi, bagian rugi dari entitas asosiasi dan ventura bersama, dan beban pendanaan. Rugi Perseroan pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016 terutama berasal dari kerugian penurunan nilai aset minyak dan gas bumi.

Perseroan mencatat laba sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD295,1 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan dengan rugi sebelum beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD119,4 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Laba Perseroan pada tahun 2016 terutama disebabkan oleh keuntungan pembelian diskon, kenaikan laba kotor, dan penurunan beban penjualan, umum dan administrasi, yang sebagian diimbangi oleh kenaikan penurunan nilai aset minyak dan gas serta kenaikan beban pendanaan. Kerugian pada tahun 2015 terutama disebabkan oleh kerugian penurunan nilai atas aset minyak dan gas bumi Perseroan.

Beban pajak penghasilan

Beban pajak terutama terdiri dari beban pajak kini setelah dikurangi pendapatan pajak tangguhan yang tersedia bagi Perseroan, yang ditentukan sesuai dengan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 46, “Akuntansi Pajak Penghasilan.” Penentuan beban pajak kini Perseroan secara umum adalah sebagai berikut: (i) anak perusahaan yang bergerak dalam bidang eksplorasi dan produksi minyak dan gas dikenakan tarif pajak penghasilan badan Indonesia, yang berkisar antara 25% sampai 35%, serta pajak dividen, yang berkisar antara 15% sampai 20%. Pajak dividen dihitung dari penghasilan kena pajak setelah pajak penghasilan badan Indonesia; dan (ii) Perseroan dan anak perusahaan lainnya dikenakan pajak badan, dengan tarif yang berkisar antara 17% sampai 25%.

Aset dan liabilitas pajak tangguhan diakui atas konsekuensi pajak di masa depan yang terkait dengan perbedaan antara nilai tercatat aset dan liabilitas berdasarkan laporan keuangan dengan dasar pengenaan pajak masing- masing.

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Beban pajak penghasilan	(31.439.654)	(63.285.019)	101,3%	(489.702)	(102.404.247)	20811,5%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan mengalami kenaikan hingga mencapai USD102,4 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan beban pajak sebesar USD0,5 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016. Hal ini disebabkan oleh kenaikan penghasilan kena pajak seiring dengan adanya tambahan pendapatan yang signifikan di tahun 2017.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Beban pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016 mengalami kenaikan sebesar 101,3% hingga mencapai USD63,3 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dari USD31,4 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh kenaikan laba sebelum pajak dari operasi yang dilanjutkan.

Laba (rugi) tahun/periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Laba (rugi) tahun/periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan	(150.798.024)	231.804.964	-253,7%	(104.241.606)	171.861.441	-264,9%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Akibat hal-hal tersebut di atas, Perseroan membukukan laba periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD171,9 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dan rugi periode berjalan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD104,2 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016.

Akibat hal-hal tersebut di atas, Perseroan membukukan laba tahun berjalan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD231,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dan rugi tahun berjalan dari operasi yang dilanjutkan sebesar USD150,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015.

Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan

Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan mencerminkan kerugian yang dihasilkan dari usaha sewa properti, pertambangan batu bara, blok dan operasi minyak dan gas bumi tertentu, serta jasa pengeboran dan produksi kimia yang dimiliki untuk dijual.

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan	(35.375.517)	(44.755.985)	26,5%	(43.476.097)	(3.776.052)	-91,3%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan mengalami penurunan sebesar 91,3% hingga mencapai USD3,8 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan USD43,5 juta pada periode yang sama pada tahun 2016. Penurunan tersebut terutama disebabkan karena adanya rugi penurunan nilai dari AMG yang diakui di 30 September 2016.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan mengalami kenaikan sebesar 26,5% menjadi USD44,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan USD35,4 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015. Kenaikan tersebut terutama disebabkan karena adanya rugi penurunan nilai dari AMG yang diakui di 31 Desember 2016.

Laba (rugi) tahun/periode berjalan

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Laba (rugi) tahun/periode berjalan	(186.173.541)	187.048.979	-200,5%	(147.717.703)	168.085.389	-213,8%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Akibat hal-hal tersebut di atas, Perseroan membukukan laba periode berjalan sebesar USD168,1 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan rugi periode berjalan sebesar USD147,7 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Akibat hal-hal tersebut di atas, Perseroan membukukan laba tahun berjalan sebesar USD187,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan rugi sebesar USD186,2 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015.

Laba (rugi) komprehensif tahun/periode berjalan

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)
	31 Desember			30 September
	2015*	2016*	(%)	2016**	2017	(%)
Penghasilan komprehensif lain yang akan direklasifikasi ke laba rugi

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)

31 Desember

30 September

2015*

2016*

(%)

2016**

2017

(%)

Selisih kurs karena

penjabaran laporan keuangan

(5.550.980)

1.927.379

-134,7%

4.401.977

269.171

-93,9%

Penyesuaian nilai wajar atas

instrumen lindung nilai arus kas

(1.786.666)

26.701.018

-1594,5%

24.817.055

15.539.917

-37,4%

Bagian pendapatan (rugi) komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama

5.924.578

(24.152.180)

-507,7%

(3.840.166)

(498.257)

-87,0%

Penghasilan komprehensif

lain yang tidak akan direklasifikasi ke laba rugi

Bagian pendapatan komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura

bersama

222.353

5.978

-97,3%

Pengukuran kembali program

imbalan kerja

5.574.795

3.723.354

-33,2%

3.098.515

(6.203.978)

-300,2%

Pajak penghasilan terkait dengan pos yang tidak direklasifikasi

(27.065)

(293.614)

984,8%

(309.884)

(903.122)

191,4%

Jumlah laba (rugi)

komprehensif tahun/periode berjalan

(181.816.526)

194.960.914

-207,2%

(119.550.206)

176.289.120

-247,5%

* Disajikan kembali

** Tidak diaudit

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 30 September 2016

Perseroan membukukan laba komprehensif periode berjalan sebesar USD176,3 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2017, dibandingkan dengan rugi komprehensif periode berjalan sebesar USD119,6 juta pada periode sembilan bulan yang berakhir tanggal 30 September 2016.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Jumlah laba komprehensif tahun berjalan mencapai USD195,0 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2016, dibandingkan dengan jumlah rugi komprehensif tahun berjalan sebesar USD181,8 juta pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2015.

5.5. Analisis Aset, Liabilitas dan Ekuitas

Aset

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)

NERACA	31 Desember			30 September
NERACA	2015	2016	(%)	2017	(%)
ASET
ASET LANCAR
Kas dan setara kas	463.175.233	164.560.884	-64,5%	364.841.270	121,7%
Investasi jangka pendek	225.930.397	66.885.629	-70,4%	26.420.130	-60,5%
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya	3.174.701	-	-100,0%	85.000.000	NA
Piutang usaha
- Pihak berelasi	20.220.257	694.960	-96,6%	-	-100,0%
- Pihak ketiga	78.320.827	182.511.820	133,0%	179.486.538	-1,7%
Piutang lain-lain

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)

NERACA	31 Desember			30 September
NERACA	2015	2016	(%)	2017	(%)
- Pihak berelasi	2.227.846	250.745.343	11155,1%	271.327.355	8,2%
- Pihak ketiga	120.596.059	100.868.158	-16,4%	104.589.968	3,7%
Persediaan	40.067.047	70.290.770	75,4%	84.844.142	20,7%
Aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual	1.237.635	266.355.418	21421,3%	466.803.525	75,3%
Pajak dibayar dimuka	10.141.018	4.244.739	-58,1%	4.261.939	0,4%
Beban dibayar dimuka	3.538.317	4.741.217	34,0%	8.566.002	80,7%
Uang muka investasi	75.000.000	-	-100,0%	-	NA
Aset lancar lain-lain	1.233.939	22.361.847	1712,2%	8.034.610	-64,1%
Jumlah Aset Lancar	1.044.863.276	1.134.260.785	8,6%	1.604.175.479	41,4%
ASET TIDAK LANCAR
Piutang lain-lain
- Pihak berelasi	29.620.713	-	-100,0%	-	NA
- Pihak ketiga	920.812	51.793.728	5524,8%	84.103.321	62,4%
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya	3.958.521	2.401.983	-39,3%	2.108.489	-12,2%
Aset pajak tangguhan	31.146.229	90.359.085	190,1%	88.871.632	-1,6%
Investasi jangka panjang	208.691.221	924.497.143	343,0%	1.005.312.012	8,7%
Investasi pada proyek	22.709.840	22.674.035	-0,2%	-	-100,0%
Aset tetap	68.961.789	5.170.315	-92,5%	7.122.733	37,8%
Properti investasi	361.520.701	351.258.964	-2,8%	-	-100,0%
Aset eksplorasi dan evaluasi	81.739.073	70.439.368	-13,8%	103.182.640	46,5%
Aset minyak dan gas bumi	998.527.961	921.245.047	-7,7%	1.092.807.744	18,6%
Goodwill	37.125.795	16.237.204	-56,3%	1.017.204	-93,7%
Aset derivatif	-	1.659.449	NA	3.613.538	117,8%
Aset lain-lain	20.022.897	5.133.497	-74,4%	9.246.479	80,1%
Jumlah Aset Tidak Lancar	1.864.945.552	2.462.869.818	32,1%	2.397.385.792	-2,7%
JUMLAH ASET	2.909.808.828	3.597.130.603	23,6%	4.001.561.271	11,2%

Tanggal 30 September 2017 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2016

Pada tanggal 30 September 2017, jumlah aset Perseroan adalah sebesar USD4.001,6 juta, dimana terjadi kenaikan sebesar 11,2% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD3.597,1 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh kenaikan kas dan setara kas, deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya, piutang lain-lain, investasi jangka panjang, serta aset minyak dan gas bumi.

Kas dan setara kas. Kas dan setara kas pada 30 September 2017 adalah sebesar USD364,8 juta, dimana terjadi kenaikan sebesar 121,7% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD164,6 juta. Kenaikan kas dan setara kas terutama disebabkan oleh penerimaan kas dan setara kas dari aktivitas operasi, penerimaan dari pencairan investasi jangka pendek serta penerimaan dari pinjaman bank serta utang jangka panjang lainnya.

Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya. Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya pada 30 September 2017 adalah sebesar USD87,1 juta, dimana terjadi kenaikan sebesar 3526,5% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD2,4 juta. Kenaikan terutama disebabkan oleh adanya saldo bank yang dibatasi penggunaannya (Dolar Amerika Serikat) di PT Bank Mandiri (Persero) Tbk pada 30 September 2017 sebesar USD85 juta yang merupakan rekening yang dicadangkan terkait fasilitas kredit yang akan digunakan untuk pembiayaan akuisisi PT Saratoga Power.

Piutang lain-lain. Piutang lain-lain pada tanggal 30 September 2017 adalah sebesar USD460,0 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 14,0% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD403,4 juta. Hal ini sebagian besar disebabkan oleh peningkatan piutang atas Pajak Pertambahan Nilai yang dapat ditagihkan, piutang dari operasi Bersama, serta kapitalisasi pendapatan bunga atas piutang pemegang saham ke AMIV.

Investasi jangka panjang. Investasi jangka panjang pada tanggal 30 September 2017 adalah sebesar USD1.005,3 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 8,7% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD924,5 juta. Hal ini terutama disebabkan oleh reklasifikasi investasi jangka panjang di DSLNG dari aset yang dimiliki untuk dijual menjadi operasi yang dilanjutkan.

Aset minyak dan gas bumi. Aset minyak dan gas bumi pada tanggal 30 September 2017 adalah sebesar USD1.092,8 juta, dimana terjadi kenaikan sebesar 18,6% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD921,2 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh peningkatan hak efektif Perseroan di Kontrak Bagi Hasil Blok A, Aceh dan tambahan belanja modal atas area kerja tersebut.

Tanggal 31 Desember 2016 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2015

Pada tanggal 31 Desember 2016, jumlah aset Perseroan adalah sebesar USD3.597,1 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 23,6% dibandingkan posisi 31 Desember 2015 sebesar USD2.909,8 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh peningkatan pada piutang usaha, piutang lain-lain, persediaan, investasi jangka panjang setelah dikurangi dengan penurunan pada kas dan setara kas, investasi jangka pendek, uang muka investasi dan aset tetap.

Kas dan setara kas. Kas dan setara kas pada 31 Desember 2016 adalah sebesar USD164,6 juta, dimana terjadi penurunan sebesar 64,5% dibandingkan posisi 31 Desember 2015 sebesar USD463,2 juta. Penurunan kas dan setara kas terutama diakibatkan oleh aktivitas investasi pada ventura bersama, akuisisi entitas anak, penambahan aset minyak dan gas bumi, penambahan investasi jangka pendek, yang disertai peningkatan kas dari aktivitas operasi dan pendanaan sepanjang tahun 2016.

Piutang usaha. Piutang usaha pada tanggal 31 Desember 2016 adalah sebesar USD183,2 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 85,9% dibandingkan posisi 31 Desember 2015 sebesar USD98,5 juta. Hal ini sebagian besar disebabkan oleh peningkatan piutang dari aktivitas penjualan Perseroan.

Piutang lain-lain. Piutang lain-lain pada tanggal 31 Desember 2016 adalah sebesar USD403,4 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 163,0% dibandingkan posisi 31 Desember 2016 sebesar USD153,4 juta. Hal ini sebagian besar disebabkan karena adanya piutang Perseroan selaku pemegang saham kepada AMIV.

Persediaan. Persediaan pada tanggal 31 Desember 2016 adalah sebesar USD70,3 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 75,4% dibandingkan posisi 31 Desember 2015 sebesar USD40,1 juta. Peningkatan persediaan ini terutama berasal dari peningkatan persediaan suku cadang, perlengkapan sumur dan lainnya dan penambahan persediaan dari Blok B Natuna Selatan.

Investasi jangka panjang. Investasi jangka panjang pada tanggal 31 Desember 2016 adalah sebesar USD924,5 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 343,0% dibandingkan posisi 31 Desember 2015 sebesar USD208,7 juta. Hal ini disebabkan karena akuisisi atas AMIV.

Aset minyak dan gas bumi. Aset minyak dan gas bumi pada tanggal 31 Desember 2016 adalah sebesar USD921,2 juta, dimana terjadi penurunan sebesar 7,7% dibandingkan posisi 31 Desember 2015 sebesar USD998,5 juta. Penurunan ini sebagian besar disebabkan karena kontribusi penambahan aset minyak dan gas bumi atas akuisisi Blok B Laut Natuna Selatan dan Japex tidak dapat mengimbangi penurunan yang diakibatkan karena pengakukan rugi penurunan nilai dan reklasifikasi aset minyak dan gas bumi Blok Bawean ke operasi yang dihentikan dan dimiliki untuk dijual.

Liabilitas

(dalam USD, kecuali dinyatakan lain)

NERACA	31 Desember			30 September
NERACA	2015	2016	(%)	2017	(%)
LIABILITAS
LIABILITAS JANGKA PENDEK
Pinjaman bank jangka pendek	-	16.000.000	NA	-	-100,0%
Utang usaha
Pihak berelasi	57.936	-	-100,0%	-	NA
Pihak ketiga	77.324.045	104.920.029	35,7%	132.035.055	25,8%
Utang lain-lain
Pihak berelasi	1.740.327	-	-100,0%	-	NA
Pihak ketiga	72.809.232	102.524.904	40,8%	110.460.767	7,7%
Utang pajak	10.927.712	32.378.526	196,3%	32.881.522	1,6%
Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset tidak lancar yang diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk dijual	8.724.108	62.177.436	612,7%	195.405.337	214,3%
Biaya akrual dan provisi lain-lain	86.746.293	75.492.247	-13,0%	79.054.632	4,7%

Document Metadata

Table of Contents

JADWAL

Document Metadata