Back to announcement
20250625_MEDC_Pengumuman Pencatatan Awal Obligasi dan Sukuk_31908581_lamp1.pdf
Listing Text extracted MEDCSource file signed link, expires in 15 minutes
Extracted text 265
Page 1
JADWAL
Tanggal Efektif : 17 Juni 2025 Tanggal Pengembalian Uang Pemesan : 25 Juni 2025
Masa Penawaran Umum : 19 – 20 Juni 2025 Tanggal Distribusi Obligasi secara Elektronik (Tanggal Emisi) : 25 Juni 2025
Tanggal Penjatahan : 23 Juni 2025 Tanggal Pencatatan Pada Bursa Efek Indonesia : 26 Juni 2025
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, FAKTA, DATA ATAU LAPORAN DAN KEJUJURAN PENDAPAT YANG TERCANTUM DALAM PROSPEKTUS INI.
PT MEDCO ENERGI INTERNASIONAL Tbk
Berkedudukan di Jakarta Selatan, Indonesia
Kegiatan Usaha Utama:
Aktivitas perusahaan holding dan Aktivitas konsultasi manajemen lainnya
Kantor Pusat:
Gedung The Energy, Lantai 53-55, SCBD Lot 11A
Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53, Jakarta Selatan 12190
Telp. (62 21) 2995 3000
Faks. (62 21) 2995 3001
Email: medc@medcoenergi.com; corporate.secretary@medcoenergi.com
Situs web: www.medcoenergi.com
PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN KEPADA PEMODAL PROFESIONAL
OBLIGASI BERKELANJUTAN VI MEDCO ENERGI INTERNASIONAL
DENGAN TARGET DANA YANG AKAN DIHIMPUN SEBESAR
Rp5.000.000.000.000 (LIMA TRILIUN RUPIAH)
Dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan tersebut, Perseroan akan menerbitkan dan menawarkan
OBLIGASI BERKELANJUTAN VI MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP I TAHUN 2025
DENGAN JUMLAH POKOK OBLIGASI SEBESAR Rp1.000.000.000.000 (SATU TRILIUN RUPIAH) (”OBLIGASI”)
Obligasi ini terdiri dari 2 (dua) seri, yaitu Obligasi Seri A dan Seri B, yang masing-masing ditawarkan sebesar 100% (seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi. Obligasi
ini diterbitkan tanpa warkat kecuali Sertifikat Jumbo yang diterbitkan atas nama PT Kustodian Sentral Efek Indonesia (”KSEI”). Obligasi ini memberikan pilihan bagi
pemodal profesional untuk memilih Seri Obligasi yang dikehendaki sebagai berikut:
Seri A : Jumlah Obligasi Seri A yang ditawarkan adalah sebesar Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh koma
tujuh lima persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi Seri A adalah 7 (tujuh) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Obligasi dilakukan secara penuh
(bullet payment) pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.
Seri B : Jumlah Obligasi Seri B yang ditawarkan adalah sebesar Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,25% (delapan
koma dua lima persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi Seri B adalah 10 (sepuluh) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Obligasi dilakukan secara
penuh (bullet payment) pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.
Bunga Obligasi dibayarkan setiap triwulan (3 bulan) sejak Tanggal Emisi, sesuai dengan Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi. Pembayaran Bunga Obligasi pertama
masing-masing seri akan dilakukan pada tanggal 25 September 2025 sedangkan pembayaran Bunga Obligasi terakhir sekaligus jatuh tempo Obligasi adalah pada tanggal
tanggal 25 Juni 2032 untuk Seri A dan tanggal 25 Juni 2035 untuk Seri B yang juga merupakan Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi dari masing-masing Seri Pokok Obligasi.
OBLIGASI BERKELANJUTAN VI MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP II DAN TAHAP-TAHAP SELANJUTNYA (JIKA ADA) AKAN DITENTUKAN KEMUDIAN.
PENAWARAN UMUM INI MERUPAKAN PENAWARAN UMUM EFEK BERSIFAT UTANG KEPADA PEMODAL PROFESIONAL.
EFEK BERSIFAT UTANG KEPADA PEMODAL PROFESIONAL HANYA DAPAT DITAWARKAN DAN/ATAU DIJUAL KEPADA PEMODAL PROFESIONAL.
PENTING UNTUK DIPERHATIKAN
OBLIGASI INI TIDAK DIJAMIN DENGAN JAMINAN KHUSUS, TETAPI DIJAMIN DENGAN SELURUH HARTA KEKAYAAN 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 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 DI KEMUDIAN HARI, KECUALI HAK-HAK KREDITUR
PERSEROAN YANG DIJAMIN SECARA KHUSUS DENGAN KEKAYAAN PERSEROAN BAIK YANG TELAH ADA MAUPUN YANG AKAN ADA DI KEMUDIAN
HARI. KETERANGAN SELENGKAPNYA MENGENAI JAMINAN DAPAT DILIHAT PADA BAB I PROSPEKTUS INI.
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 UNTUK DISIMPAN
DENGAN MEMPERHATIKAN KETENTUAN DALAM PERJANJIAN PERWALIAMANATAN DAN PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN YANG BERLAKU.
KETERANGAN MENGENAI PEMBELIAN KEMBALI DAPAT DILIHAT PADA BAB I PERIHAL PENAWARAN UMUM DI DALAM PROSPEKTUS INI.
PERSEROAN MEMPUNYAI HAK PENUH UNTUK MELAKUKAN OPSI BELI OBLIGASI YAITU MELAKUKAN PEMBAYARAN PENUH ATAU PELUNASAN AWAL
ATAS SELURUH OBLIGASI SERI A DAN/ATAU SERI B KEPADA PEMEGANG OBLIGASI, DIMANA PELAKSANAAN PEMBAYARAN OBLIGASI TERSEBUT
DILAKUKAN MELALUI AGEN PEMBAYARAN. KETERANGAN LEBIH LANJUT MENGENAI SYARAT-SYARAT PELUNASAN AWAL ATAS SELURUH OBLIGASI
SERI A DAN/ATAU SERI B DAPAT DILIHAT PADA BAB I PERIHAL PENAWARAN UMUM DALAM PROSPEKTUS INI.
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.
DALAM RANGKA PENERBITAN OBLIGASI BERKELANJUTAN INI, PERSEROAN TELAH MEMPEROLEH HASIL PEMERINGKATAN ATAS SURAT UTANG
JANGKA PANJANG OBLIGASI DARI PT PEMERINGKAT EFEK INDONESIA (“PEFINDO”):
id
AA-
(Double A Minus)
UNTUK KETERANGAN LEBIH LANJUT DAPAT DILIHAT PADA BAB I PERIHAL PENAWARAN UMUM DI DALAM PROSPEKTUS INI.
RISIKO UTAMA YANG DIHADAPI OLEH PERSEROAN ADALAH PERSEROAN TERGANTUNG PADA KEMAMPUAN UNTUK MEMPRODUKSI, MENGEMBANGKAN
SERTA MENGGANTIKAN CADANGAN YANG TELAH ADA SERTA MENEMUKAN CADANGAN BARU BAGI KEGIATAN USAHA PERSEROAN. RISIKO USAHA
PERSEROAN SELENGKAPNYA DICANTUMKAN PADA BAB IV DALAM PROSPEKTUS INI.
RISIKO YANG MUNGKIN DIHADAPI INVESTOR PEMBELI OBLIGASI ADALAH TIDAK LIKUIDNYA OBLIGASI YANG DITAWARKAN DALAM PENAWARAN
UMUM BERKELANJUTAN INI YANG ANTARA LAIN DISEBABKAN KARENA TUJUAN PEMBELIAN OBLIGASI SEBAGAI INVESTASI JANGKA PANJANG.
PENCATATAN ATAS OBLIGASI YANG DITAWARKAN INI AKAN DILAKUKAN PADA PT BURSA EFEK INDONESIA (“BEI”)
PENAWARAN UMUM OBLIGASI INI DIJAMIN SECARA KESANGGUPAN PENUH (FULL COMMITMENT)
PENJAMIN PELAKSANAN EMISI OBLIGASI DAN PENJAMIN EMISI OBLIGASI
PT BRI DANAREKSA SEKURITAS PT DBS VICKERS SEKURITAS PT MANDIRI SEKURITAS PT TRIMEGAH SEKURITAS
INDONESIA INDONESIA Tbk
WALI AMANAT
PT Bank Mega Tbk
Prospektus ini diterbitkan di Jakarta pada tanggal 18 Juni 2025
Page 2
Perseroan telah menyampaikan Pernyataan Pendaftaran Emisi Penawaran Umum Berkelanjutan Kepada Pemodal Profesional Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional dengan target dana yang dihimpun sebesar Rp5.000.000.000.000,- (lima triliun Rupiah) kepada Kepala Eksekutif Pengawas Pasar Modal, Keuangan Derivatif, dan Bursa Karbon Otoritas Jasa Keuangan (“OJK”) di Jakarta dengan Surat Pengantar untuk Pernyataan Pendaftaran Dalam Rangka Penawaran Umum Berkelanjutan Kepada Pemodal Profesional Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2025 No. EXT-018/CFFT/INA/MEDC/IV/2025 tanggal 17 April 2025 sesuai dengan persyaratan yang ditetapkan Undang-Undang No. 8 tahun 1995 tanggal 10 November 1995 tentang Pasar Modal, Lembaran Negara Republik Indonesia No. 64 Tahun 1995, Tambahan No. 3608 sebagaimana diubah sebagian dengan Undang-undang No.4 tahun 2023 tentang Pengembangan dan Penguatan Sektor Keuangan (“UUP2SK”) beserta peraturan-peraturan pelaksanaannya (selanjutnya disebut “UUPM” atau “Undang-Undang Pasar Modal”). Bahwa dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan tersebut, Perseroan akan menerbitkan dan menawarkan Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional dengan total target dana yang akan dihimpun sebesar Rp5.000.000.000.000,- (lima triliun Rupiah), pada Tahap I Perseroan akan menerbitkan dan menawarkan sebesar Rp1.000.000.000.000,- (satu triliun Rupiah) kepada Pemodal Profesional dan dicatatkan pada Bursa Efek Indonesia (“BEI”) sesuai dengan Persetujuan Prinsip Pencatatan Efek Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2025 (“Obligasi”) PT Medco Energi Internasional Tbk No. S-05213/BEI.PP1/05-2025 tanggal 27 Mei 2025. Apabila syarat- syarat pencatatan Obligasi di BEI tidak terpenuhi, maka Penawaran Umum batal demi hukum dan uang pemesanan pembelian Obligasi yang telah diterima akan dikembalikan kepada para pemesan Obligasi sesuai ketentuan-ketentuan dalam Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi. Semua Lembaga dan Profesi Penunjang Pasar Modal yang disebut dalam Prospektus bertanggung jawab sepenuhnya atas data yang disajikan sesuai dengan fungsi dan kedudukan mereka, sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan di sektor Pasar Modal, kode etik, norma, serta standar profesi masing-masing. Sehubungan dengan Penawaran Umum Obligasi Berkelanjutan ini, setiap pihak terafiliasi dilarang untuk memberikan keterangan atau pernyataan mengenai data yang tidak diungkapkan dalam Prospektus, tanpa persetujuan tertulis dari Perseroan dan Para Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi. Para Penjamin Pelaksanan Emisi Obligasi dan Penjamin Emisi Obligasi serta Lembaga dan Profesi Penunjang Pasar Modal dalam rangka Penawaran Umum Obligasi Berkelanjutan ini tidak mempunyai hubungan Afiliasi dengan Perseroan sesuai dengan definisi Afiliasi dalam UUP2SK. PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN OBLIGASI BERKELANJUTAN KEPADA PEMODAL PROFESIONAL INI TIDAK DIDAFTARKAN BERDASARKAN UNDANG-UNDANG ATAU PERATURAN LAIN SELAIN YANG BERLAKU DI NEGARA REPUBLIK INDONESIA. BARANG SIAPA DI LUAR WILAYAH NEGARA REPUBLIK INDONESIA MENERIMA PROSPEKTUS INI, MAKA DOKUMEN TERSEBUT TIDAK DIMAKSUDKAN SEBAGAI PENAWARAN UNTUK MEMBELI OBLIGASI BERKELANJUTAN INI, KECUALI BILA PENAWARAN DAN PEMBELIAN OBLIGASI TERSEBUT TIDAK BERTENTANGAN ATAU BUKAN MERUPAKAN PELANGGARAN TERHADAP PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN SERTA KETENTUAN-KETENTUAN BURSA EFEK YANG BERLAKU DI NEGARA ATAU YURISDIKSI DI LUAR INDONESIA TERSEBUT. PERSEROAN MENYATAKAN BAHWA SELURUH INFORMASI ATAU FAKTA MATERIAL TELAH DIUNGKAPKAN DAN INFORMASI ATAU FAKTA MATERIAL TERSEBUT TIDAK MENYESATKAN.
Page 3
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI...............................................................................................................................................i
DEFINISI DAN SINGKATAN................................................................................................................... iii
DEFINISI DAN SINGKATAN TEKNIS. .................................................................................................. xiv
SINGKATAN NAMA PERUSAHAAN..................................................................................................... xvi
RINGKASAN........................................................................................................................................xviii
I. PENAWARAN UMUM....................................................................................................................1
II. PENGGUNAAN DANA YANG DIPEROLEH DARI HASIL PENAWARAN UMUM.......................19
III. ANALISIS DAN PEMBAHASAN MANAJEMEN...........................................................................23
IV. FAKTOR RISIKO. ........................................................................................................................54
V. KEJADIAN PENTING SETELAH TANGGAL LAPORAN AUDITOR INDEPENDEN. ..................67
VI. KETERANGAN TENTANG PERSEROAN DAN PERUSAHAAN ANAK, KEGIATAN USAHA
SERTA KECENDERUNGAN DAN PROSPEK USAHA PERSEROAN DAN
PERUSAHAAN ANAK..................................................................................................................68
6.1. Riwayat Singkat Perseroan. ...............................................................................................68
6.2. Perkembangan Susunan Pemegang Saham dan Kepemilikan Saham Perseroan............69
6.3. Kejadian Penting yang Mempengaruhi Perkembangan Usaha Perseroan. .......................70
6.4. Pengurusan dan Pengawasan............................................................................................70
6.5. Tata Kelola Perusahaan yang Baik (Good Corporate Governance)...................................75
6.6. Manajemen Risiko. .............................................................................................................88
6.7. Sumber Daya Manusia. ......................................................................................................89
6.8. Struktur Organisasi Perseroan. ..........................................................................................95
6.9. Hubungan Kepemilikan, Penyertaan, Pengurusan dan Pengawasan Perseroan,
Pemegang Saham berbentuk Badan Hukum, Perusahaan Anak dan Perusahaan
Asosiasi. .............................................................................................................................96
6.10. Keterangan Mengenai Pemegang Saham Utama............................................................106
6.11. Keterangan mengenai Perusahaan Anak.........................................................................108
6.12. Dokumen Perizinan Perseroan dan Perusahaan Anak. ...................................................113
6.13. Perjanjian-perjanjian Penting dengan Pihak Ketiga..........................................................129
6.14. Transaksi Pinjaman dengan Pihak Ketiga........................................................................134
6.15. Ketentuan Hukum, Kebijakan Pemerintah atau Permasalahan di Bidang Lingkungan
Hidup. ...............................................................................................................................144
6.16. Transaksi Obligasi dan Sukuk Wakalah. ..........................................................................145
6.17. Transaksi Penerbitan Surat Utang Global. .......................................................................153
6.18. Transaksi dengan Pihak Terafiliasi. ..................................................................................153
6.19. Perkara yang Dihadapi Perseroan, Perusahaan Anak, Anggota Direksi dan Komisaris
Perseroan dan Perusahaan Anak.....................................................................................163
6.20. Aset Tetap Perseroan. ......................................................................................................163
6.21. Besarnya Ketergantungan Perseroan terhadap Kontrak..................................................164
6.22. Kegiatan Usaha. ...............................................................................................................164
i
Page 4
VII. PERPAJAKAN. ..........................................................................................................................205
VIII. PENJAMINAN EMISI OBLIGASI...............................................................................................208
IX. LEMBAGA DAN PROFESI PENUNJANG PASAR MODAL.......................................................209
X. KETERANGAN MENGENAI WALI AMANAT.............................................................................212
XI. TATA CARA PEMESANAN OBLIGASI.......................................................................................222
XII. PENYEBARLUASAN PROSPEKTUS DAN FORMULIR PEMESANAN PEMBELIAN
OBLIGASI..................................................................................................................................227
ii
Page 5
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) UUP2SK
dan peraturan pelaksanaannya, yang berarti:
a. hubungan keluarga karena perkawinan sampai derajat kedua, baik secara
horizontal maupun vertikal, yaitu hubungan seseorang dengan: (i) suami
atau istri, (ii) orang tua dari suami atau istri dan suami atau istri dari anak,
(iii) kakek dan nenek dari suami atau istri dan suami atau istri dari cucu,
(iv) saudara dari suami atau istri beserta suami atau istrinya dari saudara
yang bersangkutan atau (v) suami atau istri dari saudara orang yang
bersangkutan;
b. hubungan keluarga karena keturunan sampai dengan derajat kedua, baik
secara horizontal maupun vertikal, yaitu: (i) orang tua dan anak, (ii) kakek
dan nenek serta cucu atau (iii) saudara dari orang yang bersangkutan;
c. hubungan antara pihak dengan karyawan, Direktur atau Komisaris dari
pihak tersebut;
d. hubungan antara 2 (dua) atau lebih perusahaan dimana terdapat 1 (satu)
atau lebih anggota direksi, pengurus, dewan komisaris atau pengawas
yang sama;
e. hubungan antara perusahaan dan pihak, baik langsung maupun tidak
langsung, dengan cara apapun, mengendalikan atau dikendalikan oleh
perusahaan atau pihak tersebut dalam menentukan pengelolaan dan/
atau kebijakan perusahaan atau pihak dimaksud;
f. hubungan antara 2 (dua) atau lebih perusahaan yang dikendalikan
baik langsung maupun tidak langsung, dengan cara apapun, dalam
menentukan pengelolaan dan/atau kebijakan perusahaan, oleh pihak
yang sama; atau
g. hubungan antara perusahaan dan pemegang saham utama, yaitu pihak
yang secara langsung maupun tidak langsung memiliki paling kurang 20%
(dua puluh persen) saham yang mempunyai hak suara dari perusahaan
tersebut.
“Agen Pembayaran” berarti PT Kustodian Sentral Efek Indonesia atau KSEI berkedudukan
di Jakarta Selatan 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 Efek Bersifat Utang di KSEI. Agen Pembayaran
berkewajiban membantu melaksanakan pembayaran jumlah yang terhutang
oleh Perseroan atas Obligasi dalam bentuk Bunga Obligasi dan/atau
pelunasan jumlah Pokok Obligasi beserta Denda (jika ada) kepada Pemegang
Obligasi melalui Pemegang Rekening untuk dan atas nama Perseroan
setelah Agen Pembayaran menerima dana tersebut dari Perseroan dengan
hak-hak dan kewajiban-kewajiban sebagaimana diatur dalam Perjanjian Agen
Pembayaran, dengan memperhatikan ketentuan-ketentuan dalam Perjanjian
Perwaliamanatan.
“BAE” berarti singkatan dari Biro Administrasi Efek, dalam hal ini PT Sinartama
Gunita.
iii
Page 6
“Bank Kustodian” berarti Bank Umum dan syariah yang telah memperoleh persetujuan
dari Bapepam atau Bapepam dan LK atau Otoritas Jasa Keuangan untuk
menjalankan kegiatan usaha sebagai Kustodian sebagaimana yang dimaksud
dalam Undang-Undang Pasar Modal.
“Bank Umum” berarti bank yang melaksanakan kegiatan usaha secara konvensional dan/
atau berdasarkan prinsip syariah yang dalam kegiatannya memberikan jasa
dalam lalu lintas pembayaran sebagaimana dimaksud dalam undang-undang
mengenai perbankan.
“Bunga Obligasi” berarti bunga Obligasi dari masing-masing seri Obligasi yang harus dibayar
oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi kecuali Obligasi yang dimiliki
Perseroan, sebagaimana ditentukan dalam Perjanjian Perwaliamanatan,
dengan ketentuan tingkat bunga sebagai berikut:
Seri A : 7,75% (tujuh koma tujuh lima persen)
Seri B : 8,25% (delapan koma dua lima persen)
“Beban Keuangan berarti beban keuangan dari semua kewajiban atau utang yang berbunga
Bersih” setelah dikurang dengan pendapatan bunga atas seluruh investasi.
“BEI” atau “Bursa Efek” berarti penyelenggara pasar di pasar modal untuk transaksi bursa, dalam hal
ini PT Bursa Efek Indonesia, berkedudukan di Jakarta Selatan.
“BNRI” berarti singkatan dari Berita Negara Republik Indonesia.
“Daftar Pemegang berarti daftar yang dikeluarkan oleh KSEI yang memuat keterangan tentang
Rekening Obligasi” 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 masing-masing Seri 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 1 (satu)
tahun adalah 360 (tiga ratus enam puluh) Hari Kalender dan 1 (satu) bulan adalah
30 (tiga puluh) Hari Kalender.
“Dokumen Emisi” berarti Pernyataan Penawaran Umum Berkelanjutan, Perjanjian Perwaliamanatan,
Pengakuan Utang, Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi, Perjanjian Agen
Pembayaran, Perjanjian Pendaftaran Efek Bersifat Utang di KSEI, Persetujuan
Prinsip, dan dokumen-dokumen lainnya yang dibuat dalam rangka Penawaran
Umum ini.
“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 atau kontrak investasi baik dalam bentuk konvensional
dan digital atau bentuk lain sesuai dengan perkembangan teknologi yang
memberikan hak kepada pemiliknya untuk secara langsung maupun tidak
langsung memperoleh manfaat ekonomis dari penerbit atau dari pihak tertentu
berdasarkan perjanjian dan setiap derivatif atas Efek, yang dapat dialihkan
dan/atau diperdagangkan di pasar modal, sebagaimana didefinisikan dalam
Pasal 1 ayat (5) UUPM.
“Emisi” berarti penawaran umum Obligasi oleh Perseroan untuk ditawarkan dan dijual
kepada Pemodal Profesional.
iv
Page 7
“Force Majeure” berarti kejadian-kejadian yang berkaitan dengan keadaan diluar kemampuan
dan kekuasaan para pihak seperti banjir, gempa bumi, gunung meletus,
kebakaran, perang atau huru hara, menyebarnya wabah penyakit yang
mematikan secara nasional, atau ditetapkan oleh Pemerintah Republik
Indonesia sebagai bencana nasional/epidemi/pandemi, atau yang ditetapkan
oleh Pemerintah Republik Indonesia sebagai bencana nasional, yang
mempunyai akibat negatif secara material terhadap kemampuan masing-
masing pihak untuk memenuhi kewajibannya berdasarkan Perjanjian
Perwaliamanatan.
“FPPO” berarti singkatan dari Formulir Pemesanan Pembelian Obligasi, yaitu formulir
yang harus diisi, ditandatangani dan diajukan oleh calon pembeli kepada
Penjamin Emisi Obligasi.
“Harga Pelaksanaan berarti harga pelaksanaan Opsi Beli yang dibayarkan oleh Perseroan kepada
Opsi Beli” Pemegang Obligasi, yang merupakan harga Pokok Obligasi ditambah dengan
harga premium, dengan jumlah sebagai berikut:
a) Apabila Opsi Beli Obligasi Seri A dapat dilaksanakan oleh Perseroan pada
ulang tahun ke-4 (keempat) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-5
(kelima) sejak Tanggal Emisi atau pada ulang tahun ke-6 (keenam) sejak
Tanggal Emisi, maka:
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2029 sebesar
103,875% (seratus tiga koma delapan tujuh lima persen) dari jumlah
Pokok Obligasi Seri A;
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2030 sebesar
101,938% (seratus satu koma sembilan tiga delapan persen) dari
jumlah Pokok Obligasi Seri A;
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2031 sebesar
100,000% (seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi Seri A
dan/atau
b) Apabila Opsi Beli Obligasi Seri B dapat dilaksanakan oleh Perseroan
pada ulang tahun ke-5 (kelima) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun
ke-6 (keenam) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-7 (ketujuh) sejak
Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-8 (kedelapan) sejak Tanggal Emisi
atau pada ulang tahun ke-9 (kesembilan) sejak Tanggal Emisi, maka:
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2030 sebesar
104,125% (seratus empat koma satu dua lima persen) dari jumlah
Pokok Obligasi Seri B;
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2031 sebesar
102,063% (seratus dua koma nol enam tiga persen) dari jumlah Pokok
Obligasi Seri B;
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2032 sebesar
101,031% (seratus satu koma nol tiga satu persen) dari jumlah Pokok
Obligasi Seri B;
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2033 sebesar
100,000% (seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi Seri B;
• Harga pelaksanaan Opsi Beli pada tanggal 25 Juni 2034 sebesar
100,000% (seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi Seri B
dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“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.
v
Page 8
“Hari Kerja” berarti hari Senin sampai dengan hari Jumat, kecuali hari libur nasional yang
ditetapkan oleh Pemerintah.
“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 termasuk tetapi tidak terbatas
pada Pokok Obligasi, Bunga Obligasi serta Denda (jika ada) yang terutang
dari waktu ke waktu.
“Kegiatan Usaha berarti setiap kegiatan operasional, baik yang dilakukan langsung oleh
Sehari-Hari” Perseroan maupun melalui Perusahaan Anak, di bidang eksplorasi, produksi
minyak dan gas bumi, industri pertambangan dan energi lainnya, serta
kegiatan lainnya yang terkait dengan atau kegiatan penunjang bidang-bidang
tersebut.
“Kemenkum” berarti singkatan dari Kementerian Hukum Republik Indonesia sebagaimana
diubah dari waktu ke waktu (dahulu dikenal dengan nama Kementerian
Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia, Departemen Hukum
dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia, Departemen Kehakiman
Republik Indonesia, Departemen Hukum dan Perundang-undangan Republik
Indonesia, atau nama lainnya).
“Kementerian ESDM” berarti Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia.
“Kesanggupan Penuh berarti bagian penjaminan dari Penjamin Emisi Obligasi dalam Penawaran
(Full Commitment)” Umum ini berdasarkan mana Penjamin Emisi Obligasi berjanji dan
mengikatkan diri akan menawarkan dan menjual Obligasi kepada Pemodal
Profesional pada pasar perdana dan wajib membeli sisa Obligasi yang tidak
habis terjual sesuai dengan bagian penjaminan dari masing-masing Penjamin
Emisi Obligasi pada tanggal penutupan masa Penawaran Umum, berdasarkan
ketentuan-ketentuan dalam Perjanjian Penjaminan Emisi Efek Obligasi.
“Keterbukaan Informasi” berarti informasi atau fakta penting dan relevan yang wajib diumumkan oleh
Perseroan dalam rangka Penawaran Umum sebagaimana dimaksud dalam
POJK No. 11/2018.
“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 untuk mendapatkan
pembayaran Bunga Obligasi, pelunasan Pokok Obligasi dan hak-hak lain
yang berkaitan dengan Obligasi.
“Konfirmasi Tertulis berarti surat konfirmasi kepemilikan Obligasi yang diterbitkan oleh KSEI
Untuk RUPO atau kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening, khusus untuk
KTUR” menghadiri RUPO atau meminta diselenggarakannya RUPO, dengan
memperhatikan ketentuan-ketentuan KSEI.
“Konsultan Hukum” berarti Assegaf Hamzah & Partners, konsultan hukum yang melakukan
pemeriksaan dari segi hukum atas fakta yang ada mengenai Perseroan
serta Perusahaan Anak dan keterangan lain yang berkaitan dalam rangka
Penawaran Umum Berkelanjutan Kepada Pemodal Profesional Obligasi
Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2025 ini.
“KSEI” berarti singkatan dari PT Kustodian Sentral Efek Indonesia, berkedudukan di
Jakarta Selatan, beserta penerus, 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 Efek Bersifat Utang di KSEI.
vi
Page 9
“Kustodian” berarti pihak yang memberikan jasa penitipan efek dan harta lain yang
berkaitan dengan efek serta jasa lain, termasuk menerima dividen, bunga,
dan hak-hak lain, menyelesaikan transaksi efek, dan mewakili pemegang
rekening yang menjadi nasabahnya.
“Limited Recourse” berarti jaminan atau komitmen yang diberikan oleh Perseroan atas kewajiban
Perusahaan 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.
“Menkum” berarti singkatan dari Menteri Hukum Republik Indonesia sebagaimana diubah
dari waktu ke waktu (sebelumnya dikenal dengan nama Menteri Hukum
dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia, Menteri Kehakiman Republik
Indonesia, Menteri Hukum dan Perundang-undangan, atau nama lainnya).
“Notaris” berarti Notaris Fathiah Helmi, S.H., Notaris di Jakarta, yang membuat
perjanjian-perjanjian dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan Kepada
Pemodal Profesional Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional
Tahap I Tahun 2025 ini.
“Obligasi” berarti Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun
2025 dengan jumlah Pokok Obligasi sebesar Rp1.000.000.000.000 (satu
triliun Rupiah) yang terdiri dari:
a. Obligasi Seri A dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000,- (lima
ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh
koma tujuh lima persen) per tahun, berjangka waktu 7 (tujuh) tahun
terhitung sejak Tanggal Emisi; dan
b. Obligasi Seri B dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000,- (lima
ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,25% (delapan
koma dua lima persen) per tahun, berjangka waktu 10 (sepuluh) tahun
terhitung sejak Tanggal Emisi.
Jumlah Pokok Obligasi tersebut dapat berkurang sehubungan dengan
pelunasan Pokok Obligasi dari masing-masing Seri Obligasi dan/atau
pelaksanaan Opsi Beli Obligasi dan/atau pelaksanaan pembelian kembali,
sebagai pelunasan Obligasi sebagaimana dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo
Obligasi sesuai dengan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“OJK” berarti singkatan dari Otoritas Jasa Keuangan, yaitu lembaga negara yang
independen 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 sebagaimana diubah sebagian dengan UUP2SK.
“Opsi Beli Obligasi” berarti hak Perseroan untuk melakukan pembayaran penuh atau pelunasan
awal atas seluruh Pokok Obligasi kepada Pemegang Obligasi.
“Pembiayaan Berbasis berarti pembiayaan dengan menggunakan metode perhitungan besaran
Cadangan” atau pinjaman (debt sizing) berdasarkan nilai NPV (Net Present Value) komersial
“Reserves-Based Cadangan P1 atau Cadangan Terbukti setelah dikurangi dengan safety factor.
Lending” atau “RBL”
“Pemerintah” berarti Pemerintah Republik Indonesia.
“Pemegang Obligasi” berarti pemegang Obligasi yaitu Pemodal Profesional menanamkan dananya
ke dalam Obligasi dan yang memiliki manfaat atas sebagian atau seluruh
Obligasi yang disimpan dan diadministrasikan dalam:
a) Rekening Efek pada KSEI; dan
b) Rekening Efek pada KSEI melalui Bank Kustodian dan perusahaan efek.
vii
Page 10
“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.
“Pemeringkat Efek” berarti PT Pemeringkat Efek Indonesia (Pefindo).
“Pemodal Profesional” berarti pihak yang memiliki kemampuan untuk membeli Obligasi dan
melakukan analisis risiko terhadap investasi atas Obligasi tersebut
sebagaimana dimaksud dalam dalam POJK No. 11/2018.
“Penawaran Umum” berarti kegiatan penawaran Obligasi oleh Perseroan kepada Pemodal
Profesional berdasarkan tata cara yang diatur dalam Undang-Undang Pasar
Modal dan peraturan pelaksanaannya termasuk POJK No. 11/2018.
“Penawaran Umum berarti kegiatan penawaran umum atas obligasi yang dilakukan secara
Berkelanjutan” bertahap oleh Perseroan, sesuai dengan Peraturan Otoritas Jasa Keuangan
No. 36/POJK.04/2014 tanggal 8 Desember 2014 tentang Penawaran Umum
Berkelanjutan Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk.
“Pengakuan Utang” berarti Akta Pengakuan Utang Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi
Internasional Tahap I Tahun 2025 No. 3 tanggal 2 Juni 2025, yang
ditandatangani oleh Perseroan di hadapan Fathiah Helmi, S.H., Notaris di
Jakarta.
“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 berarti pihak-pihak yang membuat perjanjian dengan Perseroan untuk
Obligasi” melakukan Penawaran Umum ini atas nama Perseroan dan melakukan
pembayaran kepada Perseroan, yang ditunjuk oleh Perseroan berdasarkan
Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi, yang dalam hal ini adalah PT BRI
Danareksa Sekuritas, PT DBS Vickers Sekuritas Indonesia, PT Mandiri
Sekuritas dan PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk yang akan memberikan
jaminan kesanggupan penuh (full commitment) terhadap penerbitan Obligasi
dengan memperhatikan Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi.
“Penjamin Pelaksana berarti pihak yang bertanggung jawab atas penyelenggaraan Penawaran
Emisi Obligasi” Umum, yang dalam hal ini adalah PT BRI Danareksa Sekuritas, PT DBS
Vickers Sekuritas Indonesia, PT Mandiri Sekuritas dan PT Trimegah Sekuritas
Indonesia Tbk sesuai dengan syarat-syarat dan ketentuan-ketentuan dalam
Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi.
“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 tentang Tata Cara Pendaftaran
Dalam Rangka Penawaran Umum sebagaimana diubah Sebagian dengan
POJK No. 45/2024.
“Peraturan No. IX.A.7” berarti Peraturan Bapepam No. IX.A.7 Lampiran Keputusan Ketua Bapepam
dan LK No. Kep-691/BL/2011 tentang Pemesanan dan Penjatahan Efek
Dalam Penawaran Umum.
“Perjanjian Agen berarti Akta Perjanjian Agen Pembayaran Obligasi Berkelanjutan VI Medco
Pembayaran” Energi Internasional Tahap I Tahun 2025 No. 9 tanggal 16 April 2025, yang
dibuat di hadapan Fathiah Helmi, S.H., Notaris di Jakarta antara Perseroan
dengan KSEI.
“Perjanjian Pendaftaran berarti suatu perjanjian antara Perseroan dan KSEI perihal pelaksanaan
Efek Bersifat Utang di pendaftaran Efek Bersifat Utang di KSEI No. SP-060/OBL/KSEI/0325 tanggal
KSEI” 16 April 2025, yang dibuat di bawah tangan dan bermeterai cukup.
viii
Page 11
“Perjanjian Penjaminan berarti Akta Perjanjian Penjaminan Emisi Efek Obligasi Berkelanjutan VI
Emisi Obligasi” Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2025 No. 8 tanggal 16 April 2025,
sebagaimana diubah berdasarkan Perubahan I Perjanjian Penjaminan Emisi
Efek Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun
2025 No. 8 tanggal 9 Mei 2025 dan Perubahan II dan Pernyataan Kembali
Perjanjian Penjaminan Emisi Efek Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi
Internasional Tahap I Tahun 2025 No. 4 tanggal 2 Juni 2025, yang seluruhnya
dibuat di hadapan Fathiah Helmi, S.H., Notaris di Jakarta, antara Perseroan
dengan Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi dan Penjamin Emisi Obligasi.
“Perjanjian berarti Akta Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi Berkelanjutan VI Medco
Perwaliamanatan” Energi Internasional Tahap I Tahun 2025 No. 7 tanggal 16 April 2025,
sebagaimana diubah berdasarkan Perubahan I Perjanjian Perwaliamanatan
Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2025
No. 7 tanggal 9 Mei 2025 dan Perubahan II dan Pernyataan Kembali
Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi Berkelanjutan VI Medco Internasional
Tahap I Tahun 2025 No. 2 tanggal 2 Juni 2025, yang seluruhnya dibuat di
hadapan Fathiah Helmi, S.H., Notaris di Jakarta, antara Perseroan dengan
Wali Amanat.
“Pernyataan Penawaran berarti Akta Pernyataan Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi
Umum Berkelanjutan” Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Kepada Pemodal Profesional
No. 6 tanggal 16 April 2025, sebagaimana diubah berdasarkan Perubahan
I Pernyataan Penawaran Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan VI
Medco Energi Internasional Kepada Pemodal Profesional No. 6 tanggal 9
Mei 2025 dan Perubahan II dan Pernyataan Kembali Pernyataan Penawaran
Umum Berkelanjutan Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional
Kepada Pemodal Profesional No. 1 tanggal 2 Juni 2025, yang seluruhnya
dibuat di hadapan Fathiah Helmi, S.H., Notaris di Jakarta.
“Pernyataan berarti pernyataan pendaftaran sebagaimana dimaksud dalam Pasal 1
Pendaftaran” ayat (19) Undang-Undang Pasar Modal juncto POJK No. 7/2017 dan POJK
No. 11/2018, berikut dokumen-dokumen yang telah diajukan oleh Perseroan
kepada OJK sebelum melakukan Penawaran umum kepada Pemodal
Profesional termasuk perubahan-perubahan, tambahan-tambahan serta
pembetulan-pembetulan untuk memenuhi persyaratan OJK.
“Pernyataan Berarti pernyataan OJK yang menyatakan bahwa Pernyataan Pendaftaran
Pendaftaran Menjadi menjadi efektif dengan memperhatikan ketentuan Pasal 22 Angka 25
Efektif” UUP2SK, yaitu:
1. Atas dasar lewatnya waktu, yakni:
a. 20 (dua puluh) hari kerja sejak diterimanya Pernyataan Pendaftaran
secara lengkap atau pada tanggal yang lebih awal jika dinyatakan
efektif oleh OJK; atau
b. 20 (dua puluh) hari kerja sejak tanggal diterimanya perubahan dan/
atau tambahan informasi terakhir yang disampaikan Perseroan atau
yang diminta OJK dipenuhi.
2. Atas dasar Pernyataan Efektif dari OJK bahwa tidak ada lagi perubahan
dan/atau tambahan informasi lebih lanjut yang diperlukan.
“Perseroan” berarti pihak yang melakukan Emisi, yang dalam hal ini adalah PT Medco
Energi Internasional Tbk, berkedudukan di Jakarta Selatan.
“Perusahaan Anak” berarti perusahaan yang laporan keuangannya dikonsolidasikan dengan
Perseroan sesuai dengan standar akuntansi yang berlaku di Indonesia.
“Perusahaan Efek” berarti pihak yang melakukan kegiatan usaha sebagai Penjamin Emisi Efek,
Perantara Pedagang Efek dan/atau Manajer Investasi sebagaimana dimaksud
dalam UUPM.
ix
Page 12
“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 aset Perseroan dan Perusahaan Anak sesuai dengan
nilai penjaminan, utang pihak lain di luar Perusahaan Anak yang dijamin
(guaranteed) oleh Perseroan dan Perusahaan 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 Perusahaan 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. 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. 30/2015” berarti Peraturan OJK No. 30/POJK.04/2015 tanggal 16 Desember 2015
tentang Laporan Realisasi Penggunaan Dana Hasil Penawaran Umum.
“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 29 Desember 2015
tentang Pembentukan dan Pedoman Penyusunan Piagam Unit Audit Internal.
“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. 11/2018” berarti Peraturan OJK No. 11/POJK.04/2018 tanggal 1 Agustus 2018 tentang
Penawaran Umum Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk Kepada Pemodal
Profesional.
“POJK No. 19/2020” berarti Peraturan OJK No. 19/POJK.04/2020 tanggal 23 April 2020 tentang
tentang Bank Umum Yang Melakukan Kegiatan Sebagai Wali Amanat.
“POJK No. 20/2020” berarti Peraturan OJK No. 20/POJK.04/2020 tanggal 23 April 2020 tentang
Kontrak Perwaliamanatan Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk.
“POJK No. 49/2020” berarti Peraturan OJK No. 49/POJK.04/2020 tanggal 3 Desember 2020
tentang Pemeringkatan Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk.
“POJK No. 45/2024” berarti Peraturan OJK No. 45 Tahun 2024 tentang Pengembangan dan
Penguatan Emiten dan Perusahaan Publik.
x
Page 13
“Pokok Obligasi” berarti jumlah pokok pinjaman Perseroan kepada Pemegang Obligasi
berdasarkan Obligasi yang terutang dari waktu ke waktu bernilai nominal
dalam jumlah sebesar Rp1.000.000.000.000 (satu triliun Rupiah), yang terdiri
dari:
a. Obligasi Seri A dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000,- (lima
ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh
koma tujuh lima persen) per tahun, berjangka waktu 7 (tujuh) tahun
terhitung sejak Tanggal Emisi; dan
b. Obligasi Seri B dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000,- (lima
ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,25% (delapan
koma dua lima persen) per tahun, berjangka waktu 10 (sepuluh) tahun
terhitung sejak Tanggal Emisi.
Jumlah Pokok Obligasi tersebut dapat berkurang sehubungan dengan
pelunasan Pokok Obligasi dari masing-masing Seri Obligasi dan/atau
pelaksanaan Opsi Beli Obligasi dan/atau pelaksanaan pembelian kembali
sebagai pelunasan Obligasi sebagaimana dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo
Obligasi sesuai dengan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“Prospektus” berarti setiap informasi tertulis sehubungan dengan Penawaran Umum Obligasi
yang disusun oleh Perseroan bersama–sama dengan Penjamin Pelaksana
Emisi Obligasi dengan tujuan agar Pemodal Profesional membeli Obligasi,
sebagaimana dimaksud dalam Pasal 1 Angka 26 Undang–Undang Pasar
Modal, POJK No.9/2017, POJK No.11/2018, dan dengan memperhatikan
Peraturan No. IX.A.2.
“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 mengenai posisi Obligasi dan atau
dana milik Pemegang Obligasi yang diadministrasikan oleh KSEI atau
Pemegang Rekening berdasarkan perjanjian pembukaan rekening efek yang
ditandatangani Pemegang Obligasi.
“Rp” berarti singkatan dari Rupiah, yang merupakan mata uang sah dan berlaku di
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.
“Satuan berarti satuan jumlah Obligasi yang dapat dipindahbukukan dari satu
Pemindahbukuan dan Rekening Efek ke Rekening Efek lainnya adalah sebesar Rp1 (satu Rupiah)
Satuan Perdagangan” dan kelipatannya dan satuan perdagangan Obligasi yang diperdagangkan
adalah senilai Rp5.000.000 (lima juta Rupiah) dan/atau kelipatannya.
xi
Page 14
“Seri Obligasi” berarti 2 (dua) Seri Obligasi yang dijamin secara kesanggupan penuh
(full commitment) sebesar Rp1.000.000.000.000 (satu triliun Rupiah), yaitu:
a. Obligasi Seri A dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000,- (lima
ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh
koma tujuh lima persen) per tahun, berjangka waktu 7 (tujuh) tahun
terhitung sejak Tanggal Emisi; dan
b. Obligasi Seri B dengan jumlah pokok sebesar Rp500.000.000.000,- (lima
ratus miliar Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,25% (delapan
koma dua lima persen) per tahun, berjangka waktu 10 (sepuluh) tahun
terhitung sejak Tanggal Emisi.
“Sertifikat Jumbo berarti bukti penerbitan Obligasi yang disimpan di KSEI yang diterbitkan
Obligasi” atas nama KSEI untuk kepentingan Pemegang Obligasi melalui Pemegang
Rekening, sertifikat tersebut wajib diperbaharui dengan jumlah Pokok
Obligasi yang terutang setelah Perseroan melakukan pelunasan sebagian
sebagaimana diatur dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“SGD” berarti singkatan dari Dolar Singapura, yang merupakan mata uang yang sah
dan berlaku di Negara Republik Singapura.
“Tanggal Efektif” Berarti tanggal dimana Pernyataan Pendaftaran yang diserahkan Perseroan
kepada OJK telah menjadi Efektif.
“Tanggal Emisi” berarti tanggal pembayaran hasil Emisi dari Penjamin Pelaksana Emisi
Obligasi kepada Perseroan, yang merupakan tanggal penerbitan Obligasi.
“Tanggal Pelunasan berarti tanggal dimana jumlah Pokok Obligasi sesuai dengan masing-masing
Pokok Obligasi” Seri Obligasi menjadi jatuh tempo dan wajib dibayar kepada Pemegang
Obligasi sebagaimana ditetapkan dalam Daftar Pemegang Rekening, melalui
Agen Pembayaran dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian
Perwaliamanatan dan Prospektus ini.
“Tanggal Pelaksanaan berarti tanggal Perseroan untuk melakukan pembayaran penuh atau
Opsi Beli” pelunasan awal atas seluruh Pokok Obligasi kepada Pemegang Obligasi,
yaitu:
• Untuk Obligasi Seri A pada ulang tahun ke-4 (keempat) sejak Tanggal
Emisi, pada ulang tahun ke-5 (kelima) sejak Tanggal Emisi, atau pada
ulang tahun ke-6 (keenam) sejak Tanggal Emisi;
• Untuk Obligasi Seri B pada ulang tahun ke-5 (kelima) sejak Tanggal Emisi,
ulang tahun ke-6 (keenam) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-7
(ketujuh) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-8 (kedelapan) sejak
Tanggal Emisi, atau pada ulang tahun ke-9 (kesembilan) sejak Tanggal
Emisi;
dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
“Tanggal Pembayaran” berarti tanggal pembayaran dana hasil Emisi Obligasi kepada Perseroan
yang disetor oleh Penjamin Emisi Obligasi melalui Penjamin Pelaksana Emisi
Obligasi ke dalam rekening Perseroan (in good funds) berdasarkan ketentuan
dalam Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi, yang merupakan tanggal yang
sama dengan Tanggal Emisi.
“Tanggal Pembayaran berarti tanggal-tanggal saat Bunga Obligasi masing-masing seri Obligasi
Bunga Obligasi” menjadi jatuh tempo dan wajib dibayar kepada Pemegang Obligasi yang
namanya tercantum dalam Daftar Pemegang Rekening melalui Agen
Pembayaran dan dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian
Perwaliamanatan, serta dengan perincian tanggal-tanggal pembayaran
Bunga Obligasi pada Bab I.
xii
Page 15
“Tanggal Penjatahan” berarti tanggal dilakukannya penjatahan Obligasi, yaitu pada tanggal
23 Juni 2025.
“USD” berarti singkatan dari Dolar Amerika Serikat, yang merupakan mata uang
yang sah dan berlaku di Negara Amerika Serikat.
“UUPM” atau “Undang- Berarti Undang-Undang No. 8 tahun 1995 tanggal 10 November 1995 tentang
Undang Pasar Modal” Pasar Modal sebagaimana diubah sebagian dengan UUP2SK, berikut semua
perubahan dan perbaikannya.
“UUPPh No. 36/2008” berarti Undang-Undang Republik Indonesia No. 36 Tahun 2008 tanggal
23 September 2008 tentang Perubahan Keempat atas Undang-Undang
No. 7 Tahun 1983 tentang Pajak Penghasilan sebagaimana diubah sebagian
dengan Undang-Undang Republik Indonesia No. 7 Tahun 2021 tentang
Harmonisasi Peraturan Perpajakan.
“UUPT” berarti Undang-Undang Republik Indonesia No. 40 Tahun 2007 tanggal
16 Agustus 2007 tentang Perseroan Terbatas sebagaimana diubah dengan
Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang No. 2 Tahun 2022 tentang
Cipta Kerja juncto Undang-Undang No. 6 Tahun 2023 tentang Penetapan
Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang No. 2 Tahun 2022 tentang
Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang.
”UUP2SK” Berarti Undang-undang No. 4 tahun 2023 tentang Pengembangan dan
Penguatan Sektor Keuangan berikut semua perubahan dan perbaikannya.
”Wali Amanat” berarti PT Bank Mega Tbk, berkedudukan dan berkantor pusat di Jakarta Pusat,
bertindak untuk diri sendiri dan berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan
mewakili kepentingan seluruh Pemegang Obligasi.
xiii
Page 16
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.
“BBTUPD” 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.
“BOPD” berarti singkatan dari barrels of oil per day atau barel minyak per hari.
“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 berarti cadangan minyak dan gas yang menurut analisa geologis dan data
“Proved Reserves” atau teknis diperkirakan telah memiliki kepastian wajar secara komersial, dapat
“Cadangan 1P” diproduksi pada tanggal yang ditentukan, dari reservoir yang diketahui, dan
sesuai kondisi tertentu, metode operasi dan Peraturan Pemerintah.
“Cadangan Terduga” atau berarti tambahan cadangan minyak dan gas yang menurut analisa geologis
“Probable Reserves” dan data teknis kemungkinannya lebih rendah untuk diproduksi dibandingkan
dengan cadangan terbukti.
“Cadangan Terbukti dan berarti Cadangan Terbukti atau Proved Reserves ditambah Cadangan
Terduga” atau “Cadangan Terduga atau Probable Reserves.
2P”
“Cadangan Possible” berarti cadangan minyak dan gas berdasarkan data geologi dan data teknis
yang masih harus dibuktikan dengan pemboran dan pengujian lebih lanjut.
“Electrical Submersible berarti sejenis pompa sentrifugal berpenggerak motor listrik yang didesain
Pump” atau “ESP” 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.
xiv
Page 17
“MBbls” berarti thousand of barrels atau ribu barel, yaitu suatu satuan volume
produksi dan cadangan minyak.
“Migas” berarti singkatan umum yang dipergunakan untuk minyak dan gas bumi.
“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.
“MMBTU” berarti singkatan dari millions of british thermal units, yaitu suatu ukuran
panas.
“MCF” berarti thousand of cubic feet atau juta kaki kubik, yaitu suatu satuan volume
gas alam.
“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.
“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.
xv
Page 18
SINGKATAN NAMA PERUSAHAAN
Di dalam Prospektus ini, kata-kata di bawah ini mempunyai arti sebagai berikut, kecuali bila kalimatnya
menyatakan lain:
“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.
“Chubu” berarti singkatan dari Chubu Electric Power Co. Inc.
“DEB” berarti singkatan dari PT Dalle Energy Batam.
“DBS” berarti singkatan dari PT Bank DBS Indonesia.
“ELB” berarti singkatan dari PT Energi Listrik Batam.
“ESDM” berarti singkatan dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.
“EPI” berarti singkatan dari PT Exspan Petrogas Intranusa.
“Grup” berarti Perseroan dan Perusahaan Anak.
“LIA” berarti singkatan dari Libyan Investment Authority.
“LEPL” berarti singkatan dari Lematang E & P Limited.
“MCG” berarti singkatan dari PT Medco Cahaya Geothermal.
“MBL” berarti singkatan dari Medco Bell Pte. Ltd.
“MEB” berarti singkatan dari PT Mitra Energi Batam.
“Medco LNG” berarti singkatan dari PT Medco LNG Indonesia.
“Medco Sahara” berarti singkatan dari Medco Sahara Ltd.
“MEGPL” 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.
“MEPL” berarti singkatan dari PT Mitra Energi Pelayaran.
“MEP Lematang” berarti singkatan dari PT Medco E & P Lematang.
“MEPM” berarti singkatan dari PT Medco E & P Malaka.
“MEP Rimau” berarti singkatan dari PT Medco E & P Rimau.
“MEP Tarakan” berarti singkatan dari PT Medco E & P Tarakan.
“MEPTS” berarti singkatan dari PT Medco E & P Tomori Sulawesi.
“MEP Simenggaris” berarti singkatan dari PT Medco E & P Simenggaris.
“MEN” berarti singkatan dari PT Medco Energi Nusantara.
“MENT” berarti singkatan dari PT Medco Energi Natuna Timur.
“MGSU” berarti singkatan dari PT Medco Geothermal Sumatera.
“MNT” berarti singkatan dari Medco Natuna Pte. Ltd.
xvi
Page 19
“MPI” berarti singkatan dari PT Medco Power Indonesia.
“MPSS” berarti singkatan dari PT Medco Power Sentral Sumatera.
“MRPR” berarti singkatan dari PT Medco Ratch Power Riau.
“MSBT” berarti singkatan dari PT Medcosolar Bali Timur.
“MSI” berarti singkatan dari PT Medco Sampang Indonesia.
“MSS” berarti singkatan dari Medco Strait Services Pte. Ltd.
“MYMalik” berarti singkatan dari Medco Yemen Malik Limited.
“PGN” berarti singkatan dari PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk.
“PPP” berarti singkatan dari PT Pembangkitan Pusaka Parahiangan.
“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.
“UBE” berarti singkatan dari PT Universal Batam Energy.
xvii
Page 20
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 beserta catatan atas laporan keuangan
konsolidasian terkait, yang laporannya tidak tercantum di dalam Prospektus ini, serta faktor risiko,
yang tercantum dalam Prospektus ini. Semua informasi keuangan yang tercantum dalam Prospektus
ini bersumber dari laporan keuangan konsolidasian 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
Perseroan didirikan dengan nama PT Meta Epsi Pribumi Drilling Company 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 dan UU Cipta Kerja, 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 Imas Fatimah, S.H., Notaris
di Jakarta, akta-akta mana telah memperoleh pengesahan dari Menkum berdasarkan 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.
Anggaran Dasar Perseroan telah mengalami beberapa kali perubahan dan perubahan Anggaran Dasar
Perseroan terakhir adalah sebagaimana termuat dalam Akta Pernyataan Keputusan Rapat No. 69 tanggal
26 Juni 2023, yang dibuat di hadapan Leolin Jayayanti, S.H., M.Kn., Notaris di Kota Jakarta Selatan,
yang telah mendapatkan persetujuan dari Menkum berdasarkan Surat Keputusan No. AHU-0035936.
AH.01.02.TAHUN 2023 tanggal 26 Juni 2023 dan telah diberitahukan kepada Menkum berdasarkan
Penerimaan Pemberitahuan Perubahan Anggaran Dasar No. AHU-AH.01.03-0082837 tanggal
26 Juni 2023, yang seluruhnya telah didaftarkan dalam Daftar Perseroan pada Kemenkum di bawah
No. AHU-0119010.AH.01.11.TAHUN 2023 tanggal 26 Juni 2023 (“Akta No. 69/2023”). Berdasarkan Akta
No. 69/2023, pemegang saham Perseroan telah menyetujui perubahan anggaran dasar Perseroan
Pasal 3 tentang maksud dan tujuan serta kegiatan usaha dalam rangka penyesuaian dengan
Klasifikasi Baku Lapangan Usaha Indonesia (KBLI) 2020 dan Pasal 17 tentang tahun buku, rencana
kerja & anggaran perusahaan dalam rangka penyesuaian dengan ketentuan Peraturan OJK
No. 14/POJK.04/2022 tentang Penyampaian Laporan Keuangan Berkala Emiten atau Perusahaan
Publik.
Sesuai dengan Anggaran Dasar, maksud dan tujuan Perseroan ialah berusaha dalam bidang aktivitas
perusahaan holding dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya. Untuk mencapai maksud dan tujuan
tersebut di atas, Perseroan dapat melaksanakan kegiatan usaha utama sebagai berikut:
a. Melakukan aktivitas perusahaan holding (KBLI No. 64200), dimana kegiatan utamanya adalah
kepemilikan dan/atau penguasaan aset dari sekelompok perusahaan subsidiari dan kegiatan
utamanya adalah kepemilikan kelompok tersebut.
b. Aktivitas konsultasi manajemen lainnya (KBLI No. 70209), dimana kegiatan utamanya (sebagaimana
relevan) adalah memberikan bantuan nasehat, bimbingan dan operasional usaha serta
permasalahan organisasi dan manajemen lainnya, seperti perencanaan strategi dan organisasi,
keputusan berkaitan dengan keuangan, tujuan dan kebijakan pemasaran, perencanaan, praktik
dan kebijakan sumber daya manusia, perencanaan penjadwalan dan pengontrolan produksi.
xviii
Page 21
Untuk mendukung kegiatan usaha Perseroan di atas, Perseroan melaksanakan kegiatan usaha
penunjang sebagai berikut:
a. Sebagai penasihat (counsellors) dan perunding (negotiators) dalam merancang merger dan akuisisi
perusahaan.
b. Memberikan bantuan nasihat, bimbingan, operasional berbagai fungsi manajemen asistensi
operasional suatu usaha dan pelayanan masyarakat mengenai hubungan masyarakat (public
relations) dan komunikasi masyarakat atau umum, kegiatan lobi, rancangan dari metode
dan prosedur akuntansi, program akuntansi biaya, prosedur pengawasan anggaran belanja,
pemberian nasihat dan bantuan untuk usaha dan pelayanan masyarakat dalam perencanaan,
pengorganisasian, efisiensi dan pengawasan, informasi manajemen dan lain-lain.
Saat ini, dalam melakukan kegiatan usahanya sebagai perusahaan holding, Perseroan memiliki dan
menguasai Perusahaan Anak yang menjalankan kegiatan usaha utama di bidang eksplorasi dan
produksi minyak dan gas di wilayah Indonesia dan internasional. Selain itu, Perusahaan Anak yang
dimiliki oleh Perseroan juga mendiversifikasikan bisnisnya dalam bidang ketenagalistrikan, distribusi
gas, jasa penyewaan peralatan pengeboran dan jasa penyewaan gedung. Selain melakukan aktivitas
perusahaan holding, perusahaan juga memberikan bantuan nasehat terkait operasional usaha,
perencanaan strategi dan organisasi, serta keputusan berkaitan dengan keuangan dan perencanaan.
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 untuk unit usaha ketenagalistrikan; (iv) Medco LNG untuk unit usaha sektor hilir migas; dan
(v) EPI untuk jasa penyewaan atau pelayanan dan bidang perdagangan. Selanjutnya, perusahaan-
perusahaan tersebut melakukan kegiatan usaha baik secara langsung maupun tidak langsung melalui
penyertaan pada perusahaan lain dengan bidang usaha sejenis.
Kegiatan usaha yang benar-benar dijalankan Perseroan saat ini adalah aktivitas perusahaan holding
dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya.
2. Keunggulan Kompetitif
Dalam mengupayakan pencapain tujuan-tujuan bisnisnya, Perseroan memiliki 6 (enam) faktor kekuatan
utama yang memberikan keunggulan kompetitif dibandingkan dengan pesaingnya, yaitu:
• Perusahaan eksplorasi dan produksi regional yang terdepan, dengan potensi pertumbuhan di masa
mendatang;
• Arus kas yang stabil dari perjanjian penjualan gas jangka panjang dengan basis pelanggan
unggulan;
• Struktur biaya yang rendah;
• Rekam jejak yang telah teruji dalam melaksanakan strategi pertumbuhan secara sukses;
• Mitra terpercaya bagi perusahaan asing dan BUMN; dan
• Kemampuan organisasi dan keuangan yang memadai untuk merealisasikan peluang dari transisi
energi, dengan dukungan penuh dari pemegang saham.
Penjelasan lebih lanjut mengenai keunggulan kompetitif dapat dilihat pada Bab VI. Keterangan tentang
Perseroan, Kegiatan Usaha serta Kecenderungan dan Prospek Usaha di Prospektus ini.
3. 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;
• Melakukan akuisisi yang dapat meningkatkan nilai perusahaan dan memperkuat profil kredit
perusahaan, serta berfokus pada integrasi yang efektif;
xix
Page 22
• Menggantikan dan menambah cadangan melalui eksplorasi dan pengembangan rendah risiko
secara selektif;
• Menjaga fleksibilitas keuangan dengan struktur modal yang kuat serta disiplin keuangan yang
tinggi;
• Melanjutkan pengembangan kemitraan strategis;
• Memanfaatkan peluang dari Penangkapan dan Penyimpanan Karbon (Carbon Capture and Storage
/ CCS); dan
• Berfokus pada isu lingkungan hidup, sosial dan tata kelola perusahaan.
Penjelasan lebih lanjut mengenai strategi usaha dapat dilihat pada Bab VI. Keterangan tentang
Perseroan, Kegiatan Usaha serta Kecenderungan dan Prospek Usaha di Prospektus ini.
4. Keterangan Tentang Obligasi
Nama Obligasi : Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun
2025
Target dana Penawaran : Sebesar Rp5.000.000.000.000,- (lima triliun Rupiah)
Umum Berkelanjutan VI
Pada Tahap I menerbitkan : Sebesar Rp1.000.000.000.000,- (satu triliun Rupiah), yang terdiri dari:
dan menawarkan
Seri A : Sebesar Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah)
Seri B : Sebesar Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah)
Jangka Waktu : Seri A : 7 (tujuh) tahun sejak Tanggal Emisi
Seri B : 10 (sepuluh) tahun sejak Tanggal Emisi
Bunga : Seri A : 7,75% (tujuh koma tujuh lima persen)
Seri B : 8,25% (delapan koma dua lima persen)
Harga Penawaran : 100% dari nilai Pokok Obligasi
Satuan Pemesanan : Rp5.000.000 (lima juta Rupiah) dan/atau kelipatannya
Satuan Pemindahbukuan : Rp1 (satu Rupiah)
Pembayaran Kupon Bunga : Triwulanan
Jaminan : Obligasi ini tidak dijamin dengan jaminan khusus, tetapi dijamin dengan
seluruh harta kekayaan 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 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 di kemudian hari, kecuali hak-
hak kreditur Perseroan yang dijamin secara khusus dengan kekayaan
Perseroan baik yang telah ada maupun yang akan ada di kemudian hari.
Keterangan selengkapnya mengenai jaminan dapat dilihat pada Bab I
Prospektus ini.
Penyisihan Dana : Perseroan tidak menyelenggarakan penyisihan dana untuk Obligasi
Pelunasan Obligasi ini dengan pertimbangan untuk mengoptimalkan penggunaan dana
(Sinking Fund) hasil Penawaran Umum Obligasi ini sesuai dengan tujuan rencana
penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi.
xx
Page 23
Pembelian Kembali : Pembelian kembali Obligasi baru dapat dilakukan 1 (satu) tahun setelah
Obligasi (Buy Back) 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
untuk disimpan dengan memperhatikan ketentuan dalam perjanjian
perwaliamanatan dan peraturan perundang-undangan yang berlaku.
Keterangan selengapnya mengenai pembelian kembali (buy back) dapat
dilihat pada Bab I Prospektus ini.
Pelunasan Awal : Perseroan mempunyai hak penuh untuk melakukan Opsi Beli Obligasi
Seluruh Obligasi Melalui yaitu melakukan pembayaran penuh atau pelunasan awal atas seluruh
Opsi Beli Obligasi Obligasi Seri A dan/atau Seri B kepada Pemegang Obligasi, dimana
pelaksanaan pembayaran Obligasi tersebut dilakukan melalui Agen
Pembayaran.
Wali Amanat : PT Bank Mega Tbk. Keterangan selengkapnya mengenai wali amanat
dapat dilihat pada Bab X Prospektus ini.
5. Keterangan Tentang Efek Bersifat Utang Yang Belum Dilunasi
Efek bersifat utang yang pernah diterbitkan oleh Perseroan yang belum dilunasi hingga pada saat
Prospektus ini diterbitkan adalah obligasi sebesar Rp8.658.195.000.000,- dan surat utang USD sebesar
USD1.475.649.000, dengan rincian sebagai berikut:
Obligasi Rupiah
Jumlah Pokok Tingkat Jumlah Obligasi
No Nama Surat Utang Seri Peringkat Jatuh Tempo
Obligasi Bunga Terutang
Obligasi Berkelanjutan
IV Medco Energi
1. B Rp1.000.000.000.000 AA- Seri B: 9 September 2026 8,50% Rp600.000.000.000
Internasional Tahap I id
Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan
IV Medco Energi
2. B Rp1.000.000.000.000 AA- Seri B: 23 November 2026 8,50% Rp58.195.000.000
Internasional Tahap II id
Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan
A Seri A: 26 Juli 2025 7,00% Rp1.892.315.000.000
IV Medco Energi
3. B Rp3.000.000.000.000 AA- Seri B: 26 Juli 2027 8,10% Rp521.415.000.000
Internasional Tahap III id
C Seri C: 26 Juli 2029 9,00% Rp586.270.000.000
Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan
A Seri A: 7 Juli 2026 6,95% Rp150.000.000.000
V Medco Energi
4. B Rp1.000.000.000.000 AA- Seri B: 7 Juli 2028 7,30% Rp260.000.000.000
Internasional Tahap I id
C Seri C: 7 Juli 2030 8,15% Rp590.000.000.000
Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan
A Seri A: 13 Februari 2027 7,35% Rp208.855.000.000
V Medco Energi
5. B Rp1.500.000.000.000 AA- Seri B: 13 Februari 2029 7,90% Rp427.955.000.000
Internasional Tahap II id
C Seri C: 13 Februari 2031 8,50% Rp863.190.000.000
Tahun 2024
Obligasi Berkelanjutan
V Medco Energi A Seri A: 7 Januari 2030 7,75% Rp1.675.000.000.000
6. Rp2.500.000.000.000 AA-
Internasional Tahap III B id
Seri B: 7 Januari 2032 7,25% Rp825.000.000.000
Tahun 2025
Total Rp10.000.000.000.000 Rp8.658.195.000.000
xxi
Page 24
Surat Utang USD
Jumlah Pokok Tingkat Jumlah Obligasi
No Nama Surat Utang Seri Peringkat Jatuh Tempo
Obligasi Bunga Terutang
B1 (Moody’s) / BB-
1. Surat Utang USD 2019 - USD650.000.000 14 Mei 2026 7,375% USD242.319.000
(Fitch dan S&P)
B1 (Moody’s) / BB-
2. Surat Utang USD 2020 - USD650.000.000 30 Januari 2027 6,375% USD433.913.000
(Fitch dan S&P)
B1 (Moody’s) / BB- 12 November
3. Surat Utang USD 2021 - USD400.000.000 6,95% USD299.417.000
(Fitch dan S&P)) 2028
B1 (Moody’s) / BB-
4. Surat Utang USD 2023 - USD500.000.000 27 April 2029 8,96% USD500.000.000
(Fitch dan S&P))
Total USD2.200.000.000 USD1.475.649.000
6. Hasil Pemeringkatan Obligasi
Untuk memenuhi ketentuan POJK No. 7/2017 dan POJK No. 49/2020, Perseroan telah melakukan
pemeringkatan yang dilaksanakan oleh Pefindo. Berdasarkan hasil pemeringkatan atas surat utang
jangka panjang sesuai dengan Surat Pefindo No. RC-471/PEF-DIR/IV/2025 tanggal 11 April 2025
perihal Sertifikat Pemeringkatan atas Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional periode
10 April 2025 sampai dengan 1 April 2026. Obligasi Berkelanjutan ini telah memperoleh peringkat:
id
AA-
(Double A Minus)
Peringkat tersebut berlaku untuk periode 10 April 2025 sampai dengan 1 April 2026.
Rating Rationale
Efek utang dengan peringkat idAA memiliki sedikit perbedaan dengan peringkat tertinggi yang diberikan.
Kemampuan Perseroan untuk memenuhi komitmen keuangan jangka panjang atas efek utang
tersebut, dibandingkan dengan perusahaan lainnya di Indonesia, adalah sangat kuat. Tanda kurang
(-) menunjukkan bahwa peringkat yang diberikan relatif lemah dan di bawah rata-rata kategori yang
bersangkutan.
Perseroan tidak memiliki hubungan afiliasi dengan Pefindo yang bertindak sebagai lembaga pemeringkat.
Perseroan akan melakukan pemeringkatan atas Obligasi yang diterbitkan setiap 1 (satu) tahun sekali
selama kewajiban atas efek tersebut belum lunas, sesuai dengan ketentuan yang diatur dalam POJK
No. 49/2020.
7. Rencana Penggunaan Dana Hasil Penawaran Umum
Seluruh dana yang diperoleh dari hasil Penawaran Umum ini, setelah dikurangi biaya-biaya Emisi akan
digunakan untuk :
a. Sebesar Rp808.195.000.000,- (delapan ratus delapan miliar seratus sembilan puluh lima juta
Rupiah) digunakan untuk melunasi jumlah terutang atas obligasi Perseroan yang keseluruhannya
merupakan nilai pokok utang yang akan jatuh tempo pada tahun 2026, dengan rincian sebagai
berikut:
1. Obligasi Berkelanjutan IV Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2021 Seri B sebesar
Rp600.000.000.000,-;
2. Obligasi Berkelanjutan IV Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2021 Seri B sebesar
Rp58.195.000.000,-;
3. Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2023 Seri A sebesar
Rp150.000.000.000,-; dan
xxii
Page 25
b. Sebesar Rp260.000.000.000,- (dua ratus enam puluh miliar Rupiah) digunakan untuk melunasi
jumlah terutang atas Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2023 Seri B
yang keseluruhannya merupakan nilai pokok utang yang diantaranya dapat dilakukan melalui Opsi
Beli sesuai dengan Perjanjian Perwaliamanatan.
Apabila jumlah dana yang diperoleh dari hasil Penawaran Umum Obligasi belum mencukupi, maka
Perseroan akan menggunakan kas internal yang berasal dari aktivitas operasi Perseroan.
Keterangan lebih lanjut mengenai rencana penggunaan dana hasil Penawaran Umum dapat dilihat
pada Bab II Prospektus ini.
8. Struktur Permodalan Dan Susunan Pemegang Saham Perseroan
Berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Rapat No. 86 tanggal 30 Agustus 2021, yang dibuat di
hadapan Leolin Jayayanti, S.H., M.Kn., Notaris di Kota Jakarta Selatan, yang telah mendapatkan
persetujuan Menkum berdasarkan Surat Keputusan No. AHU-0051458.AH.01.02.Tahun 2021 tanggal
22 September 2021 dan telah didaftarkan dalam Daftar Perseroan pada Kemenkum di bawah No. AHU-
0162377.AH.01.11.Tahun 2021 tanggal 22 September 2021 (“Akta No. 86/2021”) dan Daftar Pemegang
Saham per 31 Mei 2025 yang dikeluarkan oleh PT Sinartama Gunita selaku Biro Administrasi Efek yang
ditunjuk oleh Perseroan, susunan pemegang saham Perseroan adalah sebagai berikut:
Nilai Nominal Rp25 per Saham Kepemilikan Hak
Uraian dan Keterangan Suara
Jumlah Saham Jumlah Nominal (Rp) (%)
Modal Dasar 55.000.000.000 1.375.000.000.000
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
PT Medco Daya Abadi Lestari 12.944.140.124 323.603.503.100 52,44
Diamond Bridge Pte. Ltd. 5.395.205.771 134.880.144.275 21,86
PT Medco Duta 30.044.500 751.112.500 0,12
Masyarakat (masing-masing di bawah 5%) 6.313.300.569 157.832.514.225 25,58
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 24.682.690.964 617.067.274.100 100,00
Saham Treasuri 453.540.288 11.338.507.200
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 25.136.231.252 628.405.781.300
Saham dalam Portepel 29.863.768.748 746.594.218.700
9. Ikhtisar Data Keuangan Penting
Calon investor harus membaca ikhtisar data keuangan penting yang disajikan di bawah ini bersamaan
dengan laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak pada tanggal 31 Desember
2024 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut (dengan laporan keuangan konsolidasian
pada tanggal 31 Desember 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut disajikan sebagai
komparatif) beserta catatan atas laporan keuangan tersebut, yang tidak tercantum dalam Prospektus
ini. Calon investor juga harus membaca Bab III mengenai Analisis dan Pembahasan oleh Manajemen.
Tabel-tabel di bawah ini menyajikan angka-angka ikhtisar data keuangan penting yang berasal dan/
atau dihitung berdasarkan (i) laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak pada
tanggal 31 Desember 2024 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut; dan (ii) laporan
keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak pada tanggal 31 Desember 2023 dan
untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut, yang telah disusun berdasarkan Standar Akuntansi
Keuangan di Indonesia.
Laporan Keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak tanggal 31 Desember 2024 dan
untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut telah disusun oleh manajemen Perseroan sesuai
dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia dan disajikan dalam mata uang Dolar Amerika
Serikat, telah diaudit oleh KAP Purwantono, Sungkoro & Surja (firma anggota Ernst & Young Global
Limited) berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh Ikatan Akuntan Publik Indonesia (“IAPI”) dan
ditandatangani oleh Indrajuwana Komala Widjaja (Registrasi Akuntan Publik No.AP. 0696) dengan
opini tanpa modifikasian sebagaimana yang tercantum dalam laporan auditor independen terkait
No. 00663/2.1032/AU.1/02/0696-5/1/IV/2025 dengan tanggal opini 17 April 2025 yang tidak tercantum
dalam Prospektus ini.
xxiii
Page 26
Laporan Posisi Keuangan Konsolidasian
(dalam USD)
31 Desember
2024(1) 2023(2)
Jumlah Aset Lancar 1.816.976.250 1.546.648.779
Jumlah Aset Tidak Lancar 6.109.914.115 5.921.667.490
JUMLAH ASET 7.926.890.365 7.468.316.269
Jumlah Liabilitas Jangka Pendek 1.505.385.643 1.422.070.168
Jumlah Liabilitas Jangka Panjang 4.070.473.153 4.018.650.109
JUMLAH LIABILITAS 5.575.858.796 5.440.720.277
JUMLAH EKUITAS 2.351.031.569 2.027.595.992
JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS 7.926.890.365 7.468.316.269
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs akhir tahun Rp16.162/USD untuk tahun 2024
2. Kurs akhir tahun Rp15.416/USD untuk tahun 2023
Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain Konsolidasian
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
Jumlah pendapatan 2.399.190.555 2.249.337.578
Jumlah beban pokok pendapatan dan biaya langsung lainnya 1.465.722.766 1.215.676.557
LABA KOTOR 933.467.789 1.033.661.021
Laba sebelum pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan 671.050.389 727.853.432
Beban pajak penghasilan (289.339.733) (339.666.380)
LABA TAHUN BERJALAN DARI OPERASI YANG DILANJUTKAN 381.710.656 388.187.052
Rugi setelah beban pajak penghasilan dari operasi yang dihentikan (1.504.141) (42.418.449)
LABA TAHUN BERJALAN 380.206.515 345.768.603
JUMLAH LABA KOMPREHENSIF TAHUN BERJALAN 367.782.290 346.831.018
LABA PER SAHAM DASAR YANG DAPAT DIATRIBUSIKAN KEPADA PEMILIK
ENTITAS INDUK 0,01466 0,01321
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Laporan Arus Kas
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
Kas neto diperoleh dari aktivitas operasi 1.219.541.609 723.225.943
Kas neto digunakan untuk aktivitas investasi (368.970.436) (629.251.025)
Kas neto digunakan untuk aktivitas pendanaan (569.204.360) (346.626.214)
Kenaikan (penurunan) neto kas dan setara kas dari operasi yang dilanjutkan 281.366.813 (252.651.296)
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
xxiv
Page 27
Rasio
31 Desember 31 Desember
2024 2023
Perseroan
Rasio lancar(1) 1,21x 1,09x
Rasio liabilitas terhadap ekuitas (debt to equity)(2)(A) 1,40x 1,63x
Rasio liabilitas neto terhadap ekuitas (net debt to equity ratio)(3) 1,13x 1,45x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah ekuitas 2,37x 2,68x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah aset 0,70x 0,73x
Rasio imbal hasil atas aset(4) 4,80% 4,63%
Rasio imbal hasil atas ekuitas(5) 16,17% 17,05%
Rasio imbal hasil atas pendapatan 15,85% 15,37%
Rasio aset minyak dan gas bumi - bersih terhadap jumlah aset 0,34x 0,39x
Rasio penjualan(6) terhadap jumlah aset 0,30x 0,30x
Rasio modal kerja bersih(7) terhadap penjualan(6) 0,13x 0,06x
Rasio pertumbuhan penjualan(8) terhadap pertumbuhan kas bersih yang
diperoleh dari aktivitas usaha(9) 0,30x 0,16x
Rasio jumlah kas bersih yang diperoleh dari aktivitas usaha terhadap laba
bersih(10) 3,21x 2,09x
Rasio EBITDA(11) terhadap beban keuangan ̶ bersih (net interest coverage
ratio)(12)(A) 5,74x 5,54x
Rasio EBITDA(11) terhadap beban keuangan (interest coverage ratio) 4,14x 4,55x
Net leverage ratio(13)(A) 1,75x 2,09x
Debt service coverage ratio 1,67x 2,00x
MPI(15)
Adjusted Debt to Equity Ratio(16) 1,35x 1,12x
Adjusted EBITDA to Interest Ratio(17) 1,17x 1,63x
Catatan:
(1) Rasio lancar dihitung dengan cara membandingkan jumlah aset lancar dengan jumlah liabilitas jangka pendek masing-
masing pada 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, obligasi Rupiah, obligasi Dolar AS) dengan jumlah ekuitas, masing-masing pada 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, obligasi Rupiah, obligasi Dolar AS) dan dikurangi dengan kas dan setara kas, dengan jumlah ekuitas, masing-masing
pada tahun yang bersangkutan.
(4) Rasio imbal hasil atas aset dihitung dengan cara membandingkan jumlah laba tahun berjalan untuk tahun yang bersangkutan
dengan jumlah aset pada tahun yang bersangkutan.
(5) Rasio imbal hasil atas ekuitas dihitung dengan cara membandingkan jumlah laba tahun berjalan untuk tahun yang
bersangkutan dengan jumlah ekuitas pada tahun yang bersangkutan.
(6) Penjualan terdiri dari pendapatan dari kontrak dengan pelanggan dan pendapatan bunga.
(7) Modal kerja bersih adalah jumlah aset lancar dikurangi jumlah liabilitas jangka pendek masing-masing pada tahun yang
bersangkutan.
(8) Pertumbuhan penjualan dihitung dengan cara membandingkan jumlah pendapatan untuk tahun yang bersangkutan dengan
jumlah pendapatan untuk tahun sebelumnya.
(9) Pertumbuhan kas yang diperoleh dari aktivitas usaha dihitung dengan cara membandingkan jumlah kas bersih yang
dihasilkan dari aktivitas operasi untuk tahun yang bersangkutan dengan kas bersih yang dihasilkan dari operasi untuk tahun
sebelumnya.
(10) Laba bersih merupakan laba tahun berjalan.
(11) EBITDA adalah laba kotor dikurangi beban penjualan, umum dan administrasi dengan mengecualikan beban depresiasi
yang diakui pada beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya dan beban penjualan, umum dan administrasi.
(12) Beban keuangan bersih dihitung dengan cara menjumlahkan beban pendanaan dari semua kewajiban atau utang yang
berbunga setelah dikurangi dengan pendapatan bunga.
(13) Net leverage ratio dihitung dengan cara membandingkan jumlah keseluruhan pinjaman perusahaan-perusahaan yang
tergabung dalam Grup tertentu yang masih terutang pada periode tertentu, dikurangi kas dan setara kas, bagian lancar
deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya, dan investasi kas jangka pendek dari Grup tertentu, dengan
total EBITDA (14) perusahaan-perusahaan yang tergabung dalam Grup tertentu untuk periode empat kuartal untuk periode
tertentu.
xxv
Page 28
(14) EBITDA dihitung dari laba bersih perusahaan-perusahaan yang tergabung dalam Grup tertentu lalu dikurangkan dengan:
(1) Beban pendanaan setelah ditambah dengan bunga yang dikapitalisasi dan dikurangi unwinding of discount liabilitas
pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain perusahaan-perusahaan yang tergabung dalam Grup
tertentu
(2) Beban pajak (selain beban pajak diatribusikan kepada komponen yang tidak berulang atau penjualan aset)
(3) Beban penyusutan dan beban amortisasi (tidak termasuk beban depresiasi dan amortisasi sehubungan dengan liabilitas
pembongkaran aset, restorasi area, dan provisi lain-lain; dan terkait dengan transaksi sewa pembiayaan); dan
(4) Semua transaksi non-kas yang menurunkan atau meningkatkan laba bersih (selain dari beban akrual dan akrual atas
pendapatan dari aktivitas bisnis perseroan)
(A) Pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, Perseroan telah memenuhi rasio liabilitas terhadap ekuitas (maksimum 3x);
rasio EBITDA terhadap Beban Keuangan Bersih (minimum 1x); dan net leverage ratio (maksimum 5x).
(15) Diambil dari Laporan Keuangan Konsolidasian MPI yang tidak dicantumkan dalam Prospektus ini.
(16) Adjusted Debt to Equity Ratio: Total konsolidasi utang bank MPI serta efek bersifat utang atau sukuk dikurangi pinjaman yang
berasal dari proyek PLTP Sarulla dibagi dengan jumlah ekuitas konsolidasi tanpa memperhitungkan ekuitas yang berasal
dari proyek PLTP Sarulla;
(17) Adjusted EBITDA to Interest Ratio: EBITDA konsolidasi MPI setelah dikurangi EBITDA yang berasal dari proyek PLTP Sarulla
dibagi beban bunga konsolidasi tanpa beban bunga yang berasal dari proyek PLTP Sarulla.
10. Keterangan Tentang Perusahaan Anak
Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perusahaan Anak sebagaimana tersebut di bawah ini adalah
perusahaan-perusahaan yang beroperasi di mana 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 Perusahaan Anak
tersebut dikonsolidasikan dalam laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak:
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan
Efektif Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan terhadap
Perseroan Operasional Penyertaan
Pendapatan
(%)
Perseroan (%)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
1. PT Medco E & P Indonesia Indonesia 100,00(1) 3,27 operasi 3 November 1995
2. PT Medco E & P Simenggaris Indonesia 100,00(2) 0,46 operasi 18 November 2005
3. PT Medco E & P Malaka Indonesia 100,00(3) 2,62 operasi 29 Februari 2000
4. PT Medco E & P Tarakan Indonesia 100,00(1) 0,72 operasi 29 Desember 1997
5. PT Medco E & P Rimau Indonesia 100,00(1) 2,85 operasi 19 Desember 2000
6. PT Medco E & P Lematang Indonesia 100,00(1) 0,49 operasi 18 Oktober 2002
7. PT Medco E & P Tomori Sulawesi Indonesia 100,00(4) 8,06 operasi 29 Februari 2000
8. PT Medco Energi Natuna Timur Indonesia 100,00(1) - operasi 18 November 1991
PT Medco Energi Beluga (dahulu PT Medco E
9. Indonesia 100,00 (47)
- operasi 18 November 2005
& P Kampar)
10. Lematang E & P Limited Cayman Islands 100,00 (5)
0,22 operasi 2 Mei 2008
11. Medco E & P Natuna Ltd. Bermuda 100,00(6) 6,58 operasi 17 November 2016
12. Medco E & P Grissik Ltd. Bermuda 100,00(25) 21,58 operasi 3 Maret 2022
13. Medco E & P Corridor Holding Ltd. British Virgin Islands 100,00(11) -a operasi 3 Maret 2022
14. Medco Energi West Bangkanai Limited British Virgin Islands 100,00(23) - operasi 22 Mei 2019
15. Medco Energi Bangkanai Limited British Virgin Islands 100,00(23) 0,81 operasi 22 Mei 2019
16. Medco Energi Madura Offshore Pty Ltd Australia 100,00(34) 1,69 operasi 22 Mei 2019
17. Medco Energi Sampang Pty Ltd Australia 100,00(35) 0,63 operasi 22 Mei 2019
18. Medco Energi Central Kalimantan Limited Belize 100,00(23) 0,16 operasi 22 Mei 2019
19. Medco Energi Kerendan Limited Mauritius 100,00(23) 0,07 operasi 22 Mei 2019
20. Medco Lematang B.V. Belanda 100,00(12) 0,25 operasi 12 Oktober 2006
21. Medco Indonesia Holding B.V. Belanda 100,00(7) -a operasi 28 April 2016
PT Medco Energi Amanah (dahulu PT Medco
22. Indonesia 100,00 (1)
- operasi 14 November 2006
Power Generation Indonesia)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
23. Medco Strait Services Pte. Ltd. Singapura 100,00(7) -a operasi 24 November 2005
24. Medco Energi Global Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) 28.29 operasi 5 Mei 2006
25. Ophir Energy Limited Inggris 100,00(11) -a operasi 22 Mei 2019
26. Salamander Energy Limited Inggris 100,00(20) -a operasi 22 Mei 2019
27. Ophir Jaguar 1 Limited British Virgin Islands 100,00(23) -a operasi 22 Mei 2019
28. Ophir Jaguar 2 Limited British Virgin Islands 100,00(21) -a operasi 22 Mei 2019
29. Ophir SPV Pty Ltd Australia 100,00(22) -a operasi 22 Mei 2019
xxvi
Page 29
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan
Efektif Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan terhadap
Perseroan Operasional Penyertaan
Pendapatan
(%)
Perseroan (%)
30. Ophir Asia Pacific Pty Ltd Australia 100,00(22) -a operasi 22 Mei 2019
31. Salamander Energy Group Limited Inggris 100,00 (32)
-a operasi 22 Mei 2019
32. Medco Energi Thailand (E & P) Limited Inggris 100,00(23) 2,00 operasi 22 Mei 2019
Salamander Energy (Bualuang Holdings)
33. Inggris 100,00(24) - operasi 22 Mei 2019
Limited
34. Medco Energi Thailand (Bualuang) Limited British Virgin Islands 100,00 (36)
2,99 operasi 22 Mei 2019
35. Ophir Holdings Limited Jersey 100,00(20) - operasi 22 Mei 2019
36. Ophir Asia Limited Jersey 100,00(20) - operasi 22 Mei 2019
37. Ophir Holdings & Services (UK) Limited Inggris 100,00(20) - operasi 22 Mei 2019
38. Ophir Tanzania (Block 1) Limited Jersey 100,00(31) - operasi 22 Mei 2019
39. Ophir (Indonesia South East Sangatta) Limited Inggris 100,00(33) - operasi 22 Mei 2019
40. Ophir Mexico Limited Inggris 100,00(26) - operasi 22 Mei 2019
41. Ophir Mexico Operations S.A. de C.V Meksiko 100,00(27) - operasi 22 Mei 2019
42. Medco LLC Oman 78,00(9) 5,98 operasi 20 Maret 2006
43. Medco Energi US LLC Amerika Serikat 100,00(10) - operasi 18 Juni 2004
44. Medco International Ventures Limited Malaysia 100,00(11) - operasi 16 Juli 2001
45. Medco International Enterprise Ltd. Malaysia 100,00(11) - operasi 25 September 2002
46. Medco Singapore Operations Pte. Ltd. Singapura 100,00(6) -a operasi 17 November 2016
47. Medco South China SEA Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) -a operasi 30 Agustus 2016
48. Medco Natuna Pte. Ltd. Singapura 100,00(31) - operasi 18 April 2016
49. Medco Yemen Amed Limited British Virgin Islands 100,00(29) - operasi 16 Januari 2007
50. Medco Arabia Ltd. British Virgin Islands 100,00(46) 0,00 operasi 16 Januari 2007
51. Medco Yemen Malik Limited British Virgin Islands 100,00(29) - operasi 7 Februari 2012
52. Medco Energi Oman Block 60 Limited British Virgin Islands 100,00(11) 1,13 operasi 27 Februari 2007
53. Medco Energi Oman Block 48 Limited British Virgin Islands 100,00(11) - operasi 16 Januari 2007
Jasa Pengeboran dan Penunjang Kegiatan Minyak dan Gas
54. PT Exspan Petrogas Intranusa Indonesia 100,00(1) 0,24 operasi 7 Oktober 1997
55. PT Mitra Energi Gas Sumatera Indonesia 100,00(1) 0,01 operasi 3 November 2017
56. Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. Mauritius 85,00(41) - operasi 2 Februari 2024
Perdagangan
57. Far East Energy Trading Pte. Ltd. Singapura 100,00(11) - operasi 22 Maret 2016
58. PT Satria Raksa Buminusa Indonesia 100,00(13) 0,32 operasi 30 Desember 2016
Energi Listrik
59. PT Medco Power Indonesia Indonesia 100,00(14) 0,01 operasi 28 Januari 2004
60. PT Multidaya Prima Elektrindo Indonesia 51,00(15) 0,16 operasi 29 Juli 2010
61. PT Bio Jatropha Indonesia Indonesia 69,99(16) 0,05 operasi 12 September 2011
62. PT Medco Geothermal Sarulla Indonesia 62,00(19) 0,33 operasi 29 Desember 2006
63. PT Energi Prima Elektrika Indonesia 55,50(18) 0,14 operasi 7 Juli 2011
64. PT Pembangkitan Pusaka Parahiangan Indonesia 100,00(17) 0,06 operasi 12 Desember 2012
65. PT Medco Ratch Power Riau Indonesia 51,00(28) 1,27 operasi 24 Maret 2017
66. PT Medcopower Servis Indonesia Indonesia 62,00(37) 0,09 operasi 26 April 2018
67. PT Medco Cahaya Geothermal Indonesia 51,00(38) 3,44 operasi 16 Juni 2003
68. PT Medcopower Transportasi Listrik Indonesia 100,00(40) - operasi 17 Februari 2021
69. PT Medcosolar Bali Timur Indonesia 51,00(42) 0,46 operasi 5 Februari 2021
70. PT Medco Power Energi Services Indonesia 100,00(43) 0,08 operasi 29 Desember 2023
71. PT Medco Power Geothermal Services Indonesia 100,00(45) - operasi 18 Januari 2024
Lain-lain
72. Medco Oak Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 4 Januari 2019
73. Medco Bell Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 27 Desember 2019
74. Medco Laurel Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 4 Januari 2019
75. Medco Maple Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 16 Maret 2023
76. Medco Cypress Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 20 Maret 2025
Catatan:
(a) Pendapatan dihasilkan oleh entitas anak
(1) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,01%.
(2) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,9% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,1%.
(3) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 1%.
(4) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,95% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,05%.
(5) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Petroleum Exploration & Production International Limited sebesar 100%.
(6) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Natuna Pte. Ltd. sebesar 100%.
(7) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%.
xxvii
Page 30
(8) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Strait Services Pte. Ltd. sebesar 100%.
(9) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco International Enterprise Ltd. sebesar 78%.
(10) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi USA Inc. sebesar 100%.
(11) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Global Pte. Ltd. sebesar 100%.
(12) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Indonesia Holding B.V. sebesar 100%.
(13) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,95% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,05%.
(14) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 49,00%, serta kepemilikan secara tidak langsung sebesar 51,00% melalui PT Medco Power
Internasional.
(15) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 51,00%.
(16) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari sebesar 69,99%.
(17) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,99% dan melalui PT Dalle Panaran
sebesar 0,01%.
(18) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 55,50%.
(19) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 4,96%, melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar
0,04% dan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 57,00%.
(20) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Energy Limited sebesar 100%.
(21) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Jaguar 1 Limited sebesar 100%.
(22) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Jaguar 2 Limited sebesar 100%.
(23) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy Group Limited sebesar 100%.
(24) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy (S.E. Asia) Limited sebesar 100%.
(25) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco E & P Corridor Holdings Ltd. sebesar 100%.
(26) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Holdings & Services (UK) Limited sebesar 100%.
(27) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Mexico Limited sebesar 99% dan Ophir Holding & Services (UK) Limited
sebesar 1%.
(28) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Sentral Sumatera sebesar 51,00%.
(29) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Yemen Holding Limited sebesar 100%.
(30) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir East Africa Holdings Limited sebesar 100%.
(31) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco South China Sea Sea Pte. Ltd. Sebesar 100%.
(32) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy Limited sebesar 100%.
(33) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Thailand (E & P) Limited sebesar 100%.
(34) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir SPV Pty Ltd sebesar 100%.
(35) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Asia Pacific Pty Ltd sebesar 100%.
(36) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy (Bualuang Holdings) Limited sebesar 100%.
(37) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 57%, melalui PT Medco Power Indonesia
sebesar 4% dan melalui Medco Geothermal Nusantara sebesar 1%
(38) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Geothermal Indonesia sebesar 51%
(39) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT MedcoPower Energi Baru sebesar 50% dan melalui PT Amman Mineral Internasional Tbk
sebesar 50%
(40) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT MedcoPower Energi Baru sebesar 99% dan melalui PT Medco Power Indonesia
sebesar 1%
(41) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco E & P Corridor Holdings Ltd. Sebesar 85%.
(42) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 51%.
(43) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 96% dan melalui PT Dalle Panaran sebesar 4%.
(44) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia 99.90% dan melalui PT Medco Solar Pasifik sebesar 0,10%.
(45) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 59,40%, dan melalui PT Medco General
Power Services sebesar 49,60%.
(46) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco International Enterprise Ltd. sebesar 100%.
(47) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,98% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,02%.
Selain Perusahaan 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/atau pada saat ini telah masuk dalam tahap produksi.
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan terhadap Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan Efektif
Pendapatan Operasional Penyertaan
Perseroan (%)
Perseroan (%)
Tenaga Listrik
1. Sarulla Operation Ltd. Cayman Island 18,99(5) - operasi 17 Januari 2008
2. PT TJB Power Services Indonesia 49,88(1) 0,76 operasi 13 April 2006
3. PT Dalle Energy Batam Indonesia 47,99(7) 0,09 operasi 22 Juni 2005
4. PT Mitra Energi Batam Indonesia 42,39(8) 0,32 operasi 17 November 2003
5. PT Energi Listrik Batam Indonesia 43,39(9) 1,32 operasi 7 Maret 2012
6. Pacific Medco Solar Energy Pte Ltd Singapura 37,00(10) - operasi 31 Oktober 2022
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
7. PT Donggi Senoro LNG Indonesia 11,10(2) - operasi 28 Desember 2007
Pertambangan Emas dan Tembaga
8. PT Amman Mineral Nusa Tenggara Indonesia 20,92(3) - operasi 2 November 2016
9. PT Amman Mineral Internasional Tbk Indonesia 20,92(6) - operasi 2 November 2016
Properti
10. PT Api Metra Graha Indonesia 49,00(4) - operasi 14 Februari 2013
xxviii
Page 31
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan terhadap Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan Efektif
Pendapatan Operasional Penyertaan
Perseroan (%)
Perseroan (%)
Lain-lain
11. PT Teknologi Data Infrastruktur Indonesia 5,00(11) - operasi 25 Oktober 2023
12. PT Mitra Energi Pelayaran Indonesia 100,00(12) 0,04 operasi 20 Maret 2024
Catatan:
(1) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui (i) PT Medco General Power Services sebesar 75,10% dan (ii) PT Medco Power
Indonesia sebesar 5,00%.
(2) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco LNG Indonesia sebesar 11,10%.
(3) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Amman Mineral Internasional Tbk sebesar 20,92%.
(4) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 48,32% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,68%.
(5) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 18,99%.
(6) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 20,915%.
(7) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 47,99%.
(8) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 10,00% dan melalui PT Medco Energi Menamas
sebesar 32,39%.
(9) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Universal Batam Energy sebesar 39,90% dan melalui PT Medco Power Indonesia
sebesar 3,49%.
(10) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Power Global Pte Ltd sebesar 37,00%.
(11) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 5%.
(12) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Mitra Energi Gas Sumatera sebesar 99% dan sisanya 1% melalui PT Medco
Energi Nusantara.
Selain penyertaan saham pada perusahaan-perusahaan tersebut di atas yang telah beroperasi,
Perseroan juga mempunyai penyertaan saham baik secara langsung maupun tidak langsung pada
perusahaan-perusahaan yang saat ini tidak lagi beroperasi karena beberapa kondisi seperti tidak
lagi memiliki hak partisipasi (working interest) karena telah diserahkan kembali ke Pemerintah atau
sudah tidak beroperasi lagi karena pertimbangan komersial, beberapa perusahaan yang tidak lagi aktif
(dormant company) namun belum dilikuidasi menunggu assessment dan evaluasi bisnis perusahaan,
dan beberapa perusahaan dibentuk dengan tujuan untuk mengikuti proyek di masa depan maupun
untuk keperluan pendanaan. Perusahaan-perusahaan tersebut adalah sebagai berikut:
Kepemilikan
Status
No Nama Perusahaan Kedudukan Efektif Tanggal Penyertaan
Operasional
Perseroan (%)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
1. PT Medco E & P Bangkanai Indonesia 100,00(1) tidak operasi 29 Februari 2000
2. Medco Far East Limited Cayman Islands 100,00(2) tidak operasi 7 Juli 2005
3. PT Medco Energi Bangkanai Indonesia 100,00(3) tidak operasi 16 Juni 2003
4. PT Medco E & P Nunukan Indonesia 100,00(3) tidak operasi 28 Januari 2004
5. PT Medco E & P Sembakung Indonesia 100,00(4) tidak operasi 18 November 2005
6. Kuala Langsa (Block A) Limited Bermuda 50,00(5) tidak operasi 23 Januari 2007
7. PT Medco Energi Madura Indonesia 100,00(6) tidak operasi 26 Agustus 2005
8. PT Medco Energi Belida Indonesia 100,00(3) tidak operasi 24 Oktober 2003
9. PT Medco Energi Linggau Indonesia 100,00(6) tidak operasi 2 Desember 2015
10. PT Medco Energi CBM Indonesia Indonesia 100,00(6) tidak operasi 18 November 2008
11. PT Medco Sampang Indonesia Indonesia 100,00(6) tidak operasi 24 Maret 2006
12. PT Medco Energi Sampang Indonesia 100,00(6) tidak operasi 29 Mei 2019
13. PT Medco CBM Pendopo Indonesia 100,00(7) tidak operasi 16 Desember 2008
14. PT Medco E & P Bengara Indonesia 95,00(8) tidak operasi 12 Desember 2001
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
15. Medco Yemen Holding Limited British Virgin Islands 100,00(9) tidak operasi 16 Januari 2007
16. Medco Asia Pacific Limited British Virgin Islands 100,00(9) tidak operasi 27 Februari 2007
17. Medco Energi USA Inc. Amerika Serikat 100,00(9) tidak operasi 18 Juni 2004
18. Medco Simenggaris Pty. Ltd. Australia 100,00(10) tidak operasi 25 Januari 2000
19. Medco International Services Pte. Ltd. Singapura 100,00(9) tidak operasi 5 Juli 2006
20. Dominion Oil & Gas Limited British Virgin Island 100,00(11) tidak operasi 22 Mei 2019
21. Dominion Tanzania Limited Tanzania 100,00(12) tidak operasi 22 Mei 2019
22. Dominion Petroleum Acquisitions Limited Bermuda 100,00(13) tidak operasi 22 Mei 2019
23. Dominion Petroleum Kenya Limited Kenya 100,00(14) tidak operasi 22 Mei 2019
24. Ruvuma Pipeline Company Limited Tanzania 17,60(15) tidak operasi 22 Mei 2019
xxix
Page 32
Kepemilikan
Status
No Nama Perusahaan Kedudukan Efektif Tanggal Penyertaan
Operasional
Perseroan (%)
Mzalendo Gas Processing Company Tanzania 17,60(15) 22 Mei 2019
25. tidak operasi
Limited
26. Fahari Gas Marketing Company Limited Tanzania 17,60(15) tidak operasi 22 Mei 2019
27. Ophir Pipeline Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
28. Ophir LNG Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
29. Ophir East Africa Ventures Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
30. Ophir Gas Marketing Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
31. Ophir East Africa Holdings Limited Jersey 100,00(17) tidak operasi 22 Mei 2019
32. Salamander Energy (S.E. Asia) Limited Inggris 100,00(18) tidak operasi 22 Mei 2019
33. Dominion Oil & Gas Limited (Tanzania) Tanzania 100,00(19) tidak operasi 22 Mei 2019
34. DOMPET Limited Bermuda 100,00(13) tidak operasi 22 Mei 2019
35. Dominion Petroleum Limited Bermuda 100,00(20) tidak operasi 22 Mei 2019
36. Ophir Energy Indonesia Limited Inggris 100,00(21) tidak operasi 22 Mei 2019
37. Ophir Equatorial Guinea (Block R) Limited Jersey 100,00(14) tidak operasi 22 Mei 2019
Produksi Kimia dan Industri Hilir
38. PT Medco Downstream Indonesia Indonesia 100,00(3) tidak operasi 28 Januari 2004
39. PT Medco Methanol Bunyu Indonesia 100,00(3) tidak operasi 29 Januari 1997
40. PT Medco LPG Kaji Indonesia 100,00(3) tidak operasi 31 Agustus 2001
41. PT Medco Ethanol Lampung Indonesia 100,00(3) tidak operasi 21 Februari 2005
Tenaga Listrik
42. PT Medco Geothermal Indonesia Indonesia 100,00(22) tidak operasi 28 Januari 2004
43. PT Dalle Panaran Indonesia 100,00(23) tidak operasi 22 Juni 2005
44. PT Medco Geothermal Sumatera Indonesia 100,00(24) tidak operasi 4 Juli 2023
45. PT Indo Medco Power Indonesia 99,98(25) tidak operasi 18 Oktober 2004
46. PT Medco Energi Menamas Indonesia 59,99(26) tidak operasi 27 Januari 2004
47. PT Muara Enim Multi Power Indonesia 80,00(27) tidak operasi 5 Agustus 2008
48. PT Medco Geothermal Nusantara Indonesia 100,00(28) tidak operasi 30 Januari 2014
49. PT Sangsaka Agro Lestari Indonesia 70,00(29) tidak operasi 12 September 2011
50. PT Sangsaka Hidro Lestari Indonesia 56,00(30) tidak operasi 12 September 2011
51. PT Sangsaka Hidro Selatan Indonesia 69,93(31) tidak operasi 12 September 2011
52. PT Sangsaka Hidro Kasmar Indonesia 67,20(32) tidak operasi 12 September 2011
53. PT Sangsaka Hidro Ciseureuh Indonesia 69,92(33) tidak operasi 23 Desember 2011
54. PT Sangsaka Hidro Patikala Lima Indonesia 67,20(34) tidak operasi 23 Desember 2011
55. PT Sangsaka Hidro Baliase Indonesia 67,20(34) tidak operasi 23 Desember 2011
56. PT Medco Hidro Indonesia Indonesia 100,00(35) tidak operasi 14 Maret 2013
57. PT Nawakara Energi Sumpur Indonesia 80,00(36) tidak operasi 29 Januari 2014
58. PT Medco Power Sentral Sumatera Indonesia 100,00(37) tidak operasi 23 November 2016
59. PT Medco General Power Services Indonesia 59,76(38) tidak operasi 20 Oktober 2005
60. PT Medco Kansai Power Indonesia Indonesia 60,00(39) tidak operasi 29 Maret 2021
61. PT Medcopower Energi Baru Indonesia 100,00(40) tidak operasi 10 Desember 2019
62. PT Medcopower Elektrika Indonesia Indonesia 100,00(41) tidak operasi 16 Februari 2021
63. PT Medco Solar Pasifik Indonesia 100,00(37) tidak operasi 25 Januari 2022
64. PT Medco Geopower Sarulla Indonesia 49,00(42) tidak operasi 30 Maret 2007
65. PT Universal Batam Energy Indonesia 42,00(43) tidak operasi 18 Februari 2010
66. Medco Power Global Pte Ltd Singapura 100,00(44) tidak operasi 1 Juli 2022
67. PT Medco Solar Bali Barat Indonesia 51,00(50) tidak operasi 2 Februari 2021
68. PT Medcopower Solar Nusantara Indonesia 100,00(47) tidak operasi 18 Juni 2021
69. PT Medco Power Geothermal Energi Indonesia 100,00(51) tidak operasi 30 Agustus 2024
70. PT Sangsaka Hidro Barat Indonesia 100,00(52) tidak operasi 26 Juli 2010
71. PT Medco Pasifik Solar Transmisi Indonesia 100,00(53) tidak operasi 26 Maret 2024
Perdagangan
72. PT Medco Sarana Balaraja Indonesia 100,00(3) tidak operasi 26 September 2002
73. Medco Petroleum Services Limited Cayman Island 100,00(45) tidak operasi 19 Januari 2012
74. Petroleum Exploration & Production Cayman Islands 100,00(45) tidak operasi 2 Mei 2008
International Limited
75. PT Mahakam Raksa Buminusa Indonesia 99,86(46) tidak operasi 28 April 2004
76. PT Musi Raksa Buminusa Indonesia 100,00(47) tidak operasi 30 Desember 2016
xxx
Page 33
Kepemilikan
Status
No Nama Perusahaan Kedudukan Efektif Tanggal Penyertaan
Operasional
Perseroan (%)
Entitas Investasi
77. PT Medco Energi Nusantara Indonesia 99,99(48) tidak operasi 28 Februari 2003
78. PT Medco Power Internasional Indonesia 100,00(49) tidak operasi 3 Oktober 2017
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
79. PT Medco LNG Indonesia Indonesia 100,00(3) tidak operasi 29 Mei 2007
Catatan:
(1) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,01%.
(2) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%.
(3) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,01%.
(4) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,75% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,25%.
(5) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Far East Limited sebesar 50%.
(6) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,9% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,1%.
(7) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi CBM Indonesia sebesar 99,99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,01%.
(8) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 95%.
(9) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Global Pte Ltd sebesar 100%.
(10) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%.
(11) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Dominion Petroleum Acquisitions Limited sebesar 100%.
(12) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui DOMPET Limited sebesar 99,9% dan melalui Dominion Petroleum Acquisitions Limited
sebesar 0,1%.
(13) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Dominion Petroleum Limited sebesar 100%
(14) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Holdings & Services (UK) Limited sebesar 100%
(15) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Pipeline Limited sebesar 17,60%.
(16) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir East Africa Holdings Limited sebesar 100%.
(17) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Holdings Limited sebesar 100%.
(18) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Thailand (E & P) Limited sebesar 100%.
(19) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Dominion Oil & Gas Limited (BVI) sebesar 99,9%, dan melalui Dominion Petroleum
Acquisitions Limited sebesar 0,1%.
(20) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Energy Limited sebesar 100%.
(21) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy Limited sebesar 100%.
(22) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,99% dan melalui PT Medco Geothermal Sarulla
sebesar 0,01%.
(23) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 1%.
(24) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 49% dan melalui PT Medco Geothermal Indonesia
sebesar 51%.
(25) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,98%.
(26) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 59,99%.
(27) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 80%.
(28) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,96% dan melalui PT Dalle Panaran sebesar 0,04%.
(29) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 70%.
(30) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari sebesar 56%.
(31) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari 69,93%.
(32) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari 67,20%.
(33) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari 0,01%, PT Bio Jatropha Indonesia sebesar 69,91%.
(34) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Hidro Kasmar 67,19% dan melalui PT Sangsaka Agro Lestari sebesar 0,01%.
(35) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,9% dan melalui PT Dalle Panaran sebesar 0,1%.
(36) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Hidro Indonesia 80%.
(37) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia 99,90%, dan melalui PT Medco Geothermal Nusantara
sebesar 0,10%.
(38) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 99,6%.
(39) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 60%.
(40) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99% dan melalui PT Medco Geothermal Indonesia
sebesar 1%.
(41) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99% dan melalui PT Dalle Panaran sebesar 1%.
(42) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 49%.
(43) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 42%.
(44) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 100%.
(45) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Strait Services Pte Ltd sebesar 100%.
(46) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,86%
(47) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,625% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,375%.
(48) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99%.
(49) Kepemilikan langsung Perseroan 99,99% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,01%.
(50) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 51%.
(51) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Geothermal Indonesia sebesar 99,92% dan melalui PT Medco Geothermal
Nusantara 0,08%.
(52) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Hidro Indonesia sebesar 99,9% dan sisanya 0,1% PT Dalle Panaran.
(53) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia 99.90% dan melalui PT Medco Solar Pasifik sebesar 0,10%.
xxxi
Page 34
11. Faktor Risiko
Risiko-risiko yang diungkapkan di bawah ini merupakan risiko-risiko material bagi Perseroan dan
Perusahaan Anak dan disusun berdasarkan bobot dari dampak masing-masing risiko terhadap kinerja
keuangan Perseroan dan Perusahaan Anak, dimulai dari risiko utama:
• Risiko Utama Yang Mempunyai Pengaruh Signifikan Terhadap Kelangsungan Usaha
Perseroan
Perseroan tergantung pada kemampuan untuk memproduksi, mengembangkan, serta menggantikan
cadangan yang telah ada serta menemukan cadangan baru bagi kegiatan usaha Perseroan.
• Risiko terkait kegiatan usaha Perseroan
• Data cadangan dan sumber daya Perseroan merupakan estimasi, sehingga data aktual dapat
berbeda.
• Kegiatan operasi Perseroan memiliki risiko operasional yang signifikan;
• Interpretasi data seismik dalam mengidentifikasi keberadaan minyak dan gas mungkin tidak
akurat.
• Kegiatan akuisisi atau ekspansi Perseroan di bidang usaha atau wilayah baru mengandung
risiko teknis, konstruksi dan pembiayaan.
• Kenaikan tingkat suku bunga dapat menimbulkan dampak material terhadap kondisi keuangan
Perseroan.
• Fluktuasi nilai tukar mata uang asing selain Dolar AS dapat merugikan kinerja operasional
Perseroan.
• Keterbatasan infrastruktur distribusi dan transmisi gas dapat membatasi penjualan.
• Kepentingan pemegang saham pengendali Perseroan, mitra ventura bersama dan/atau mitra
kerja Perseroan lainnya mungkin berbeda dengan kepentingan Perseroan.
• Perseroan dapat mengalami kerugian yang tidak tercakup oleh atau nilainya melebihi
pertanggungan asuransi.
• Biaya restorasi, penutupan dan pembongkaran tambang, pipa dan fasilitas lain serta kewajiban
terkait lingkungan hidup mungkin melebihi provisi yang telah dibentuk.
• Perseroan dapat mengalami kerugian akibat keterlibatan dalam perkara hukum, perkara
regulatif dan perkara lainnya.
• Pandemi dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap Perseroan.
• Perubahan iklim dapat berdampak secara material terhadap hasil operasi, akses modal, dan
strategi Perseroan.
• Risiko terkait industri Perseroan
• Fluktuasi harga minyak mentah dapat berdampak pada keuangan dan kinerja operasional
Perseroan.
• Penurunan harga emas atau tembaga dapat merugikan AMNT.
• Industri pertambangan menghadapi tantangan geoteknik yang terus-menerus.
• Perseroan beroperasi di dalam industri yang kompetitif.
• Risiko terkait negara-negara tempat Perseroan beroperasi
• Kegiatan usaha Perseroan sangat bergantung kepada peraturan dan otoritas pemerintah.
• Tantangan ekonomi regional atau global dapat mempengaruhi ekonomi Indonesia dan kegiatan
usaha Perseroan.
• Perseroan mungkin mengalami dampak perubahan peraturan pajak
• Peraturan perundang-undangan ketenagakerjaan dan perselisihan hubungan industrial di
negara Perseroan beroperasi dapat menimbulkan dampak merugikan.
xxxii
Page 35
• Risiko terkait investasi pada Obligasi Perseroan
• Risiko tidak likuidnya Obligasi yang ditawarkan dalam Penawaran Umum ini antara lain
dikarenakan tujuan pembelian Obligasi sebagai investasi jangka panjang; dan
• 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.
Keterangan lebih lanjut mengenai faktor risiko dapat dilihat pada Bab IV. Faktor Risiko di Prospektus ini.
xxxiii
Page 36
Halaman ini sengaja dikosongkan
Page 37
I. PENAWARAN UMUM
PT MEDCO ENERGI INTERNASIONAL Tbk
Berkedudukan di Jakarta Selatan, Indonesia
Kegiatan Usaha Utama:
Aktivitas perusahaan holding dan Aktivitas konsultasi manajemen lainnya
Kantor Pusat:
Gedung The Energy, Lantai 53-55, SCBD Lot 11A
Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53, Jakarta Selatan 12190
Telp. (62 21) 2995 3000
Faks. (62 21) 2995 3001
Email: medc@medcoenergi.com; corporate.secretary@medcoenergi.com
Situs web: www.medcoenergi.com
PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN KEPADA PEMODAL PROFESIONAL
OBLIGASI BERKELANJUTAN VI MEDCO ENERGI INTERNASIONAL
DENGAN TARGET DANA YANG AKAN DIHIMPUN SEBESAR Rp5.000.000.000.000 (LIMA TRILIUN RUPIAH)
DALAM RANGKA PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN TERSEBUT, PERSEROAN AKAN MENERBITKAN DAN
MENAWARKAN OBLIGASI BERKELANJUTAN VI MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP I TAHUN 2025
DENGAN JUMLAH POKOK OBLIGASI SEBESAR RP1.000.000.000.000 (SATU TRILIUN RUPIAH) (“OBLIGASI”)
Obligasi ini terdiri dari 2 (dua) seri, yaitu Obligasi Seri A dan Seri B, yang masing-masing ditawarkan sebesar 100%
(seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi. Obligasi ini diterbitkan tanpa warkat kecuali Sertifikat Jumbo yang diterbitkan
atas nama PT Kustodian Sentral Efek Indonesia (”KSEI”). Obligasi ini memberikan pilihan bagi pemodal profesional untuk
memilih Seri Obligasi yang dikehendaki sebagai berikut:
Seri A : Jumlah Obligasi Seri A yang ditawarkan adalah sebesar Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah) dengan
tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh koma tujuh lima persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi Seri A
adalah 7 (tujuh) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Obligasi dilakukan secara penuh (bullet
payment) pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.
Seri B : Jumlah Obligasi Seri B yang ditawarkan adalah sebesar Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah) dengan
tingkat bunga tetap sebesar 8,25% (delapan koma dua lima persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi Seri B
adalah 10 (sepuluh) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Obligasi dilakukan secara penuh (bullet
payment) pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.
Bunga Obligasi dibayarkan setiap triwulan (3 bulan) sejak Tanggal Emisi, sesuai dengan Tanggal Pembayaran Bunga
Obligasi. Pembayaran Bunga Obligasi pertama masing-masing seri akan dilakukan pada tanggal 25 September 2025
sedangkan pembayaran Bunga Obligasi terakhir sekaligus jatuh tempo Obligasi adalah pada tanggal tanggal 25 Juni
2032 untuk Seri A dan tanggal 25 Juni 2035 untuk Seri B yang juga merupakan Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi dari
masing-masing Seri Pokok Obligasi.
OBLIGASI BERKELANJUTAN VI MEDCO ENERGI INTERNASIONAL TAHAP II DAN TAHAP-TAHAP
SELANJUTNYA (JIKA ADA) AKAN DITENTUKAN KEMUDIAN.
OBLIGASI INI AKAN DICATATKAN PADA PT BURSA EFEK INDONESIA (“BEI”)
Dalam rangka penerbitan Obligasi Berkelanjutan ini, Perseroan telah memperoleh hasil pemeringkatan
atas surat utang jangka panjang (Obligasi) dari Pefindo:
id
AA-
(Double A Minus)
RISIKO UTAMA YANG DIHADAPI OLEH PERSEROAN ADALAH PERSEROAN TERGANTUNG PADA KEMAMPUAN
UNTUK MEMPRODUKSI, MENGEMBANGKAN, SERTA MENGGANTIKAN CADANGAN YANG TELAH ADA SERTA
MENEMUKAN CADANGAN BARU BAGI KEGIATAN USAHA PERSEROAN.
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
SEBAGAI INVESTASI JANGKA PANJANG. KETERANGAN MENGENAI FAKTOR RISIKO DAPAT DILIHAT PADA BAB IV
PERIHAL FAKTOR RISIKO DI DALAM PROSPEKTUS INI.
1
Page 38
1.1 Pemenuhan Kriteria Penawaran Umum Berkelanjutan
Perseroan telah memenuhi kriteria untuk melaksanakan Penawaran Umum Berkelanjutan sebagaimana
yang diatur dalam POJK No. 36/2014 tentang Penawaran Umum Berkelanjutan Efek Bersifat Utang,
sebagai berikut:
1. Penawaran Umum Berkelanjutan Efek Bersifat Utang dilaksanakan dalam periode paling lama 2
(dua) tahun dengan ketentuan pemberitahuan pelaksanaan Penawaran Umum Berkelanjutan Efek
Bersifat Utang terakhir disampaikan kepada Otoritas Jasa Keuangan paling lambat pada ulang
tahun kedua sejak efektifnya Pernyataan Pendaftaran.
2. Merupakan emiten atau perusahaan publik dalam kurun waktu paling singkat 2 (dua) tahun terakhir
sebelum penyampaian Pernyataan Pendaftaran.
3. Tidak pernah mengalami gagal bayar selama 2 (dua) tahun terakhir sebelum penyampaian
Pernyataan Pendaftaran dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan Efek Bersifat Utang
sesuai dengan Surat Penyataan yang dibuat oleh Perseroan tertanggal 14 Mei 2025 dan yang
dibuat oleh KAP Purwantono, Sungkoro & Surja (anggota dari Ernst & Young Global Limited)
No. 00214/2.1032/JL.0/02/0696-5/1/V/2025 tertanggal 14 Mei 2025.
4. Efek yang dapat diterbitkan melalui Penawaran Umum Berkelanjutan adalah efek bersifat utang
yang 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.
1.2 Keterangan Tentang Obligasi Yang Diterbitkan
Nama Obligasi
Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2025.
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.
Obligasi ini hanya ditawarkan kepada Pemodal Profesional.
Jumlah Pokok, Tingkat Suku Bunga dan Jatuh Tempo Obligasi
Obligasi ini diterbitkan dengan jumlah nominal seluruhnya sebesar Rp1.000.000.000.000 (satu triliun
Rupiah) yang terdiri dari:
a. Obligasi seri A dengan tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh koma tujuh lima persen) per
tahun, berjangka waktu 7 (tujuh) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi dalam jumlah sebesar
Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah);
b. Obligasi seri B dengan tingkat bunga tetap sebesar 8,25% (delapan koma dua lima persen) per
tahun, berjangka waktu 10 (sepuluh) tahun terhitung sejak Tanggal Emisi dalam jumlah sebesar
Rp500.000.000.000,- (lima ratus miliar Rupiah);
Jumlah Pokok Obligasi tersebut dapat berkurang sehubungan dengan pelunasan Pokok Obligasi
masing-masing Seri Obligasi dan/atau pelaksanaan Opsi Beli Obligasi dan/atau pembelian Kembali,
sebagai pelunasan Obligasi sebagaimana dibuktikan dengan Sertifikat Jumbo Obligasi.
Satuan Pemindahbukuan Obligasi
Satuan pemindahbukuan Obligasi adalah senilai Rp1 (satu Rupiah) atau kelipatannya.
2
Page 39
Satuan Perdagangan Obligasi
Perdagangan Obligasi dilakukan di Bursa Efek dengan syarat-syarat dan ketentuan sebagaimana
ditentukan dalam peraturan Bursa Efek. Satuan perdagangan Obligasi di Bursa Efek dilakukan dengan
nilai sebesar Rp5.000.000 (lima juta Rupiah) dan/atau kelipatannya.
Harga Penawaran Obligasi
100% (seratus persen) dari jumlah Pokok Obligasi.
Pembayaran Bunga Obligasi
Bunga Obligasi dibayarkan setiap triwulanan (3 bulan), dimana bunga pertama dibayarkan pada tanggal
25 September 2025, sedangkan pembayaran bunga terakhir sekaligus tanggal jatuh tempo dari Obligasi
adalah tanggal 25 Juni 2032 untuk Seri A dan 25 Juni 2035 untuk Seri B.
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.
Jadwal pembayaran Bunga Obligasi adalah sebagaimana tercantum dalam tabel di bawah ini:
Bunga Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi
Ke- Seri A Seri B
1 25 September 2025 25 September 2025
2 25 Desember 2025 25 Desember 2025
3 25 Maret 2026 25 Maret 2026
4 25 Juni 2026 25 Juni 2026
5 25 September 2026 25 September 2026
6 25 Desember 2026 25 Desember 2026
7 25 Maret 2027 25 Maret 2027
8 25 Juni 2027 25 Juni 2027
9 25 September 2027 25 September 2027
10 25 Desember 2027 25 Desember 2027
11 25 Maret 2028 25 Maret 2028
12 25 Juni 2028 25 Juni 2028
13 25 September 2028 25 September 2028
14 25 Desember 2028 25 Desember 2028
15 25 Maret 2029 25 Maret 2029
16 25 Juni 2029 25 Juni 2029
17 25 September 2029 25 September 2029
18 25 Desember 2029 25 Desember 2029
19 25 Maret 2030 25 Maret 2030
20 25 Juni 2030 25 Juni 2030
21 25 September 2030 25 September 2030
22 25 Desember 2030 25 Desember 2030
23 25 Maret 2031 25 Maret 2031
24 25 Juni 2031 25 Juni 2031
25 25 September 2031 25 September 2031
26 25 Desember 2031 25 Desember 2031
27 25 Maret 2032 25 Maret 2032
28 25 Juni 2032 25 Juni 2032
29 - 25 September 2032
30 - 25 Desember 2032
31 - 25 Maret 2033
32 - 25 Juni 2033
33 - 25 September 2033
34 - 25 Desember 2033
35 - 25 Maret 2034
36 - 25 Juni 2034
37 - 25 September 2034
38 - 25 Desember 2034
39 - 25 Maret 2035
40 - 25 Juni 2035
3
Page 40
Tata Cara Pembayaran Bunga Obligasi
a. Pemegang Obligasi yang berhak atas Bunga Obligasi adalah Pemegang Obligasi yang namanya
tercatat dalam Daftar Pemegang Rekening pada 4 (empat) Hari Kerja sebelum Tanggal Pembayaran
Bunga Obligasi kecuali ditentukan lain oleh KSEI sesuai dengan ketentuan KSEI yang berlaku.
Dengan demikian jika terjadi transaksi Obligasi dalam waktu 4 (empat) Hari Kerja sebelum Tanggal
Pembayaran Bunga Obligasi, pembeli Obligasi yang menerima pengalihan Obligasi tersebut tidak
berhak atas Bunga Obligasi pada periode Bunga Obligasi yang bersangkutan, kecuali ditentukan
lain oleh KSEI sesuai dengan ketentuan KSEI yang berlaku.
b. Bunga Obligasi akan dibayarkan oleh Perseroan melalui KSEI selaku Agen Pembayaran kepada
Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening pada Tanggal Pembayaran Bunga Obligasi yang
bersangkutan berdasarkan Daftar Pemegang Rekening.
c. Pembayaran Bunga Obligasi kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening dilakukan
oleh Agen Pembayaran untuk dan atas nama Perseroan berdasarkan Perjanjian Agen Pembayaran.
d. Pembayaran Bunga Obligasi yang terutang, yang dilakukan oleh Perseroan kepada Pemegang
Obligasi melalui Agen Pembayaran, dianggap pembayaran lunas oleh Perseroan, setelah dana
tersebut diterima oleh Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening pada KSEI, dengan
memperhatikan Perjanjian Agen Pembayaran, dengan demikian Perseroan dibebaskan dari
kewajiban untuk melakukan pembayaran Bunga Obligasi yang bersangkutan.
Tata Cara Pembayaran Pokok Obligasi
a. Obligasi harus dilunasi pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.
b. Pembayaran Pokok Obligasi kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening dilakukan
oleh Agen Pembayaran untuk dan atas nama Perseroan berdasarkan Perjanjian Agen Pembayaran.
c. Pembayaran Pokok Obligasi yang terutang, yang dilakukan oleh Perseroan kepada Pemegang
Obligasi melalui Agen Pembayaran, dianggap pembayaran lunas oleh Perseroan, setelah dana
tersebut diterima oleh Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening pada KSEI, dengan
memperhatikan Perjanjian Agen Pembayaran, dengan demikian Perseroan dibebaskan dari
kewajiban untuk melakukan pembayaran Pokok Obligasi yang bersangkutan.
Jumlah Minimum Pemesanan
Pemesanan pembelian Obligasi harus dilakukan dalam jumlah sekurang-kurangnya sebesar satu
satuan perdagangan sebesar Rp5.000.000 (lima juta Rupiah) dan/atau kelipatannya.
Jaminan dan Hak Senioritas Atas Utang
Obligasi ini tidak dijamin dengan jaminan khusus, tetapi dijamin dengan seluruh harta kekayaan
Perseroan baik barang bergerak maupun barang 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 pari passu
tanpa hak preferen dengan hak-hak kreditur Perseroan lainnya baik yang ada sekarang maupun di
kemudian hari, kecuali hak-hak kreditur Perseroan yang dijamin secara khusus dengan kekayaan
Perseroan baik yang telah ada maupun yang akan ada di kemudian hari.
Pemegang Obligasi tidak mempunyai hak untuk didahulukan dan hak Pemegang Obligasi adalah pari
passu tanpa hak preferen dengan hak-hak kreditur Perseroan lainnya, baik yang ada sekarang maupun
yang akan ada dikemudian hari, kecuali hak-hak kreditur Perseroan yang dijamin secara khusus
dengan kekayaan Perseroan baik yang telah ada maupun yang akan ada, sebagaimana ditentukan
dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
Perseroan tidak mempunyai utang senioritas yang mempunyai hak keutamaan atau preferen.
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.
4
Page 41
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 Perseroan yang telah diaudit oleh auditor
independen yang terdaftar di OJK, 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 Republik
Indonesia 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 van gewijsde) 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 tidak melaksanakan atau tidak menaati ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan
(selain huruf a di atas); atau
g. Fakta mengenai jaminan, keadaan, atau status Perseroan serta pengelolaannya tidak sesuai
dengan informasi dan keterangan yang diberikan oleh Perseroan;
h. Perseroan diberikan penundaan kewajiban pembayaran utang (moratorium) oleh badan
peradilan yang berwenang.
2) Ketentuan mengenai pernyataan default, yaitu:
Dalam hal terjadi kondisi-kondisi kelalaian sebagaimana dimaksud dalam:
a. Angka 1 huruf a, b, c, d, dan e di atas 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 f dan g di atas 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.
5
Page 42
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 serta RUPO tersebut 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 terjadi kondisi kelalaian sebagaimana dimaksud dalam angka 1 huruf h, maka Wali
Amanat berhak, tanpa memanggil RUPO, bertindak mewakili kepentingan Obligasi dan mengambil
keputusan yang dianggap menguntungkan bagi Pemegang Obligasi dan untuk itu Wali Amanat
dibebaskan dari segala tindakan dan tuntutan oleh Pemegang Obligasi.
4) Apabila Perseroan dibubarkan karena sebab apapun atau membubarkan diri melalui keputusan
Rapat Umum Pemegang Saham 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.
5) Apabila kelalaian Perseroan disebabkan karena Force Majeure maka akan diselenggarakan RUPO
dengan tetap memperhatikan ketentuan Perjanjian Perwaliamanatan dan peraturan perundangan
yang berlaku.
Pembelian Kembali Obligasi
1. 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;
vi. Pembelian kembali Obligasi hanya dapat dilakukan oleh Perseroan dari pihak yang tidak
terafiliasi, kecuali Afiliasi yang timbul karena kepemilikan atau penyertaan modal oleh
Pemerintah;
vii. Rencana pembelian kembali Obligasi wajib dilaporkan kepada OJK oleh Perseroan paling
lambat 2 (dua) Hari Kerja sebelum pengumuman rencana pembelian kembali Obligasi tersebut.
Pengumuman tersebut wajib dilakukan paling sedikit melalui i) situs web Perseroan dalam
Bahasa Indonesia dan bahasa asing, dengan ketentuan bahasa asing yang digunakan paling
sedikit Bahasa Inggris dan ii) 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia;
viii. Pembelian kembali Obligasi, baru dapat dilakukan setelah pengumuman rencana pembelian
kembali Obligasi;
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;
6
Page 43
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 viii, 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 informasi terkait pelaksanaan pembelian kembali Obligasi kepada
OJK dan Wali Amanat, serta mengumumkan kepada publik dalam waktu paling lambat 2 (dua)
Hari Kerja setelah dilakukannya pembelian kembali Obligasi.
xiv. Pembelian kembali Obligasi dilakukan dengan mendahulukan obligasi yang tidak dijamin jika
terdapat lebih dari satu Obligasi yang diterbitkan Perseroan;
xv. Pembelian kembali wajib dilakukan dengan mempertimbangkan aspek kepentingan ekonomis
Perseroan atas pembelian kembali tersebut jika terdapat lebih dari satu obligasi yang tidak
dijamin;
xvi. Pembelian kembali wajib mempertimbangkan aspek kepentingan ekonomis Perseroan atas
pembelian kembali Obligasi tersebut jika terdapat jaminan atas seluruh obligasi;
xvii. Pembelian kembali Obligasi oleh Perseroan mengakibatkan:
a. Hapusnya segala hak yang melekat pada Obligasi yang dibeli kembali, meliputi 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,
meliputi hak menghadiri RUPO, hak suara, dan hak memperoleh Bunga Obligasi serta
manfaat lain dari Obligasi yang dibeli kembali jika dimaksudkan untuk disimpan dan dijual
kembali.
2. Ketentuan sebagaimana dimaksud pada angka 1 butir v di atas dikecualikan jika telah memperoleh
persetujuan RUPO.
3. Ketentuan sebagaimana dimaksud angka 1 butir vi di atas dikecualikan pada Afiliasi yang timbul
karena kepemilikan atau penyertaan modal oleh Pemerintah Republik Indonesia.
4. Pengumuman rencana pembelian kembali Obligasi sebagaimana dimaksud pada angka 1 butir vii
dan butir viii ayat ini wajib dilakukan paling lambat 2 (dua) Hari Kalender sebelum tanggal penawaran
untuk pembelian kembali dimulai, dengan ketentuan sebagai berikut:
Perseroan wajib mengumumkan paling sedikit melalui:
i. situs web Perseroan dalam Bahasa Indonesia dan bahasa asing, dengan ketentuan bahasa
asing yang digunakan paling sedikit bahasa Inggris; dan
ii. situs web Bursa Efek atau 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang berperedaran
nasional.
5. Informasi yang wajib dilaporkan sebagaimana dimaksud pada angka 1 butir xiii di atas, paling
sedikit:
i. Jumlah Obligasi yang telah dibeli oleh Perseroan;
ii. Rincian jumlah Obligasi yang telah dibeli kembali untuk pelunasan atau disimpan untuk dijual
kembali;
iii. harga pembelian kembali yang telah terjadi; dan
iv. jumlah dana yang digunakan untuk pembelian kembali Obligasi
Pelunasan Awal Seluruh Obligasi Melalui Opsi Beli Obligasi
Perseroan mempunyai hak penuh untuk melakukan Opsi Beli Obligasi yaitu melakukan pembayaran
penuh atau pelunasan awal atas seluruh Obligasi Seri A dan/atau Seri B kepada Pemegang Obligasi,
dimana pelaksanaan pembayaran Obligasi tersebut dilakukan melalui Agen Pembayaran.
7
Page 44
Syarat-syarat dan ketentuan-ketentuan Opsi Beli Obligasi sebagai berikut:
1. a. Opsi Beli Obligasi Seri A dapat dilaksanakan oleh Perseroan pada ulang tahun ke-4 (keempat)
sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-5 (kelima) sejak Tanggal Emisi atau pada hari ulang
tahun ke-6 (keenam) sejak Tanggal Emisi; dan/atau
b. Opsi Beli Obligasi Seri B dapat dilaksanakan oleh Perseroan pada ulang tahun ke-5 (kelima)
sejak Tanggal Emisi, ulang tahun ke-6 (keenam) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-7
(ketujuh) sejak Tanggal Emisi, pada ulang tahun ke-8 (kedelapan) sejak Tanggal Emisi atau
pada hari ulang tahun ke-9 (kesembilan) sejak Tanggal Emisi
dengan memperhatikan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
2. Apabila Perseroan memutuskan untuk melaksanakan Opsi Beli Obligasi, maka Perseroan
wajib melunasi lebih awal seluruh Pokok Obligasi yang masih merupakan kewajiban Perseroan
yang belum dibayarkan kepada Pemegang Obligasi melalui Agen Pembayaran pada Tanggal
Pelaksanaan Opsi Beli dengan Harga Pelaksanaan Opsi Beli dan seluruh Pemegang Obligasi
wajib menerima pelunasan lebih awal seluruh Pokok Obligasi yang dimiliki mereka masing-masing,
sesuai dengan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan.
3. Untuk menghindari keragu-raguan dengan ini ditegaskan bahwa pelaksanaan Opsi Beli Obligasi
dilakukan sesuai dengan ketentuan dalam Perjanjian Perwaliamanatan dan tanpa perlu meminta
persetujuan terlebih dahulu melalui RUPO.
4. Dalam hal Perseroan akan melaksanakan Opsi Beli Obligasi maka Perseroan wajib:
a. melaporkan rencana Opsi Beli Obligasi kepada OJK, dalam waktu paling lambat 2 (dua) Hari
Kerja sebelum pengumuman rencana Opsi Beli Obligasi tersebut.
b. memberitahukan kepada Wali Amanat dan Agen Pembayaran melalui surat secara tertulis
dalam waktu selambat-lambatnya 5 (lima) Hari Kalender sebelum Tanggal Pengumuman Opsi
Beli Obligasi mengenai maksud Perseroan untuk melaksanakan Opsi Beli Obligasi.
c. melakukan Pengumuman mengenai rencana Perseroan untuk melaksanakan Opsi Beli
Obligasi yang wajib dilakukan paling lambat 30 (tiga puluh) Hari Kalender sebelum Tanggal
Pelaksanaan Opsi Beli melalui:
i. situs web Perseroan dalam Bahasa Indonesia dan bahasa asing, dengan ketentuan
bahasa asing yang digunakan paling sedikit bahasa Inggris; dan
ii. situs web Bursa Efek atau 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang
berperedaran nasional.
5. Jika Perseroan memutuskan untuk melaksanakan Opsi Beli Obligasi, maka Pemegang Obligasi
yang berhak menerima pembayaran atas pelaksanaan Opsi Beli Obligasi adalah Pemegang
Obligasi yang namanya tercatat dalam Daftar Pemegang Rekening yang diterbitkan oleh KSEI
pada 4 (empat) Hari Kerja sebelum Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli kecuali ditentukan lain oleh
KSEI, sesuai ketentuan KSEI yang berlaku dan seluruh Obligasi yang disimpan di KSEI dibekukan
sehingga Obligasi tersebut tidak dapat dialihkan/dipindahbukukan sejak 4 (empat) Hari Kerja
sebelum Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli.
6. Perseroan wajib menyetorkan sejumlah uang yaitu sejumlah Harga Pelaksanaan Opsi Beli kepada
Agen Pembayaran yang harus telah tersedia (in good funds) selambat-lambatnya 1 (satu) Hari
Bursa sebelum Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli yang dipergunakan untuk pelunasan Pokok Obligasi
sebagai pelaksanaan Opsi Beli Obligasi.
7. Agen Pembayaran akan membayarkan Harga Pelaksanaan Opsi Beli kepada Pemegang Obligasi
melalui Pemegang Rekening berdasarkan instruksi dari Perseroan.
8. Apabila Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli Obligasi tersebut jatuh pada hari yang bukan Hari Kerja
maka pembayaran Opsi Beli Obligasi harus dilakukan pada Hari Kerja berikutnya, tanpa adanya
kewajiban dari Perseroan membayar Denda atas mundurnya pembayaran Opsi Beli Obligasi.
8
Page 45
9. Selambat-lambatnya 1 (satu) Hari Kerja setelah Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli, Agen Pembayaran
akan menyampaikan pemberitahuan kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening,
Perseroan dan Wali Amanat mengenai pelaksanaan Opsi Beli Obligasi, termasuk dalam tidak
dapat dilaksanakannya Opsi Beli tersebut disebabkan kegagalan atau keterlambatan Perseroan
dalam menyediakan jumlah dana yang cukup.
10. Opsi Beli Obligasi yang telah diajukan oleh Perseroan sesuai dengan ketentuan dalam Perjanjian
Perwaliamanatan tidak dapat ditarik kembali.
11. Dengan dilaksanakannya Opsi Beli Obligasi, maka Obligasi yang telah dilunasi menjadi tidak
berlaku, dan tidak dapat diterbitkan atau dijual kembali tanpa perlu dinyatakan dalam suatu akta
apapun, dan Obligasi yang telah dilunasi tersebut menjadi jatuh tempo dan selanjutnya Perseroan
tidak berkewajiban membayar Bunga Obligasi tersebut.
12. Pembayaran Opsi Beli Obligasi yang dilakukan oleh Perseroan kepada Agen Pembayaran yang
harus dibayar pada Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli Obligasi tersebut dianggap pembayaran lunas
dan/atau pelunasan oleh Perseroan kepada Pemegang Obligasi atas Pokok Obligasi setelah
dana tersebut diterima oleh Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening pada KSEI, dengan
memperhatikan Perjanjian Perwaliamanatan, dan dengan demikian Perseroan dibebaskan dari
kewajiban untuk melakukan pembayaran yang bersangkutan kepada Pemegang Obligasi.
Apabila Perseroan telah benar-benar menyetor dana untuk pembayaran Opsi Beli Obligasi kepada
Agen Pembayaran sedangkan Agen Pembayaran tidak melakukan pembayaran Opsi Beli Obligasi
pada Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli, maka Agen Pembayaran bertanggung jawab penuh kepada
Perseroan atas pelaksanaan pembayaran Opsi Beli Obligasi sebagai pelunasan yang dilakukan
Agen Pembayaran, dengan demikian Perseroan dibebaskan dari kewajiban untuk melakukan
pembayaran atas pelaksanaan dilakukannya Opsi Beli Obligasi.
13. Apabila ternyata prosedur pelaksanaan pembayaran Opsi Beli Obligasi tersebut diatas menyimpang
dari ketentuan yang berlaku khususnya ketentuan di KSEI, maka prosedur pelaksanaan pembayaran
tersebut harus mengacu kepada ketentuan yang berlaku, khususnya ketentuan di KSEI selaku
Agen Pembayaran yang ditunjuk oleh Perseroan.
14. Dalam waktu paling lambat pada akhir hari kerja ke-2 (kedua) setelah dilakukannya Opsi Beli
Obligasi oleh Perseroan, maka Perseroan wajib menyampaikan pemberitahuan mengenai telah
dilaksanakannya Opsi Beli Obligasi tersebut kepada OJK dan melakukan pengumuman kepada
masyarakat, sesuai dengan Peraturan OJK Nomor: 31/POJK.04/2015 tentang Keterbukaan Atas
Informasi atau Fakta Material oleh Perseroan atau Perusahaan Publik tanggal 16-12-2015 (enam
belas Desember dua ribu lima belas), yang diundangkan pada tanggal 22-12-2015 (dua puluh dua
Desember dua ribu lima belas).
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 Kerja 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 sebagaimana disebutkan pada
angka 3) poin b bagian Pembatasan-Pembatasan dan Kewajiban-Kewajiban Perseroan di bawah
ini, 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 merupakan hak Pemegang Obligasi akan dibayar kepada Pemegang
Obligasi secara proporsional sesuai dengan besarnya Obligasi yang dimilikinya.
9
Page 46
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.
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.
Pembatasan-Pembatasan dan Kewajiban-Kewajiban Perseroan
Sebelum dilunasinya semua Jumlah Terutang 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 Terutang 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 yang sama yang telah dijaminkan tersebut;
iv. Penjaminan/pembebanan yang telah diberikan sebelum dilaksanakannya penggabungan
atau peleburan atau pengambilalihan sebagaimana dimaksud pada ketentuan dalam
Perjanjian Perwaliamanatan;
v. Penjaminan atau pembebanan yang diperlukan sehubungan dengan Kegiatan Usaha
Perseroan Sehari-Hari untuk memperoleh, antara lain, namun tidak terbatas pada
Standby Letter of Credit, bank garansi, Letter of Credit dan modal kerja Perseroan,
selama pinjaman yang dijamin tidak melanggar ketentuan sebagaimana dimaksud 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 sesuai dengan jangka waktu pembiayaan perolehan aset (acquisition financing)
tersebut;
viii. Penjaminan atau pembebanan yang diperlukan sehubungan dengan Pembiayaan
Berbasis Cadangan (Reserves-Based Lending/RBL);
10
Page 47
ix. Penjaminan atau pembebanan atas saham milik Perseroan di perusahaan Afiliasi
Perseroan, yang jumlahnya tidak melebihi 10% (sepuluh persen) dari ekuitas 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;
iii. Pinjaman kepada atau penjaminan untuk kepentingan Perusahaan 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 ekuitas 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 mengganggu 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 Perusahaan Anak atau dipakai untuk melunasi utang
Perseroan dan/atau Perusahaan 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) Hari Kalender 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 h;
ii. Pinjaman yang dilakukan khusus dalam rangka sekuritisasi aset Perseroan dengan syarat
pinjaman dan sekuritisasi tersebut tidak melanggar ketentuan angka 3) huruf h di bawah
ini.
h. 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);
11
Page 48
i. 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
Kerja (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. 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.
e. Memberitahukan secara tertulis kepada Wali Amanat atas hal-hal sebagai berikut, selambat-
lambatnya dalam waktu 5 (lima) Hari Kerja setelah kejadian tersebut berlangsung:
i. adanya pengubahan Anggaran Dasar, pengubahan susunan anggota direksi, dan atau
pengubahan susunan anggota dewan komisaris Perseroan, pembagian dividen kepada
pemegang saham Perseroan, penggantian auditor Perseroan, dan keputusan-keputusan
Rapat Umum Pemegang Saham Tahunan dan keputusan Rapat Umum Pemegang
Saham Luar Biasa dari Perseroan serta menyerahkan akta-akta keputusan Rapat Umum
Pemegang Saham 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.
12
Page 49
f. 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 selambat-lambatnya pada
akhir bulan ketiga (ke-3) setelah tanggal laporan keuangan tahunan Perseroan atau
disampaikan bersamaan dengan penyerahan kepada OJK;
iii. Laporan keuangan tengah tahunan disampaikan bersamaan dengan penyerahan laporan
ke OJK.
g. 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.
h. 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 angka 3) huruf h terpenuhi, maka Perseroan
dapat memperoleh pinjaman dari pihak ketiga sesuai dengan ketentuan angka 1) huruf g tanpa
diperlukannya persetujuan terlebih dahulu dari Wali Amanat.
i. 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 Wali Amanat sesuai dengan jadwal yang ditetapkan dalam peraturan
pasar modal.
j. Melakukan pemeringkatan atas Obligasi sesuai dengan POJK No. 49/2020 berikut
pengubahannya dan atau pengaturan lainnya yang wajib dipatuhi oleh Perseroan sehubungan
dengan pemeringkatan.
Rapat Umum Pemegang Obligasi
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
mengenai perubahan jangka waktu Obligasi, jumlah Pokok Obligasi, suku Bunga Obligasi,
perubahan tata cara atau periode pembayaran Bunga Obligasi, jaminan atau penyisihan dana
pelunasan (sinking funds) (jika ada), dan ketentuan lain Perjanjian Perwaliamanatan dan
dengan memperhatikan POJK No. 20/2020;
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 akibatnya, atau untuk mengambil
tindakan lain sehubungan dengan kelalaian;
c. memberhentikan Wali Amanat dan menunjuk pengganti Wali Amanat menurut ketentuan
Perjanjian Perwaliamanatan;
13
Page 50
d. mengambil tindakan yang dikuasakan oleh atau atas nama Pemegang Obligasi termasuk dalam
penentuan potensi kelalaian yang dapat menyebabkan terjadinya kelalaian sebagaimana
dimaksud dalam Perjanjian Perwaliamanatan dan dalam POJK No. 20/2020; dan
e. mengambil tindakan lain yang diusulkan oleh Wali Amanat yang tidak dikuasakan atau tidak
termuat dalam Perjanjian Perwaliamanatan atau berdasarkan ketentuan peraturan perundang-
undangan.
2. RUPO dapat diselenggarakan atas permintaan:
a. 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 Afiliasi Perseroan, kecuali Afiliasi tersebut
terjadi karena kepemilikan atau penyertaan modal Pemerintah;
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 lama 30 (tiga puluh) hari setelah tanggal diterimanya
surat permintaan tersebut, Wali Amanat wajib melakukan panggilan untuk RUPO.
Apabila permintaan untuk diadakan RUPO tersebut dari Pemegang Obligasi, maka sejak
diterbitkannya KTUR tersebut, Obligasi yang dimiliki oleh Pemegang Obligasi yang mengajukan
permintaan tertulis kepada Wali Amanat tersebut 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.
4. Dalam hal Wali Amanat menolak permohonan Pemegang Obligasi atau Perseroan untuk
mengadakan RUPO, Wali Amanat wajib memberitahukan secara tertulis alasan penolakan
tersebut kepada pemohon dengan tembusan kepada OJK, paling lama 14 (empat belas) Hari
Kalendersetelah diterimanya surat permohonan.
5. Pengumuman, pemanggilan, dan waktu penyelenggaraan RUPO, dengan ketentuan sebagai berikut:
a. Pengumuman RUPO wajib dilakukan melalui 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia
yang berperedaran nasional, dalam jangka waktu paling lama 14 (empat belas) Hari Kalender
sebelum pemanggilan.
b. Pemanggilan RUPO dilakukan paling lama 14 (empat belas) Hari Kalender sebelum RUPO,
melalui paling sedikit 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang berperedaran
nasional.
c. Pemanggilan untuk RUPO kedua atau ketiga dilakukan paling lama 7 (tujuh) Hari Kalender
sebelum RUPO kedua atau ketiga dilakukan dan disertai informasi bahwa RUPO sebelumnya
telah diselenggarakan tetapi tidak mencapai kuorum.
d. Panggilan harus memuat rencana RUPO dan mengungkapkan informasi paling sedikit:
i. tanggal, tempat, dan waktu penyelenggaraan RUPO;
ii. agenda RUPO;
iii. pihak yang mengajukan usulan RUPO;
iv. Pemegang Obligasi yang berhak hadir dan memiliki hak suara dalam RUPO; dan
v. kuorum yang dipersyaratkan untuk penyelenggaraan dan pengambilan keputusan RUPO.
e. RUPO kedua atau ketiga diselenggarakan paling singkat 14 (empat belas) Hari Kalender dan
paling lama 21 (dua puluh satu) Hari Kalender terhitung sejak RUPO sebelumnya.
6. Tata cara RUPO, dengan ketentuan sebagai berikut:
a. Pemegang Obligasi, baik sendiri maupun diwakili berdasarkan surat kuasa berhak menghadiri
RUPO dan menggunakan hak suaranya sesuai dengan jumlah Obligasi yang dimilikinya;
b. Obligasi yang dimiliki oleh Perseroan dan/atau Afiliasinya tidak memiliki hak suara dan tidak
diperhitungkan dalam kuorum kehadiran, kecuali Afiliasi tersebut terjadi karena kepemilikan
atau penyertaan modal Pemerintah;
c. Sebelum pelaksanaan RUPO, Perseroan berkewajiban untuk menyerahkan daftar Pemegang
Obligasi yang merupakan Afiliasi-nya kepada Wali Amanat;
14
Page 51
d. RUPO dapat diselenggarakan ditempat Perseroan atau tempat lain yang disepakati antara
Perseroan dan Wali Amanat;
e. RUPO dipimpin oleh Wali Amanat;
f. Wali Amanat wajib mempersiapkan acara RUPO termasuk materi RUPO dan menunjuk Notaris
untuk membuat berita acara RUPO;
g. Dalam hal penggantian Wali Amanat diminta oleh Perseroan atau Pemegang Obligasi, RUPO
dipimpin oleh Perseroan atau wakil Pemegang Obligasi yang meminta diadakannya RUPO
tersebut;
h. Perseroan atau Pemegang Obligasi yang meminta diadakannya RUPO tersebut sebagaimana
dimaksud pada huruf g diwajibkan untuk mempersiapkan acara RUPO dan materi RUPO;
i. Pemegang Obligasi yang berhak hadir dalam RUPO adalah Pemegang Obligasi yang namanya
tercatat dalam Daftar Pemegang Rekening yang diterbitkan oleh KSEI pada 4 (empat) Hari
Kerja sebelum tanggal penyelenggaraan RUPO kecuali ditentukan lain oleh KSEI;
j. Pemegang Obligasi yang menghadiri RUPO wajib menyerahkan asli KTUR kepada Wali
Amanat;
k. Seluruh Obligasi yang disimpan di KSEI dibekukan sehingga Obligasi tersebut tidak dapat
dialihkan/dipindahbukukan sejak 4 (empat) 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;
l. Setiap Obligasi sebesar Rp1,00 (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;
m. Suara abstain dan suara yang tidak sah dianggap tidak dikeluarkan, termasuk Obligasi
yang dimiliki Perseroan dan/atau Afiliasi Perseroan, kecuali Afiliasi tersebut terjadi karena
kepemilikan atau penyertaan modal pemerintah.
n. Suara dikeluarkan dengan tertulis dan ditandatangani dengan menyebutkan Nomor KTUR,
kecuali Wali Amanat memutuskan lain;
o. Sebelum pelaksanaan RUPO:
i. Perseroan berkewajiban untuk membuat surat pernyataan yang menyatakan jumlah
Obligasi yang dimiliki oleh Perseroan dan Afiliasinya;
ii. 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.
7. Kuorum dan Pengambilan Keputusan dengan ketentuan sebagai berikut:
a. Dalam hal RUPO bertujuan untuk memutuskan mengenai perubahan Perjanjian
Perwaliamanatan sebagaimana dimaksud dalam butir 1) huruf a diatur sebagai berikut:
1) Apabila RUPO dimintakan oleh Perseroan maka wajib diselenggarakan dengan ketentuan
sebagai berikut:
(a) 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.
(b) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam huruf (a) tidak tercapai,
maka wajib diadakan RUPO yang kedua;
(c) 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;
(d) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam huruf (c) tidak tercapai,
maka wajib diadakan RUPO yang ketiga;
(e) 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;
15
Page 52
2) Apabila RUPO dimintakan oleh Pemegang Obligasi atau Wali Amanat maka wajib
diselenggarakan dengan ketentuan sebagai berikut:
(a) 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;
(b) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam huruf (a) tidak tercapai,
maka wajib diadakan RUPO yang kedua;
(c) 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;
(d) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam huruf (c) tidak tercapai,
maka wajib diadakan RUPO yang ketiga;
(e) 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:
(a) 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) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam huruf (a) tidak tercapai,
maka wajib diadakan RUPO yang kedua;
(c) 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;
(d) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam huruf (c) tidak tercapai,
maka wajib diadakan RUPO yang ketiga;
(e) 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 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;
2) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir 1 tidak tercapai, maka
wajib diadakan RUPO 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 butir 3 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) bagian dari jumlah Obligasi yang masih belum dilunasi
dan berhak mengambil keputusan yang sah dan mengikat berdasarkan keputusan suara
terbanyak;
6) dalam hal kuorum kehadiran sebagaimana dimaksud dalam butir 5 tidak tercapai, maka
dapat diadakan RUPO yang keempat;
16
Page 53
7) RUPO keempat dapat dilangsungkan apabila dihadiri oleh Pemegang Obligasi atau
diwakili yang masih belum dilunasi dan berhak mengambil keputusan yang sah dan
mengikat dalam kuorum kehadiran dan kuorum keputusan yang ditetapkan oleh OJK atas
permohonan Wali Amanat; dan
8) Pengumuman, pemanggilan, dan waktu penyelenggaraan RUPO keempat wajib
memenuhi ketentuan sebagaimana dimaksud dalam butir 5.
8. Biaya-biaya penyelenggaraan RUPO menjadi beban Perseroan dan wajib dibayarkan kepada Wali
Amanat paling lama 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 oleh Notaris.
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, dan 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 penandatanganan perubahan Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau perjanjian lainnya
tersebut) maka Wali Amanat berhak langsung untuk melakukan penagihan Jumlah Terutang
kepada Perseroan tanpa terlebih dahulu menyelenggarakan RUPO.
Jika dilakukan perubahan Perjanjian Perwaliamanatan maka Para Pihak berkewajiban menyesuaikan
definisi Perjanjian Perwaliamanatan dengan menambahkan perjanjian perwaliamanatan yang baru,
dan jika dilakukan perubahan Pengakuan Utang maka Para Pihak berkewajiban menyesuaikan
definisi Pengakuan Utang dengan menambahkan pengakuan utang yang baru.
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 Pasar Modal dan 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 bidang Pasar Modal tersebut yang
berlaku.
15. Penyedia e-RUPS sebagaimana dimaksud dalam Peraturan OJK No. 16/POJK.04/2020 tentang
Pelaksanaan Rapat Umum Pemegang Saham Perusahaan Terbuka Secara Elektronik yang
ditetapkan pada tanggal 20 April 2020 dan diundangkan pada tanggal 21 April 2020 (selanjutnya
disebut “Peraturan OJK No. 16”), dapat menyediakan dan mengelola penyelenggaraan rapat lain
selain Rapat Umum Pemegang Saham Perusahaan Terbuka.
Selain RUPO sebagaimana dimaksud dalam POJK No. 20/2020, Perseroan dapat melaksanakan
RUPO secara elektronik menggunakan e-RUPO yang disediakan oleh penyedia e-RUPO
sebagaimana dimaksud dalam penjelasan Pasal 5 Peraturan OJK No. 16.
17
Page 54
1.3 Hasil Pemeringkatan Obligasi
Untuk memenuhi ketentuan POJK No. 7/2017 dan POJK No. 49/2020, Perseroan telah melakukan
pemeringkatan yang dilaksanakan oleh Pefindo. Berdasarkan hasil pemeringkatan atas surat utang
jangka panjang sesuai dengan Surat Pefindo No. RC-471/PEF-DIR/IV/2025 tanggal 11 April 2025
perihal Sertifikat Pemeringkatan atas Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional periode
10 April 2025 sampai dengan 1 April 2026. Obligasi Berkelanjutan ini telah memperoleh peringkat:
id
AA-
(Double A Minus)
Peringkat tersebut berlaku untuk periode 10 April 2025 sampai dengan 1 April 2026.
Rating Rationale
Efek utang dengan peringkat idAA memiliki sedikit perbedaan dengan peringkat tertinggi yang diberikan.
Kemampuan Perseroan untuk memenuhi komitmen keuangan jangka panjang atas efek utang
tersebut, dibandingkan dengan perusahaan lainnya di Indonesia, adalah sangat kuat. Tanda kurang
(-) menunjukkan bahwa peringkat yang diberikan relatif lemah dan di bawah rata-rata kategori yang
bersangkutan.
Perseroan tidak memiliki hubungan afiliasi dengan Pefindo yang bertindak sebagai lembaga pemeringkat.
Perseroan akan melakukan pemeringkatan atas Obligasi yang diterbitkan setiap 1 (satu) tahun sekali
selama kewajiban atas efek tersebut belum lunas, sesuai dengan ketentuan yang diatur dalam POJK
No. 49/2020.
1.4 Perpajakan
Perpajakan atas penghasilan yang diperoleh dari kepemilikan Obligasi diperhitungkan dan diperlakukan
sesuai dengan peraturan perpajakan yang berlaku di Indonesia. Keterangan lebih lengkap mengenai
perpajakan dapat dilihat pada Bab VII perihal Perpajakan dalam Prospektus ini.
1.5 Cara dan Tempat Pelunasan Pokok Obligasi dan Pembayaran Bunga Obligasi
Pelunasan Pokok Obligasi dan pembayaran Bunga Obligasi akan dilakukan oleh KSEI selaku Agen
Pembayaran atas nama Perseroan kepada Pemegang Obligasi yang menyerahkan konfirmasi
kepemilikan Obligasi sesuai dengan syarat-syarat dan ketentuan-ketentuan yang diatur dalam
Perjanjian Agen Pembayaran kepada Pemegang Obligasi melalui Pemegang Rekening di KSEI sesuai
dengan jadwal waktu pembayaran masing-masing sebagaimana yang telah ditentukan. Bilamana
tanggal pembayaran jatuh pada bukan Hari Bursa, maka pembayaran akan dilakukan pada Hari Bursa
berikutnya.
1.6 Wali Amanat
PT Bank Mega Tbk telah ditunjuk sebagai Wali Amanat dalam penerbitan Obligasi ini sesuai dengan
ketentuan yang tercantum dalam Perjanjian Perwaliamanatan yang dibuat antara Perseroan dengan
PT Bank Mega Tbk.
Alamat Wali Amanat adalah sebagai berikut:
WALI AMANAT
PT Bank Mega Tbk
Menara Bank Mega Lt. 16
Jl. Kapten P. Tendean No.12-14A
Jakarta 12790
Telp.: (021) 7917 5000, Faks.: (021) 7918 7100
E-mail: waliamanat@bankmega.com
Keterangan lebih lengkap mengenai Wali Amanat dapat dilihat pada Bab X perihal Keterangan Mengenai
Wali Amanat dalam Prospektus ini.
18
Page 55
II. PENGGUNAAN DANA YANG DIPEROLEH DARI HASIL
PENAWARAN UMUM
Seluruh dana yang diperoleh dari hasil Penawaran Umum ini, setelah dikurangi biaya-biaya Emisi akan
digunakan untuk :
1) Sebesar Rp808.195.000.000 (delapan ratus delapan miliar seratus sembilan puluh lima juta
Rupiah) digunakan untuk melunasi jumlah terutang atas obligasi Perseroan, yang keseluruhannya
merupakan nilai pokok utang yang akan jatuh tempo pada tahun 2026, dengan rincian sebagai
berikut:
1. Obligasi Berkelanjutan IV Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2021 Seri B sebesar
Rp600.000.000.000 dengan detil sebagai berikut:
Sifat hubungan Afiliasi dengan Kreditur : Tidak terafiliasi
Nilai Pokok Utang yang akan dilunasi : Rp600.000.000.000
menggunakan hasil Penawaran
Umum Obligasi
Saldo Utang setelah Pelunasan : Rp0
Tingkat Kupon : 8,50% per tahun
Jatuh Tempo : 9 September 2026
Penggunaan Pinjaman : Untuk refinancing utang Perseroan yang digunakan
untuk belanja modal dan akuisisi aset
Persyaratan Pelunasan Dipercepat : Tidak ada persyaratan khusus dalam hal pelunasan
(jika ada) dipercepat
Pinalti dan sumber dana yang : Tidak ada pinalti
digunakan untuk membayarnya
(jika ada)
Tanggal Pelaksanaan Pelunasan : 9 September 2026
Dasar Perjanjian : a) Akta Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi
Berkelanjutan II Medco Energi Internasional
Tahap IV Tahun 2017 No. 27 tanggal 13 Maret
2017, yang dibuat di hadapan Fathiah Helmi,
S.H., Notaris di Jakarta, antara Perseroan
dengan Bank Mega, berikut perubahannya.
b) Akta Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi
Berkelanjutan II Medco Energi Internasional
Tahap V Tahun 2017 No. 105 tanggal 26 Mei
2017, yang dibuat di hadapan Fathiah Helmi,
S.H., Notaris di Jakarta, antara Perseroan
dengan Bank Mega, berikut perubahannya.
c) Akta Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi
Berkelanjutan II Medco Energi Internasional
Tahap VI Tahun 2017 No. 30 tanggal
13 September 2017, yang dibuat di hadapan
Fathiah Helmi, S.H., Notaris di Jakarta,
antara Perseroan dengan Bank Mega, berikut
perubahannya.
19
Page 56
2. Obligasi Berkelanjutan IV Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2021 Seri B sebesar
Rp58.195.000.000 dengan detil sebagai berikut:
Sifat hubungan Afiliasi dengan Kreditur : Tidak terafiliasi
Nilai Pokok Utang yang akan dilunasi : Rp58.195.000.000
menggunakan hasil Penawaran
Umum Obligasi
Saldo Utang setelah Pelunasan : Rp0
Tingkat Kupon : 8,50% per tahun
Jatuh Tempo : 23 November 2026
Penggunaan Pinjaman : Untuk refinancing utang Perseroan yang digunakan
untuk belanja modal
Persyaratan Pelunasan Dipercepat : Tidak ada persyaratan khusus dalam hal pelunasan
(jika ada) dipercepat
Pinalti dan sumber dana yang : Tidak ada pinalti
digunakan untuk membayarnya
(jika ada)
Tanggal Pelaksanaan Pelunasan : 23 November 2026
Dasar Perjanjian : Perjanjian antara MEPM dan MEPTS dengan
Pemberi Pinjaman Sindikasi MEPM dan MEPTS
tanggal 19 Oktober 2018 berikut perubahannya.
3. Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2023 Seri A sebesar
Rp150.000.000.000 dengan detil sebagai berikut:
Sifat hubungan Afiliasi dengan Kreditur : Tidak terafiliasi
Nilai Pokok Utang yang akan dilunasi : Rp150.000.000.000
menggunakan hasil Penawaran
Umum Obligasi
Saldo Utang setelah Pelunasan : Rp0
Tingkat Kupon : 6,95% per tahun
Jatuh Tempo : 7 Juli 2026
Penggunaan Pinjaman : Untuk refinancing utang Perseroan yang digunakan
untuk belanja modal
Persyaratan Pelunasan Dipercepat : Tidak ada persyaratan khusus dalam hal pelunasan
(jika ada) dipercepat
Pinalti dan sumber dana yang : Tidak ada pinalti
digunakan untuk membayarnya
(jika ada)
Tanggal Pelaksanaan Pelunasan : 7 Juli 2026
Dasar Perjanjian : Indenture tanggal 30 Januari 2018 sehubungan
dengan Surat Utang Senior Dengan Tingkat Suku
Bunga 6,75% yang Dijamin yang Jatuh Tempo
Tahun 2025 yang diterbitkan oleh Medco Platinum
Road Pte. Ltd (Senior Notes 2025), berikut
perubahannya.
Sumber dana yang akan digunakan untuk melunasi masing-masing bunga terutang adalah
menggunakan kas internal Perseroan yang berasal dari aktivitas operasi Perseroan. Perseroan
menyatakan memiliki dana yang cukup untuk melunasi masing-masing bunga terutang.
20
Page 57
2) Sebesar Rp260.000.000.000 (dua ratus enam puluh miliar Rupiah) digunakan untuk melunasi
jumlah terutang atas Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2023 Seri
B yang keseluruhannya merupakan nilai pokok utang yang diantaranya dapat dilakukan melalui
Opsi Beli sesuai dengan Perjanjian Perwaliamanatan, dengan rincian sebagai berikut:
Sifat hubungan Afiliasi dengan Kreditur : Tidak terafiliasi
Nilai Pokok Utang yang akan dilunasi : Rp260.000.000.000
menggunakan hasil Penawaran
Umum Obligasi
Saldo Utang setelah Pelunasan : Rp0
Tingkat Kupon : 7,30% per tahun
Jatuh Tempo : 7 Juli 2028
Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli : 7 Juli 2026 atau 7 Juli 2027
Harga Pelaksanaan Opsi Beli : 103,650% apabila Tanggal Pelaksanaan Opsi Beli 7 Juli
2026 atau 101,825% apabila Tanggal Pelaksanaan Opsi
Beli 7 Juli 2027
Penggunaan Pinjaman : Untuk refinancing utang Perseroan yang digunakan
untuk belanja modal
Persyaratan Pelunasan Dipercepat : Tidak ada persyaratan khusus dalam hal pelunasan
(jika ada) dipercepat
Pinalti dan sumber dana yang : Tidak ada pinalti
digunakan untuk membayarnya
(jika ada)
Tanggal Pelaksanaan Pelunasan : 7 Juli 2028. Namun demikian, sesuai dengan ketentuan
vdalam Perjanjian Perwaliamanatan, Perseroan dapat
melakukan pembayaran penuh atau pelunasan awal
atas seluruh pokok obligasi kepada pemegang obligasi
sebagai pelaksanaan opsi beli pada ulang tahun ketiga
sejak tanggal emisi yaitu 7 Juli 2026 atau pada ulang
tahun keempat sejak tanggal emisi yaitu 7 Juli 2027.
Dasar Perjanjian : Indenture tanggal 30 Januari 2018 sehubungan dengan
Surat Utang Senior Dengan Tingkat Suku Bunga 6,75%
yang Dijamin yang Jatuh Tempo Tahun 2025 yang
diterbitkan oleh Medco Platinum Road Pte. Ltd (Senior
Notes 2025), berikut perubahannya.
Sumber dana yang akan digunakan oleh Perseroan untuk membayar selisih Harga Pelaksanaan Opsi
Beli adalah dengan kas internal Perseroan yang berasal dari aktivitas Perseroan.
Apabila jumlah dana yang diperoleh dari hasil Penawaran Umum Obligasi belum mencukupi, maka
Perseroan akan menggunakan kas internal yang berasal dari aktivitas operasi Perseroan.
Penggunaan dana yang diperoleh dari Obligasi untuk pelunasan jumlah terutang Perseroan untuk
obligasi-obligasi Perseroan bukan merupakan transaksi afiliasi atau transaksi benturan kepentingan
sebagaimana diatur dalam Peraturan OJK No. 42/POJK.04/2020 tentang Transaksi Afiliasi dan
Transaksi Benturan Kepentingan dan bukan merupakan transaksi material sebagaimana diatur dalam
dalam Peraturan Otoritas Jasa Keuangan No. 17/POJK.04/2020 tentang Transaksi Material dan
Perubahan Kegiatan Usaha (“POJK No. 17/2020”) karena merupakan pelunasan kewajiban Perseroan.
PUB Obligasi Berkelanjutan VI Tahap I Tahun 2025 juga bukan merupakan transaksi material
berdasarkan POJK No. 17/2020. Berdasarkan Surat OJK No. S-210/D.04/2020 tanggal 10 Agustus
2020 tentang Penegasan Ketentuan POJK No. 17/2020, penerbitan efek selain efek bersifat ekuitas
oleh perusahaan terbuka melalui penawaran umum yang nilainya melebihi batasan nilai material
sebagaimana dimaksud dalam POJK No. 17/2020 tidak wajib mengikuti prosedur transaksi material,
tetapi hanya wajib memenuhi ketentuan dalam peraturan perundang-undangan di bidang pasar modal
yang mengatur mengenai penawaran umum.
21
Page 58
Perseroan akan melaporkan realisasi penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi secara
berkala kepada OJK dan Wali Amanat sesuai dengan Peraturan OJK Nomor 30/POJK.04/2015
tentang Laporan Realisasi Penggunaan Dana Hasil Penawaran Umum. Lebih lanjut, Perseroan wajib
mempertanggungjawabkan realisasi penggunaan dana hasil Penawaran Umum Obligasi dalam setiap
RUPS tahunan sampai dengan seluruh dana hasil Penawaran Umum Obligasi telah direalisasikan.
Apabila dikemudian hari Perseroan bermaksud untuk mengubah rencana penggunaan dana hasil
Penawaran Umum Obligasi, maka Perseroan terlebih dahulu akan melaporkan kepada OJK empat belas
hari sebelum penyelenggaraan Rapat Umum Pemegang Obligasi (“RUPO”) dengan mengemukakan
alasan beserta pertimbangannya dan perubahan penggunaan dana tersebut harus mendapat
persetujuan terlebih dahulu dari pemegang obligasi melalui RUPO.
Sesuai dengan POJK No. 9/2017, total biaya yang dikeluarkan oleh Perseroan adalah kurang lebih
setara dengan 1,001% dari nilai emisi Obligasi yang meliputi:
1. Biaya jasa penyelenggaraan: 0,300%;
2. Biaya jasa penjaminan emisi: 0,025%; dan
3. Biaya jasa penjualan: 0,025%.
4. Biaya Profesi Penunjang Pasar Modal: 0,467%, yang terdiri dari:
a. biaya jasa Akuntan Publik: 0,230%;
b. biaya jasa Konsultan Hukum: 0,230%; dan
c. biaya jasa Notaris: 0,007%.
5. Biaya Lembaga Penunjang Pasar Modal 0,082%, yang terdiri dari:
a. biaya jasa Wali Amanat: 0,010%; dan
b. biaya jasa Perusahaan Pemeringkat Efek: 0,072%.
6. Biaya Lain-lain 0,102%, yang terdiri dari biaya pernyataan pendaftaran OJK, biaya pencatatan
di BEI, biaya pencatatan di KSEI, biaya percetakan, audit penjatahan dan biaya-biaya yang
berhubungan dengan hal-hal tersebut.
Sehubungan dengan penerbitan Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap II Tahun
2024, sebagaimana telah dilaporkan pada Laporan Realisasi Penggunaan Dana Obligasi Berkelanjutan
V Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2024 kepada OJK melalui surat No. EXT-005/CFFT/INA/
MEDC/I/2025 tanggal 10 Januari 2025. Perseroan telah menggunakan seluruh dana hasil Penawaran
Umum Obligasi tersebut sesuai dengan rencana penggunaan dananya.
22
Page 59
III. ANALISIS DAN PEMBAHASAN MANAJEMEN
Analisis dan pembahasan oleh manajemen atas kondisi keuangan serta hasil operasi Perseroan dan
Perusahaan Anak dalam bab ini harus dibaca bersama-sama dengan ikhtisar data keuangan penting,
laporan keuangan konsolidasian beserta catatan atas laporan keuangan konsolidasian Perseroan
dan Perusahaan Anak pada tanggal 31 Desember 2024 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal
tersebut dan laporan keuangan Perseroan dan Perusahaan Anak pada tanggal 31 Desember 2023 dan
untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut, yang tidak tercantum dalam Prospektus ini.
Ikhtisar data keuangan penting Perseroan pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, dan untuk tahun
yang berakhir pada tanggal-tanggal tersebut, diambil dari laporan keuangan konsolidasian Perseroan
dan Perusahaan Anak yang telah diaudit tanggal 31 Desember 2024 dan untuk tahun yang berakhir
pada tanggal tersebut, yang laporannya tidak tercantum dalam Prospektus ini.
Laporan Keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak tanggal 31 Desember 2024 dan
2023, dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut telah disusun oleh manajemen Perseroan
sesuai dengan Standar Akuntansi Keuangan di Indonesia dan disajikan dalam mata uang Dolar Amerika
Serikat, telah diaudit oleh KAP Purwantono, Sungkoro & Surja (firma anggota Ernst & Young Global
Limited) berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh Ikatan Akuntan Publik Indonesia (“IAPI”) dan
ditandatangani Indrajuwana Komala Widjaja (Registrasi Akuntan Publik No.AP. 0696) dengan opini tanpa
modifikasian sebagaimana yang tercantum dalam laporan auditor independen terkait dengan Laporan
No. 00663/2.1032/AU.1/02/0696-5/1/IV/2025 dengan tanggal opini 17 April 2025 yang tidak tercantum
dalam Prospektus ini.
3.1. 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 ExxonMobil. 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 sektor
pertambangan tembaga dan emas melalui kepemilikan di AMNT pada tahun 2016.
Selama tiga dekade terakhir, Perseroan merupakan perusahaan sumber daya alam dan energi
terintegrasi, yang saat ini menjalankan kegiatan usaha utama di bidang aktivitas perusahaan holding
dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya. Perseroan merupakan perusahaan produksi dan eksplorasi
tercatat terbesar di Indonesia berdasarkan pendapatan usaha, produksi dan kapitalisasi pasar. Mengutip
Wood Mackenzie, pada 2024, Perseroan merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan
gas hulu dengan tingkat produksi ketiga terbesar di antara perusahaan sejenis di Asia Tenggara (tidak
termasuk perusahaan minyak dan gas nasional). Perseroan juga merupakan perusahaan eksplorasi
dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat produksi keempat terbesar berdasarkan peer analysis
yang mengacu pada sekelompok sejawat yang diidentifikasi oleh Wood Mackenzie, terdiri dari delapan
perusahaan eksplorasi dan produksi independen dengan cadangan terbukti dan terduga serta jaringan
produksi yang patut dicatat, termasuk Harbour Energy, ENEOS Xplora, Murphy Oil, Energean, Azule
Energy, Ithaca Energy dan MOL. Sebagian besar kegiatan usaha utama Perseroan terkonsentrasi di
Indonesia dan sekarang memiliki aset produktif di Oman dan Thailand serta kegiatan operasi minyak
dan gas di Tanzania dan Yaman.
23
Page 60
Sesuai dengan Anggaran Dasar, maksud dan tujuan Perseroan ialah berusaha dalam bidang aktivitas
perusahaan holding dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya. Untuk mencapai maksud dan tujuan
tersebut di atas, Perseroan dapat melaksanakan kegiatan usaha utama sebagai berikut:
a. Melakukan aktivitas perusahaan holding (KBLI No. 64200), dimana kegiatan utamanya adalah
kepemilikan dan/atau penguasaan aset dari sekelompok perusahaan subsidiari dan kegiatan
utamanya adalah kepemilikan kelompok tersebut.
b. Aktivitas konsultasi manajemen lainnya (KBLI No. 70209), dimana kegiatan utamanya (sebagaimana
relevan) adalah memberikan bantuan nasehat, bimbingan dan operasional usaha serta
permasalahan organisasi dan manajemen lainnya, seperti perencanaan strategi dan organisasi,
keputusan berkaitan dengan keuangan, tujuan dan kebijakan pemasaran, perencanaan, praktik
dan kebijakan sumber daya manusia, perencanaan penjadwalan dan pengontrolan produksi.
Untuk mendukung kegiatan usaha Perseroan di atas, Perseroan melaksanakan kegiatan usaha
penunjang sebagai berikut:
a. Sebagai penasihat (counsellors) dan perunding (negotiators) dalam merancang merger dan akuisisi
perusahaan.
b. Memberikan bantuan nasihat, bimbingan, operasional berbagai fungsi manajemen asistensi
operasional suatu usaha dan pelayanan masyarakat mengenai hubungan masyarakat (public
relations) dan komunikasi masyarakat atau umum, kegiatan lobi, rancangan dari metode
dan prosedur akuntansi, program akuntansi biaya, prosedur pengawasan anggaran belanja,
pemberian nasihat dan bantuan untuk usaha dan pelayanan masyarakat dalam perencanaan,
pengorganisasian, efisiensi dan pengawasan, informasi manajemen dan lain-lain.
Kegiatan usaha yang benar-benar dijalankan Perseroan saat ini adalah aktivitas perusahaan holding
dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya.
Pada 31 Desember 2024, kapitalisasi Perseroan adalah sebesar Rp27,6 triliun.
Selama tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, Perseroan secara berturut-
turut membukukan total penjualan minyak dan gas (termasuk oil trading) sebesar USD2.178,0 juta dan
USD1.959,2 juta.
Pada tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, Perseroan secara berturut-turut
membukukan jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya sebesar USD221,2 juta dan USD290,1
juta, serta EBITDA sebesar USD1.271,8 juta dan USD1.255,2 juta.
3.2. 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 secara historis ditandai oleh
fluktuasi harga yang signifikan, sebagai contoh adalah penurunan harga yang terjadi di tahun 2020
sebagai akibat dari dampak pandemi Covid-19 terhadap permintaan global untuk minyak mentah dan
peningkatan permintaan yang signifikan karena aktivitas ekonomi meningkat seiring dengan tindakan
pencegahan Covid-19 yang telah dilonggarkan. Harga rata-rata bulanan Brent adalah USD101,0/BBLS
pada 2022, USD82,6/BBLS pada 2023, USD80,7/BBLS pada 2024. Harga rata-rate bulanan Brent pada
Januari 2025 adalah USD79,3/BBLS.
24
Page 61
Harga minyak berfluktuasi akibat berbagai faktor, termasuk, antara lain, permintaan atas minyak mentah,
peristiwa dan kondisi global, seperti pandemi Covid-19, 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 2022, 2023, dan 2024 secara
berturut-turut adalah USD96,2/BBLS, USD77,9/BBLS, dan USD78,0/BBLS. Perubahan harga minyak
telah menimbulkan dampak terhadap penjualan bersih minyak dan gas Perseroan. Selain itu, fluktuasi
harga minyak menimbulkan dampak terhadap kinerja operasi dan nilai aset Perseroan.
Perseroan menjual sebagian besar produksi minyak mentah melalui kontrak offtake jangka pendek
dan jangka menengah, yang diberikan melalui proses tender yang kompetitif. Sesuai dengan peraturan
pemerintah Indonesia, Perseroan menjual minyaknya pada harga yang ditentukan berdasarkan
Indonesian Crude Price (ICP). Harga ICP ditentukan oleh pemerintah Indonesia, dan dipublikasikan
setiap bulan. Kontrak penjualan minyak mentah dari aset dalam negeri 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 di Indonesia untuk kontrak bagi hasil dengan skema cost recovery. Namun
demikian, kontrak bagi hasil dengan skema cost recovery yang ditandatangani sejak tahun 2023, serta
kontrak bagi hasil dengan skema gross split mengatur bahwa DMO dilakukan dengan mengacu pada
harga pasar. Sebagian besar blok yang dimiliki oleh Perseroan masih mempergunakan kontrak bagi hasil
dengan skema cost recovery yang ditanda tangani sebelum tahun 2023, sebagai akibatnya, Perseroan
tidak dapat menjual seluruh produksi minyak Perseroan pada tingkat harga internasional 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.
Minyak yang dijual oleh Perseroan yang berasal dari Blok Oman 60 mengacu pada harga minyak
mentah yang berlaku di Gulf Mercantile Exchange, sementara untuk minyak yang berasal dari aset di
Thailand mengacu pada harga minyak mentah yang berlaku di kawasan Asia Pasifik.
Harga Gas
Pada umumnya, Perseroan mengadakan Perjanjian Penjualan Gas yang menetapkan volume kontrak
keseluruhan (“TCQ”), pasokan harian (“DCQ”) dan harga gas. Meskipun jumlah TCQ dan DCQ dapat
bervariasi di antara para pembeli, akan tetapi harga gas dalam sebagian besar Perjanjian Penjualan
Gas domestik mempergunakan harga tetap yang ditetapkan dalam USD/MMBTU. 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, Perjanjian Penjualan Gas Laut Natuna Selatan Blok B, dan sebagian
dari Perjanjian Penjualan Gas Corridor. Secara khusus, Perseroan memiliki komitmen komersial, dari aset-
aset yang dimiliki secara substantial, untuk menjual volume hak partisipasi bruto seluruh cadangan terbukti
dan terduga Perseroan per tanggal 31 Desember 2024 sebesar 2,0BCF melalui kontrak jangka panjang.
25
Page 62
Penjualan Perseroan berdasarkan kontrak jangka panjang mewakili 49,7% dari penjualan minyak dan
gas Perseroan pada tahun 2024. Dari jumlah tersebut di atas, 51,7% dari pendapatan gas pada tahun
2024 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 sebagai akibat dari perubahan fokus yang semakin mengarah ke penjualan gas
dibandingkan dengan penjualan minyak mentah. Harga realisasi rata-rata gas Perseroan pada tahun-
tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2022, 2023, dan 2024, secara berturut-turut adalah USD8,2/
MMBTU, USD7,0/MMBTU dan USD7,0/MMBTU, yang mayoritas berasal dari produksi di Blok Corridor,
Senoro dan Laut Natuna Selatan Blok B berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas dengan harga yang
dikaitkan dengan pergerakan harga minyak. Ringkasan kesepakatan penjualan gas Perseroan disajikan
dalam Bab VI. Keterangan Tentang Perseroan, Kegiatan Usaha Serta Kecenderungan Dan Prospek
Usaha - Kegiatan Usaha.
B. Fluktuasi Kurs Mata Uang Asing dan Kenaikan Tingkat Suku Bunga
Meskipun Perseroan melaporkan kinerja konsolidasiannya dalam Dolar AS, bagian substansial dari
biaya-biaya Perseroan dikeluarkan dalam Rupiah dan mata uang asing lain, yaitu Bath Thailand.
Pendapatan Perseroan (di luar MPI) diperoleh dalam Dolar AS, sementara pendapatan MPI sebagian
besar diperoleh dalam Rupiah. Sebagian besar biaya operasi Perseroan, seperti beban gaji dan
karyawan, dikeluarkan dalam Rupiah, Bath Thailand, dan mata uang asing lainnya. Akibatnya, Perseroan
menghadapi risiko fluktuasi nilai tukar Rupiah ataupun mata uang asing lainnya terhadap Dolar AS.
Selain itu, mengingat laporan keuangan MPI disajikan dalam Rupiah, fluktuasi Rupiah terhadap Dolar
AS akan mempengaruhi pencatatan Perseroan dalam laporan keuangan MPI. Semua pinjaman
Perseroan adalah dalam Dolar AS atau telah dialihkan melalui mekanisme kontrak lindung nilai ke
dalam Dolar AS, kecuali untuk MPI yang mana masih memiliki pinjaman dalam Dolar AS dan mata uang
asing lainnya yang tidak dialihkan melalui mekanisme kontrak lindung nilai. Meskipun demikian, bila di
masa depan Perseroan memperoleh pendapatan atau dividen dari investasi Perseroan dalam Rupiah,
atau memiliki eksposur utang dalam Rupiah atau mata uang lainnya, fluktuasi nilai Rupiah atau mata
uang lainnya terhadap Dolar AS akan mempengaruhi biaya yang dikeluarkan dalam Perseroan Dolar
AS untuk membayar bunga pinjaman atau melunasi pinjaman tersebut. Perseroan melakukan kontrak
lindung nilai mata uang untuk mengurangi eksposur terhadap risiko tersebut. Namun, Perseroan tidak
dapat memberikan jaminan bahwa kontrak tersebut dapat selalu dilakukan dengan syarat komersial
yang wajar, atau bahwa kontrak tersebut akan sepenuhnya melindungi kami dari risiko yang dimaksud.
Fluktuasi Rupiah dan mata uang asing lainnya terhadap mata uang asing lain termasuk Dolar AS di
masa depan dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap kegiatan usaha, prospek,
kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Perseroan memiliki sejumlah perjanjian kredit tertentu. Berdasarkan perjanjian tersebut, Perseroan
memiliki utang yang dikenakan suku bunga mengambang atau yang suku bunganya tidak ditentukan
terlebih dahulu. Saldo utang yang dikenakan tingkat bunga mengambang mewakili sekitar 18,3% dari
total saldo utang Perseroan (yang terdiri dari pinjaman bank, pinjaman dari lembaga keuangan nonbank
dan obligasi dalam Dolar AS dan Rupiah) pada tanggal 31 Desember 2024. Berdasarkan perjanjian
kredit tersebut, Perseroan menghadapi risiko suku bunga di masa depan. Saat ini Perseroan sudah
melakukan perjanjian dengan pihak ketiga dalam rangka meminimalkan paparan terhadap fluktuasi
suku bunga atas utang yang saat ini dimiliki. Jika di masa yang akan datang Perseroan akan terpapar
risiko suku bunga atas perjanjian kredit baru maka Perseroan dapat masuk ke dalam perjanjian kontrak
lindung nilai untuk meminimalkan paparan tersebut. Namun, Perseroan tidak dapat menjamin bahwa
pengaturan keuangan ini dapat melindungi Perseroan sepenuhnya terhadap risiko ini.
Setiap kenaikan beban bunga atas kewajiban pembayaran utang Perseroan dapat menimbulkan
dampak merugikan yang material terhadap kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja
operasional Perseroan.
26
Page 63
C. Akuisisi dan Pengalihan yang Signifikan
i. Nafusah Oil Operations B.V., telah menyelesaikan perjanjian jual beli untuk menjual seluruh hak
partisipasi dari Area 47 EPSA di Libya dengan National Oil Corporation of Libya pada Mei 2024.
ii. Pada tanggal 12 Desember 2023, Medco Energi Oman Blok 60, entitas anak yang dimiliki
sepenuhnya oleh Perseroan, telah mengakuisisi 20% kepentingan non-operasional dalam dua
perjanjian eksplorasi dan pembagian produksi (“EPSA”) di Kesultanan Oman dari OQ Exploration
& Production LLC (“OQEP”) atas Blok 60 dan Block 48.
iii. Pada tanggal 19 Januari 2023, Salamander Energy (S.E. Asia) Limited., entitas anak yang dimiliki
sepenuhnya oleh Perseroan telah menandatangani perjanjian jual beli saham dengan Jadestone
Energy (Singapore) Pte. Ltd., entitas anak yang dimiliki sepenuhnya oleh Jadestone Energy Plc.,
untuk menjual seluruh saham dari APICO LLC. Transaksi tersebut telah efektif pada tanggal
23 Februari 2023.
iv. Pada tanggal 19 Desember 2022, Ophir Jaguar 2 Ltd., entitas anak yang dimiliki sepenuhnya oleh
Perseroan telah menandatangani perjanjian jual beli saham dengan Bitexco Energy Ltd., entitas
anak yang dimiliki sepenuhnya oleh Bitexco Group, untuk menjual seluruh saham dari Ophir
Vietnam Block 12W B.V. Transaksi tersebut telah efektif pada tanggal 19 April 2024.
v. Pembelian atas tambahan hak partisipasi di Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. dilakukan
pada Mei 2024 (tambahan 15% hak kepemilikan dari Repsol Transgasindo S.a.r.l) dan November
2024 (tambahan 35% hak kepemilikan dari Petronas International Corporation Ltd.), menjadikan
kepemilikan Perseroan pada Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. menjadi 85%.
D. Efisiensi Biaya
Perseroan telah melakukan upaya efisiensi biaya, dengan mempertimbangkan fluktuasi harga minyak
yang terjadi pada beberapa tahun terakhir. Pada tahun 2020, 2021, 2022, 2023 dan 2024, biaya produksi
per unit Perseroan masing-masing adalah USD9,1/BOE, USD9,5/BOE, USD6,8/BOE, USD8,3/BOE,
dan USD8,2/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; (iii) meningkatkan sistem untuk mengotomatisasi sejumlah prosedur administratif
seperti perencanaan bisnis dan perangkat lunak untuk konsolidasi; (iv) menelaah kembali seluruh operasi
guna menerapkan metodologi “tepat guna”, antara lain dengan menjadwalkan kembali pemeliharaan
dan penggantian mesin yang telah direncanakan; serta (v) menerapkan Penganggaran Berbasis Nol
(Zero Based Budgeting) dimana seluruh pengeluaran akan dievelausi kembali untuk setiap periode
anggaran yang baru. 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 pertengahan tahun 2020, Perseroan meluncurkan program peningkatan kinerja yang berkelanjutan
yang difasilitasi oleh perusahaan konsultan terkemuka dengan tujuan untuk membandingkan kinerja
perusahaan dengan praktik secara global, yang mengarah pada identifikasi beberapa inisiatif baru
sehubungan dengan pemeliharaan, manajemen rantai pasokan, perencanaan, operasi, model operasi,
dan kode etik. Pada tahun 2021, Perseroan menerapkan pendekatan gabungan antara sistem hot-
desking dan bekerja dari rumah untuk mengoptimalkan ruang kerja dan memungkinkan pengembalian
beberapa lantai kepada pemilik gedung untuk selanjutkan disewakan kepada pihak ketiga yang lain.
Pada tahun 2022, Perseroan juga meluncurkan strategi Teknologi Informasi digital lima tahun yang
dirancang untuk membangun fondasi yang kuat dalam mendukung ketangkasan dan ketahanan serta
mendorong integrasi, efisiensi dan kecerdasan yang lebih tinggi di seluruh operasi bisnis.
27
Page 64
Dalam jangka pendek, Perseroan terus berkomitmen untuk mempertahankan biaya operasi dan
administrasi migas per unit per BOE pada tingkat yang lebih rendah dari USD10/BOE, antara lain
dengan cara melanjutkan inisiatif-inisiatif efisiensi biaya tersebut di atas.
E. Perjanjian Komersial
Saat ini, sebagian besar Kontrak Bagi Hasil Perseroan di Indonesia 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 (investment credit) yang berlaku. Secara
umum, berdasarkan ketentuan Kontrak Bagi Hasil, Perseroan dan Pemerintah berhak mengambil
dan menerima FTP sebesar 15%-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,
sebelum dikurangi pemulihan biaya dan kredit investasi yang berlaku. Berdasarkan ketentuan dalam
16 (enam belas) Kontrak Bagi Hasil Perseroan, termasuk 2 Badan Operasi Bersama, setelah Perseroan
memulihkan seluruh biaya yang disetujui, termasuk insentif, Pemerintah memiliki hak bagi hasil sebesar
33,0% hingga 88,5% 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.
Skema Kontrak Bagi Hasil Gross Split diperkenalkan sebagai bentuk baru dari Kontrak Bagi Hasil
pada 2017, dimana pendapatan kotor dibagi antara Kontraktor dan Pemerintah secara langsung
tanpa mekanisme penggantian biaya. Kontraktor menanggung seluruh biayanya sendiri, dan biaya
tersebut hanya dapat dikurangkan dari bagian pendapatan kotor kontraktor atau penghasilan kena
pajak. Pembagian pendapatan terdiri dari tiga komponen: base split, variable split, dan progressive
split. Secara umum, base split untuk Kontraktor adalah 43% untuk lapangan minyak dan 48% untuk
gas. Pada bulan Agustus 2024, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Republik
Indonesia menerbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 13 Tahun 2024 (Permen ESDM 13/2024),
yang memperkenalkan pembaruan signifikan terhadap kerangka kerja Kontrak Bagi Hasil Gross
Split. Peraturan ini menggantikan Permen ESDM sebelumnya yang mengatur tentang Gross Split
PSC, dengan tujuan untuk meningkatkan efisiensi dan daya tarik sektor hulu minyak dan gas bumi
di Indonesia. Pembaruan tersebut mencakup revisi terhadap base split, penyederhanaan komponen
variable split dan progressive split. Secara umum, base split yang baru lebih menguntungkan bagi
kontraktor, yaitu sebesar 47% untuk lapangan minyak dan 49% untuk lapangan gas (berlaku untuk
PSC yang ditandatangani setelah peraturan baru diundangkan). Variable split dapat berbeda-beda
untuk setiap PSC tergantung pada profil risiko wilayah kerja tersebut, seperti status lapangan, lokasi,
jenis reservoir, tingkat kandungan lokal (local content), dan faktor lainnya. Sementara itu, progressive
split ditentukan berdasarkan harga aktual minyak dan gas serta volume produksi kumulatif. Selain
itu, Pemerintah dapat menetapkan tambahan split berdasarkan hasil negosiasi dalam kondisi khusus
tertentu.
Bagi hasil Perseroan setelah pajak yang dihasilkan dari Kontrak Bagi Hasil Perseroan berkisar antara
27,5% hingga 45,0% untuk gas, dan antara 12,5% hingga 40,0% untuk minyak, tergantung pada ketentuan
Kontrak Bagi Hasil terkait, dan sebelum memperhitungkan dampak pemulihan biaya dan kewajiban
pasar domestik (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 DMO untuk menjual sekitar 3,12% hingga 10,0% berdasarkan produksi
minyak mentah setelah pajak dari wilayah kontrak dengan mengenakan potongan harga yang berkisar
28
Page 65
antara 10,0% hingga 100,0% dari harga pasar, tergantung pada ketentuan Kontrak Bagi Hasil terkait.
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. Lihat Bab IV. Faktor Risiko untuk mendapatkan
informasi lebih lanjut.
Pada tahun 2018 dan 2019, Kontrak Bagi Hasil Tarakan dan Rimau yang akan habis pada tahun 2022
dan 2023, masing-masing telah mendapatkan perpanjangan selama 20 tahun dari Pemerintah. Skema
perpanjangan atas Kontrak Bagi Hasil tersebut berbeda dengan Kontrak Bagi Hasil dengan skema
biaya yang dapat dikembalikan (cost recovery) yang saat ini digunakan dan menggunakan Kontrak Bagi
Hasil dengan skema gross split.
Untuk kontrak atas aset di Thailand tidak dijabarkan dalam Prospektus ini.
F. 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.
G. Rencana Kegiatan Eksplorasi dan Pengembangan Perseroan
Pada tahun 2024, Perseroan telah mengeluarkan belanja modal sebesar USD365,3 juta yang meliputi
biaya akuisisi untuk asset eksplorasi dan evaluasi serta biaya pengembangan aset minyak dan gas
bumi. Arahan total belanja modal Perseroan selama lima tahun kedepan yang akan dipergunakan
untuk mempertahankan tingkat produksi adalah sebesar USD400,0 juta per tahun, dengan asumsi
harga berada pada tingkat siklus menengah (mid-cycle commodity price). Perseroan bermaksud untuk
mempertahankan fleksibilitas untuk menyesuaikan rencana belanja modal seiring dengan fluktuasi
harga. Dalam alokasi belanja modal, Perseroan tetap mempertahan belanja modal untuk eksplorasi
yang bersifat opsional dan pengelolaan penurunan produksi. Strategi ini dijalankan adalah melalui
penjadwalan bertahap atas pengembangan aset dan investasi yang selektif untuk menjaga tingkat
produksi. Belanja eksplorasi opsional akan dibatasi dan berfokus pada target berisiko rendah yang
berbasis infrastruktur, dengan pendanaan utama berasal dari kas operasional.
Perseroan menerapkan PSAK 106, 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 dan eksplorasi 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, disusutkan dan diamortisasi menggunakan
metode unit produksi, berdasarkan total estimasi cadangan terbukti.
29
Page 66
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 2022, 2023 dan 2024, secara
berturut-turut mencapai USD567,3 juta, USD462,9 juta dan USD555,3 juta.
Perseroan juga melakukan operasi pekerjaan ulang, yang terdiri dari kegiatan pengeboran, untuk
mempertahankan kapasitas produksi Perseroan saat ini, yang diperhitungkan sebagai belanja modal.
H. Kondisi Politik dan Keamanan di Negara-Negara tempat Perseroan Beroperasi
Walaupun aset Perseroan terutama terletak di Indonesia, Perseroan juga memiliki asset produksi yang
signifikan di Thailand dan Oman, serta aset atau operasi di Yaman, Tanzania dan Mexico. Kegiatan
operasi Perseroan di negara-negara tersebut mungkin dipengaruhi oleh pertimbangan politik dan
keamanan, seperti risiko perang, tindakan kelompok teroris atau pemberontak, gangguan paksa,
negosiasi ulang, perubahan paksa atau pembatalan kontrak atau tarif royalti yang ada, tidak dapat
dilaksanakannya hak kontraktual, perubahan kebijakan atau interpretasi perpajakan, perubahan
yang merugikan terhadap undang-undang (baik penerapan umum atau lainnya) atau interpretasinya,
pembatasan valuta asing, inflasi, perubahan kondisi politik, kematian atau ketidakmampuan pemimpin
politik, devaluasi mata uang lokal, kontrol mata uang, dan peraturan pemerintah yang mendukung atau
mensyaratkan pemberian kontrak kepada kontraktor lokal atau mewajibkan kontraktor asing untuk
mempekerjakan warga negara, atau membeli pasokan dari, yurisdiksi tertentu. Salah satu faktor yang
diuraikan di atas atau faktor serupa atau terjadinya salah satu peristiwa di atas di Indonesia atau negara
lain di mana Perseroan beroperasi yang dapat mempengaruhi bisnis, prospek, kondisi keuangan dan
hasil operasi atau investasi Perseroan secara material dan merugikan.
Pada tahun 2016, Perseroan mencatat kerugian atas penurunan nilai yang signifikan atas asset minyak
dan gas (yang sebagian telah dibatalkan pencatatannya), terutama terkait dengan penurunan nilai aset
di Libya (yang telah dialihkan pada 2024) dan Tunisia yang sebagian disebabkan oleh penilaian risiko
terhadap kondisi politik di kawasan Afrika Utara. Akibat kondisi politik di Libya dan Yaman, Perseroan
mengurangi aktivitas di beberapa blok minyak dan gas di negara tersebut, dan dalam kasus Yaman,
Perseroan mengalihkan hak atas blok. Produksi minyak di Yaman terhenti pada November 2022 sebagai
akibat dari pemblokiran terminal minyak karena ancaman eksternal, dan hingga saat ini belum kembali
beroperasi. Perseroan tidak dapat menjamin bahwa hak Perseroan atas blok-blok tersebut tidak akan
terdampak atau diakhiri sebagai akibat dari, termasuk didalamnya, sebagai contoh, jika Perseroan
dinilai tidak memenuhi kewajiban pengembangan atau kewajiban lainnya yang terkait.
Apabila timbul sengketa sehubungan dengan operasi Perseroan, penyelesaiannya mungkin harus
tunduk pada yurisdiksi eksklusif pengadilan di negara-negara terkait atau lembaga arbitrase yang
ditunjuk. Perseroan mungkin tidak berhasil untuk membawa pihak asing, khususnya kementerian energi
asing atau perusahaan minyak nasional, ke dalam yurisdiksi yang lebih menguntungkan bagi Perseroan.
Lebih lanjut, perusahaan juga dapat terdampak secara merugikan sebagai akibat meningkatnya aktivitas
atau tekanan dari organisasi non-pemerintah yang menentang industri eksplorasi dan produksi minyak
dan gas.
Perkembangan politik dan sosial di negara-negara tempat Perseroan beroperasi telah menunjukkan sifat
yang tidak dapat diprediksi di masa lalu. Tidak terdapat jaminan bahwa gangguan sosial dan sipil tidak
akan terjadi di masa mendatang maupun dalam skala yang lebih luas, atau bahwa gangguan tersebut
tidak akan berdampak merugikan, baik secara langsung maupun tidak langsung, terhadap kegiatan
usaha, kondisi keuangan, hasil operasional, prospek perusahaan, serta kemampuan Perseroan untuk
memenuhi kewajibannya.
I. Kejadian atau transaksi yang tidak normal dan jarang terjadi atau perubahan penting dalam
ekonomi yang dapat mempengaruhi jumlah pendapatan dan profitabilitas
Tidak terdapat transaksi yang tidak normal yang dapat mempengaruhi jumlah pendapatan dan
profitabilitas yang dilaporkan dalam laporan keuangan yang telah diaudit Akuntan Publik.
30
Page 67
J. Investasi barang modal yang dikeluarkan dalam rangka pemenuhan persyaratan regulasi
dan isu lingkungan hidup
Dalam melaksanakan kegiatan operasi minyak & gas dan ketenagalistrikan, Perseroan mengalokasikan
dana yang diperlukan untuk menerapkan pengelolaan lingkungan dan sosial. Hal ini termasuk dana
untuk melakukan studi dan/atau kajian dampak lingkungan, program pencegahan pencemaran air,
pengelolaan limbah dan program-program pencegahan pencemaran lainnya.
Sesuai dengan publikasi Laporan Keberlanjutan yang diterbitkan oleh Perseroan tahun 2024, terkait
nilai dana yang telah dikeluarkan Perseroan untuk pengelolaan lingkungan dan sosial adalah sebagai
berikut:
(dalam USD)
Program 2022 2023 2024
Penghidupan berkelanjutan & pengembangan masyarakat 1.132.176 1.235.705 1.598.787
Pengembangan infrastruktur 905.129 406.286 698.228
Lainnya 267.103 170.874 234.147
Jumlah 2.304.408 1.812.866 2.531.162
Selain informasi diatas, nilai dana terkait penanaman pohon kembali sebagai bagian dari program
pengelolaan lingkungan adalah sebagai berikut:
(dalam USD)
Investasi dalam Penanaman Kembali 2022 2023 2024
Penanaman kembali lahan melampaui persyaratan regulasi 80.740 75.605 108.787
Revegetasi Sesuai Persetujuan Pemanfaatan Kawasan Hutan (PPKH) 595.799 450.518 554.633
Revegetasi sesuai komitmen dalam Izin Lingkungan (SKKL) - 30.977 -
3.3. Perubahan Kebijakan Akuntansi dalam 2 (Dua) Tahun Terakhir
Selama tahun 2024 dan 2023 tidak terdapat perubahan kebijakan akuntansi Perseroan selain dampak
Penerapan Pernyataan Standard Akuntansi Keuangan (PSAK) dan Interpretasi Standard Akuntansi
Keuangan (ISAK) yang telah disahkan oleh Dewan Standard Akuntansi Keuangan - Institut Akuntan
Indonesia dan telah berlaku efektif, sebagai berikut:
Efektif berlaku pada atau setelah tanggal 1 Januari 2023:
Amandemen PSAK 1: Penyajian laporan keuangan - Pengungkapan Kebijakan Akuntansi (sejak tanggal
1 Januari 2024 dirujuk sebagai PSAK 201)
Amandemen ini memberikan panduan untuk membantu entitas menerapkan pertimbangan materialitas
dalam pengungkapan kebijakan akuntansi. Amandemen tersebut bertujuan untuk membantu
entitas menyediakan pengungkapan kebijakan akuntansi yang lebih berguna dengan mengganti
persyaratan dalam mengungkapkan kebijakan akuntansi ‚signifikan‘ entitas menjadi persyaratan untuk
mengungkapkan kebijakan akuntansi‚ material entitas dan menambahkan panduan tentang bagaimana
entitas menerapkan konsep materialitas dalam membuat keputusan tentang pengungkapan kebijakan
akuntansi.
Amandemen tersebut tidak berdampak pada pengukuran, pengakuan atau penyajian item apa pun
dalam laporan keuangan Grup.
Amendemen PSAK 16: Aset Tetap - Hasil sebelum Penggunaan yang Diintensikan (sejak tanggal
1 Januari 2024 dirujuk sebagai PSAK 216)
Amandemen ini tidak memperbolehkan entitas untuk mengurangi suatu hasil penjualan item yang
diproduksi saat membawa aset tersebut ke lokasi dan kondisi yang diperlukan supaya aset dapat
beroperasi sesuai dengan intensi manajemen dari biaya perolehan suatu aset tetap. Sebaliknya, entitas
mengakui hasil dari penjualan item-item tersebut, dan biaya untuk memproduksi item-item tersebut,
dalam laba rugi.
31
Page 68
Amandemen ini tidak berdampak pada laporan keuangan konsolidasian Grup karena tidak ada
penjualan atas item-item yang dihasilkan aset tetap yang menjadi tersedia untuk digunakan pada atau
setelah awal periode sajian paling awal.
Amandemen PSAK 25: Kebijakan Akuntansi, Perubahan Estimasi Akuntansi, dan Kesalahan terkait
Definisi Estimasi Akuntansi (sejak tanggal 1 Januari 2024 dirujuk sebagai PSAK 208)
Amandemen PSAK 25 memperjelas perbedaan antara perubahan estimasi akuntansi, perubahan
kebijakan akuntansi dan koreksi kesalahan. Amandemen juga mengklarifikasi bagaimana entitas
menggunakan teknik pengukuran dan input untuk mengembangkan estimasi akuntansi.
Amandemen ini tidak memiliki dampak terhadap laporan keuangan konsolidasian Grup.
Amandemen PSAK 46: Pajak Penghasilan - Pajak Tangguhan Terkait Aset dan Liabilitas Yang Timbul
Dari Transaksi Tunggal
Amandemen PSAK 46 Pajak Penghasilan mempersempit ruang lingkup pengecualian pengakuan awal,
sehingga tidak lagi berlaku pada transaksi yang menimbulkan perbedaan temporer dapat dikurangkan
dalam jumlah yang sama dan perbedaan temporer kena pajak dan seperti sewa dan liabilitas
dekomisioning.
Amandemen ini tidak memiliki dampak terhadap laporan keuangan konsolidasian Grup.
Amandemen PSAK 46: Pajak Penghasilan - Reformasi Pajak Internasional - Ketentuan Model Pilar Dua
(sejak tanggal 1 Januari 2024 dirujuk sebagai PSAK 212)
Amandemen PSAK 46 ini diperkenalkan sebagai tanggapan terhadap aturan Model Pilar Dua yang
diterbitkan oleh Organisasi Kerjasama dan Pengembangan Ekonomi atau Organization for Economic
Co-operation and Development (OECD), dan mencakup:
• Pengecualian atas pengakuan dan pengungkapan informasi mengenai aset dan liabilitas pajak
tangguhan terkait dengan pajak penghasilan Pilar Dua; dan
• Persyaratan pengungkapan bagi entitas yang terkena dampak untuk membantu pengguna laporan
keuangan lebih memahami eksposur entitas terhadap pajak penghasilan Pilar Dua yang timbul dari
undang-undang tersebut, terutama sebelum tanggal berlakunya undang-undang tersebut.
Pengecualian tersebut – yang penggunaannya harus diungkapkan – segera berlaku saat penerbitan
amandemen ini. Persyaratan pengungkapan lainnya berlaku untuk periode pelaporan tahunan yang
dimulai pada atau setelah 1 Januari 2023, namun tidak untuk periode interim yang berakhir pada atau
sebelum 31 Desember 2023.
Pada tanggal 31 Desember 2023, Perundang-undangan terkait pajak penghasilan Pilar Dua belum
diberlakukan atau secara substantif belum diberlakukan di Indonesia tempat Grup beroperasi. Oleh
karena itu, Grup masih dalam proses melakukan penilaian atas potensi eksposur pajak penghasilan
Pilar Dua. Potensi eksposur pajak penghasilan Pilar Dua, jika ada, saat ini tidak diketahui atau dapat
diperkirakan secara wajar.
Efektif berlaku pada atau setelah tanggal 1 Januari 2024:
Nomenklatur Standar Akuntansi Keuangan
Nomenklatur revisian diatur ulang dan diubah sebagaimana yang dipublikasikan oleh DSAK IAI untuk
periode keuangan yang dimulai pada dan setelah tanggal 1 Januari 2024.
Nomenklatur tersebut tidak memberikan dampak secara kuantitatif terhadap laporan keuangan
konsolidasian Grup.
32
Page 69
Amandemen PSAK 201: Liabilitas Jangka Panjang dengan Kovenan
Amandemen ini menentukan persyaratan untuk mengklasifikasikan suatu liabilitas sebagai jangka
pendek atau jangka panjang dan menjelaskan:
• hal yang dimaksud sebagai hak untuk menangguhkan pelunasan,
• hak untuk menangguhkan pelunasan harus ada pada akhir periode pelaporan,
• klasifikasi tersebut tidak dipengaruhi oleh kemungkinan entitas akan menggunakan hakya untuk
menangguhkan liabilitas, dan
bahwa jika derivatif melekat dalam kewajiban yang dapat dikonversi dianggap sebagai instrumen ekuitas,
ketentuan kewajiban ini tidak akan mempengaruhi klasifikasinya sebagai lancar atau tidak lancar.
Selain itu, entitas diwajibkan untuk mengungkapkan ketika kewajiban, yang timbul dari perjanjian
pinjaman, diklasifikasikan sebagai tidak lancar dan hak entitas untuk menunda penyelesaian bergantung
pada kepatuhan terhadap kovenan di masa depan dalam jangka waktu dua belas bulan.
Amandemen ini tidak memiliki dampak terhadap laporan keuangan konsolidasian Grup.
Amandemen PSAK 116: Liabilitas Sewa dalam Jual Beli dan Sewa-balik
Amandemen ini menetapkan persyaratan yang digunakan penjual-penyewa dalam mengukur kewajiban
sewa yang timbul dalam transaksi jual beli dan sewa-balik, untuk memastikan penjual-penyewa tidak
mengakui jumlah setiap keuntungan atau kerugian yang terkait dengan hak guna yang dipertahankan.
Amandemen ini tidak memiliki dampak terhadap laporan keuangan konsolidasian Grup.
Amandemen PSAK 207 dan PSAK 107: Pengaturan Pembiayaan Pemasok
Amandemen ini mengklarifikasi karakteristik pengaturan pembiayaan pemasok dan mensyaratkan
pengungkapan tambahan atas pengaturan pembiayaan pemasok tersebut. Persyaratan pengungkapan
dalam amandemen ini dimaksudkan untuk membantu pengguna laporan keuangan dalam memahami
dampak pengaturan pembiayaan pemasok terhadap liabilitas, arus kas, dan eksposur terhadap risiko
likuiditas suatu entitas.
Amandemen ini tidak memiliki dampak terhadap laporan keuangan konsolidasian Grup.
3.4. Analisis Komponen-komponen Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain
Konsolidasian
Keterangan mengenai strategi usaha Perseroan dapat dilihat pada Bab VI. Keterangan tentang
Perseroan, Kegiatan Usaha serta Kecenderungan dan Prospek Usaha pada Prospektus ini. Sedangkan
terkait faktor-faktor yang mempengaruhi kegiatan usaha dan operasi Perseroan, termasuk tren efisiensi
biaya produksi per unit, dapat dilihat pada sub bab 3.2. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Kegiatan
Usaha dan Operasi Perseroan pada Prospektus ini.
Dari sisi pendapatan, strategi Perseroan adalah untuk melakukan akuisisi secara selektif yang
dapat meningkatkan nilai perusahaan serta berfokus pada integrasi bisnis yang efektif, sekaligus
menggantikan dan menambah cadangan melalui eksplorasi dan pengembangan rendah risiko, terbukti
mampu meningkatkan jumlah pendapatan Perseroan di tengah tekanan berkurangnya permintaan
secara global terhadap gas bumi.
Sementara itu, dari sisi beban dan biaya, Perseroan tetap konsisten mempertahankan strategi untuk
melakukan efisiensi biaya, sinergi operasi dan integrasi bisnis agar mendapatkan struktur biaya yang
rendah di tengah perlambatan pertumbuhan ekonomi dunia. Penerapan strategi yang konsisten ini,
menghasilkan biaya produksi per unit menjadi lebih rendah dari sebelumnya USD8,3/BOE di tahun
2023 menjadi USD8,2/BOE di tahun 2024.
Penjualan dan Pendapatan Usaha Lainnya
Pendapatan dari kontrak dengan pelanggan
Pendapatan dari kontrak pelanggan merupakan pendapatan yang diperoleh dari penjualan minyak dan
gas, konstruksi, penjualan listrik, operasi dan jasa pelayanan, dan penjualan jasa lainnya.
33
Page 70
Pendapatan keuangan
Pendapatan keuangan merupakan pendapatan yang diperoleh dari sewa pembangkit listrik, pendapatan
bunga dari jasa konsesi, dan pendapatan bunga dari sewa dimana hampir keseluruhan dari pendapatan
keuangan dikontribusikan oleh MPI.
Tabel di bawah ini menyajikan rincian jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya untuk masing-
masing tahun sebagai berikut:
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
OPERASI YANG DILANJUTKAN
PENDAPATAN
Pendapatan dari kontrak dengan pelanggan 2.349.410.717 2.204.658.197
Pendapatan keuangan 49.779.838 44.679.381
JUMLAH PENDAPATAN 2.399.190.555 2.249.337.578
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Jumlah pendapatan mengalami peningkatan sebesar 6,7% menjadi USD2.399,2 juta pada tahun 2024,
dibandingkan USD2.249,3 juta pada tahun 2023. Secara faktor internal, penyebab peningkatan jumlah
pendapatan disebabkan oleh keberhasilan eksekusi strategi Perseroan dalam melakukan akuisisi secara
selektif yang berasal dari kontribusi Oman Block 60 yang diimbangi dengan menurunnya penjualan gas
perseroan dan pendapatan konstruksi.
Penjualan minyak Perseroan mengalami peningkatan menjadi 40,6 MBOPD pada tahun yang berakhir
tanggal 31 Desember 2024 dari 30,8 MBPOD pada tahun 2023. Selain peningkatan volume penjualan,
faktor eksternal yang menyebabkan kenaikan jumlah pendapatan juga disebabkan oleh fluktuasi harga
minyak global yang tercermin pada harga realisasi rata-rata minyak mengalami peningkatan menjadi
USD78/barel pada tahun 31 Desember 2024 dari USD77,9/barel pada tahun yang berakhir tanggal
31 Desember 2023.
Penjualan gas Perseroan mengalami penurunan menjadi 561.9 BBTUPD pada tahun 2024 dari 659,2
BBTUPD pada tahun 2023. Faktor internal penyebab penurunan penjualan gas terutama dikarenakan
oleh menurunnya total produksi gas Perseroan akibat dari natural decline dan penurunan working
interest Blok Corridor pada tahun 2024. Faktor eksternal yang mempengaruhi adalah harga realisasi
rata-rata gas alam USD7,0 MMBTU pada tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2024 dan 2023.
Penjualan jasa lainnya mengalami kenaikan yang berasal dari meningkatnya kegiatan penyewaan rig
kepada pihak ketiga, jasa transportasi gas dan jasa kemanan.
Selain itu terdapat penurunan pendapatan dari pendapatan konstruksi pada tahun yang berakhir tanggal
31 Desember 2024 yang berasal dari Ijen Geothermal Project karena selesainya masa kontruksi pada
tahun 2024.
Beban pokok pendapatan dan biaya langsung lainnya
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.
34
Page 71
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.
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 mitra usaha joint venture lainnya di PSC yang
Perseroan operasikan, atau dalam kasus blok yang tidak Perseroan operasikan, seperti Blok Oman 60,
joint lifting untuk kemudian dijual ke pelanggan asing. Perseroan menyelesaikan posisi lifting dengan
SKK Migas dan mitra usaha lainnya setiap akhir tahun.
Beban pokok penjualan tenaga listrik dan jasa terkait lainnya
Biaya penjualan tenaga listrik dan layanan terkait Perseroan terdiri dari biaya MPI yang terkait langsung
dengan pendapatannya dari penjualan tenaga listrik dan layanan terkait. Biaya tersebut terutama terdiri
dari biaya konstruksi, pembayaran untuk pembelian gas, biaya yang terkait dengan penyediaan layanan
operasi dan pemeliharaan, biaya manajemen dan dukungan teknis, biaya pemeliharaan, dan beberapa
biaya administrasi seperti tenaga kerja, sewa peralatan dan biaya utilitas.
Biaya jasa
Biaya jasa merupakan biaya-biaya dari kegiatan jasa transportasi gas, sewa rig, jasa distribusi gas dan
lainnya, termasuk tenaga kerja, jasa.
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.
Tabel di bawah ini menyajikan rincian jumlah beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya untuk
masing-masing tahun sebagai berikut:
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
BEBAN POKOK PENDAPATAN DAN BIAYA LANGSUNG LAINNYA
Penyusutan, deplesi dan amortisasi 547.526.380 453.130.843
Biaya produksi dan lifting 417.391.591 405.885.183
Biaya pembelian minyak mentah 342.597.021 138.339.366
Biaya pokok penjualan tenaga listrik dan jasa terkait lainnya 122.415.206 189.578.507
Biasa jasa 28.422.734 20.748.300
Beban eksplorasi 7.369.834 7.994.358
JUMLAH BEBAN POKOK PENDAPATAN DAN BIAYA LANGSUNG LAINNYA 1.465.722.766 1.215.676.557
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
35
Page 72
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Jumlah beban pokok pendapatan dan biaya langsung lainnya mengalami peningkatan sebesar 20,6%
menjadi USD1.465,7 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD1.215,7 juta pada tahun 2023.
Penyusutan, deplesi dan amortisasi. Penyusutan, deplesi dan amortisasi mengalami kenaikan sebesar
20,8% menjadi USD547,5 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD453,1 juta pada tahun 2023. Faktor
internal yang menyebabkan kenaikan tersebut terutama disebabkan oleh kontribusi Oman Block 60
yang meningkatkan dasar aset untuk perhitungan penyusutan, deplesi dan amortisasi.
Biaya produksi dan lifting. Biaya produksi dan lifting Perseroan mengalami kenaikan sebesar 2,8%
menjadi USD417,4 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD405,9 juta pada tahun 2023. Kenaikan
tersebut terutama disebabkan oleh kontribusi biaya selama setahun penuh dari Oman sehubungan
dengan akusisi Oman Block 60.
Biaya pembelian minyak mentah. Biaya pembelian minyak mentah mengalami kenaikan sebesar 147,6%
menjadi USD342,6 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD138,3 juta pada tahun 2023. Kenaikan
tersebut terutama disebabkan faktor internal dari peningkatan volume pembelian minyak mentah oleh
anak perusahaan di bidang trading (melalui Medco Energi Global Pte Ltd).
Beban pokok penjualan tenaga listrik dan jasa terkait lainnya. Biaya penjualan tenaga listrik dan layanan
terkait mengalami penurunan sebesar 35,4% menjadi USD122,4 juta pada tahun 2024, dibandingkan
USD189,6 juta pada tahun 2023. Penurunan tersebut terutama dari penurunan biaya konstruksi Ijen
Geothermal Project yang berdasarkan kontrak telah memasuki tahap commissioning di tahun 2024
dibandingkan dengan periode penyelesaian masa kontruksi pada Februari 2023.
Biaya jasa. Biaya jasa mengalami kenaikan sebesar 37,0% menjadi USD28,4 juta pada tahun 2024,
dibandingkan USD20,7 juta pada tahun 2023. Kenaikan tersebut sejalan dengan meningkatnya
pendapatan dari jasa lainnya yang berasal dari sewa rig, jasa transportasi gas dan jasa keamanan.
Beban eksplorasi. Beban eksplorasi mengalami penurunan sebesar 7,8% menjadi USD7,4 juta pada
tahun 2024, dibandingkan USD8,0 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama disebabkan oleh menurunnya
aktivitas eksplorasi Mexico pada tahun 2024 dibandingkan dengan pada tahun 2023, selaras dengan
rencana kegiatan eksplorasi Perseroan dalam rangka menjalankan strategi atas pengembangan aset
dan investasi yang selektif.
Laba kotor
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
LABA KOTOR 933.467.789 1.033.661.021
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Laba kotor mengalami mengalami penurunan sebesar 9,7% menjadi USD933,5 juta pada tahun 2024,
dibandingkan USD1.033,7 juta pada tahun 2023.
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; penyisihan (pemulihan) kerugian kredit ekspektasian;
dan lain-lain. Beban penjualan sebagian besar terdiri dari beban ekspor; beban jamuan; perjalanan
dinas; dan iklan dan promosi.
36
Page 73
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
Beban penjualan, umum dan administrasi (216.890.499) (241.369.713)
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Beban penjualan, umum dan administrasi Perseroan mengalami penurunan sebesar 10,1% menjadi
USD216,9 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD241,4 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama
disebabkan oleh menurunnya biaya profesional, dimana terdapat beban honorarium profesional dan
pembiayaan terkait akuisisi Oman Block 60 pada tahun 2023.
Penghasilan (beban) lain-lain
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
Beban pendanaan (307.332.759) (276.002.382)
Keuntungan atas dilusi investasi jangka panjang - 83.839.822
Kerugian dari kombinasi bisnis secara bertahap (15.440.850) -
Keuntungan penyesuaian nilai wajar aset keuangan 29.957.902 69.291.877
Pendapatan bunga 85.868.447 49.494.520
Bagian laba dari entitas asosiasi dan ventura bersama 113.101.263 39.328.058
Keuntungan pembelian diskon 51.586.361 36.173.977
Pendapatan dividen 18.870.000 31.768.200
Kerugian penurunan nilai aset (29.455.169) (59.635.411)
Beban lain-lain (21.136.896) (64.640.187)
Pendapatan lain-lain 28.454.800 25.943.650
Penghasilan (beban) lain-lain (45.526.901) (64.437.876)
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Beban lain-lain. Beban lain-lain mengalami penurunan sebesar 29,3% menjadi USD45,5 juta pada
tahun yang 2024, dibandingkan USD64,4 juta pada tahun 2023.
Beban pendanaan. Beban pendanaan mengalami kenaikan sebesar 11,4% menjadi USD307,3 juta
pada tahun 2024, dibandingkan USD276,0 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama berasal dari lebih
tingginya tingkat hutang sehubungan dengan pembiayaan akuisisi dari Oman Block 60 dan Block 48.
Keuntungan atas dilusi investasi jangka panjang. Keuntungan atas dilusi investasi jangka panjang
USD83,8 juta pada tahun 2023 berasal dari efek penawaran perdana saham Amman Tbk (“AMMN”)
pada Juli 2023. Pada tahun 2024, tidak terdapat keuntungan atas dilusi investasi jangka panjang yang
dibukukan.
Kerugian dari kombinasi bisnis secara bertahap. Perseroan mencatat kerugian sebesar USD15,4 juta
dari kerugian dari kombinasi bisnis secara bertahap pada tahun 2024. Selama tahun 2024, Perseroan
meningkatkan kepemilikan saham di Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. (“Transasia”), melalui
2 (dua) transaksi, terdiri dari pembelian 15% kepemilikan saham di bulan Mei 2024 (yang meningkatkan
kepemilikan Perseroan dari 35% menjadi 50%) dan selanjutnya tambahan pembelian 35% kepemilikan
saham di bulan November 2024. Perseroan mencatat kerugian yang berasal dari penilaian kembali
50% saham kepemilikan pada Transasia, untuk menghentikan pencatatan ekuitas sehubungan
dengan tambahan 35% kepemilikan yang mewajibkan Perseroan untuk mengakui pencatatan secara
konsolidasian untuk Transasia. Tidak ada kerugian dari kombinasi bisnis secara bertahap pada tahun
yang berakhir tanggal 31 Desember 2023.
37
Page 74
Keuntungan dari penyesuaian nilai wajar aset keuangan. Keuntungan dari penyesuaian nilai wajar aset
keuangan mengalami penurunan sebesar 56,8% menjadi USD30,0 juta pada tahun 2024, dibandingkan
USD69,3 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama disebabkan oleh menurunnya keuntungan yang berasal
dari penyesuaian nilai wajar atas investasi Perseroan di PT Sumber Mineral Citra Nusatara (“SMCN”)
dan PT Donggi Senoro LNG (“DSLNG”).
Pendapatan bunga. Pendapatan bunga mengalami kenaikan sebesar 73,5% menjadi USD85,9 juta
pada tahun 2024, dibandingkan USD49,5 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama berasal dari kenaikan
pendapatan bunga atas pinjaman pemegang saham Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd sehubungan
dengan tambahan kepemilikan saham secara bertahap pada tahun 2024.
Bagian laba dari entitas asosiasi dan ventura bersama. Bagian laba dari entitas asosiasi dan
ventura bersama mengalami peningkatan sebesar 187,6% menjadi USD113,1 juta pada tahun 2024,
dibandingkan USD39,3 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama disebabkan oleh meningkatnya kontribusi
bagian laba bersih dari PT Amman Mineral Internasional (“AMI”) terhadap Perseroan.
Keuntungan pembelian diskon. Keuntungan pembelian diskon mengalami peningkatan sebesar 42,6%
menjadi USD51,6 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD36,2 juta pada tahun 2023. Keuntungan
pembelian diskon pada tahun 2024 berasal dari pembelian tambahan 35% saham kepemilikan di
Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd pada bulan November 2024. Keuntungan pembelian diskon pada
tahun 2023 berasal dari akuisisi Block 60 Oman.
Pendapatan dividen. Pendapatan dividen mengalami penurunan sebesar 40,6% menjadi USD18,9 juta
pada tahun 2024, dibandingkan USD31,8 juta pada tahun 2023. Penurunan pendapatan dividen ini
berasal dari menurunnya bagi hasil keuntungan yang diterima dari PT Donggi Senoro LNG (DSLNG).
Kerugian penurunan nilai aset. Kerugian penurunan nilai aset mengalami penurunan sebesar 50,6%
menjadi USD29,5 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD59,6 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama
disebabkan oleh kerugian penurunan nilai aset pada tahun 2024 dimana sebagian besar berasal dari
Blok Simenggaris akibat perubahan asumsi proyeksi volume produksi dimana terdapat penurunan
sebesar 51% dibandingkan estimasi sebelumnya, dibandingkan pada tahun 2023 dimana sebagian
besar berasal dari Blok A akibat menurunnya perkiraan cadangan hidrokarbon sebesar 13,2%.
Beban lain-lain. Beban lain-lain mengalami penurunan sebesar 67,3% menjadi USD21,1 juta pada
tahun 2024, dibandingkan USD64,6 juta pada tahun 2023. Hal ini terutama disebabkan oleh penurunan
beban lain-lain yang berasal dari beban provisi dan penghapusan PPN sebesar USD7,3 juta pada tahun
2024 dibandingkan pada tahun 2023 sebesar USD43,8 juta yang terutama disebabkan oleh beban
provisi dan penghapusan PPN di Blok A, Aceh yang diperkirakan tidak dapat ditagihkan kembali.
Pendapatan lain-lain. Pendapatan lain-lain mengalami kenaikan sebesar 9,7% menjadi USD28,5 juta
pada tahun 2024, dibandingkan USD25,9 juta pada tahun 2023. Kenaikan ini terutama disebabkan
oleh keuntungan kurs mata uang asing dan pembalikan akrual pada tahun 2024 sehubungan dengan
biaya pengeboran tertentu yang telah kami penyisihannya pada tahun-tahun sebelumnya dan lebih
rendah dari yang awalnya dicatatkan, sebagian diimbangi oleh penurunan keuntungan atas penebusan
obligasi, terutama obligasi Dolar AS, dan keuntungan atas klaim arbitrase dan divestasi.
Laba sebelum pajak penghasilan dari operasi yang dilanjutkan
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
LABA SEBELUM PAJAK PENGHASILAN DARI OPERASI YANG DILANJUTKAN 671.050.389 727.853.432
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
38
Page 75
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Akibat hal-hal yang telah disebutkan di atas, Perseroan mencatat laba sebelum beban pajak penghasilan
dari operasi yang dilanjutkan mengalami penurunan sebesar USD56,8 juta atau 7,8% menjadi USD671,1
juta pada tahun 2024, dibandingkan USD727,9 juta pada tahun 2023.
Laba tahun berjalan
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
LABA TAHUN BERJALAN 380.206.515 345.768.603
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Akibat hal-hal tersebut di atas, Perseroan membukukan peningkatan laba tahun berjalan sebesar
USD34,4 juta atau 10,0% mejadi USD380,2 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD345,8 juta pada
tahun 2023.
Laba komprehensif tahun berjalan
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
PENGHASILAN KOMPREHENSIF LAIN YANG AKAN DIREKLASIFIKASI KE LABA RUGI
Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan (2.193.713) 15.568.582
Penyesuaian nilai wajar atas instrumen lindung nilai arus kas - setelah dikurangi pajak (4.803.600) (16.633.957)
Bagian rugi komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama (5.230.508) (584.143)
PENGHASILAN KOMPREHENSIF LAIN YANG TIDAK AKAN DIREKLASIFIKASI KE LABA
RUGI
Pengukuran kembali program imbalan kerja (136.556) 2.087.514
Pajak penghasilan terkait dengan pos yang tidak direklasifikasi ke laba rugi (59.848) 624.419
JUMLAH LABA KOMPREHENSIF TAHUN BERJALAN 367.782.290 346.831.018
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Jumlah laba komprehensif tahun berjalan meningkat sebesar 6,0% menjadi USD367,8 juta pada tahun
2024, dibandingkan USD346,8 juta pada tahun 2023.
Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan mengalami peningkatan kerugian sebesar 114,1%
menjadi kerugian USD2,2 juta pada tahun 2024 dibandingkan keuntungan USD15,6 juta pada tahun
2023. Hal ini disebabkan oleh kenaikan nilai tukar Rupiah terhadap Dolar AS pada tahun 2024
dibandingkan dengan penurunan nilai tukar Rupiah terhadap Dolar AS pada tahun 2023.
Penyesuaian nilai wajar atas instrumen lindung nilai arus kas - setelah dikurangi pajak mengalami
penurunan kerugian sebesar 71,1% menjadi USD4,8 juta pada tahun 2024 dibandingkan USD16,6 juta
pada tahun 2023. Hal ini terutaman disebabkan oleh keuntungan dari revaluasi utang jangka panjang
dalam mata uang Rupiah karena kenaikan nilai tukar Rupiah terhadap Dolar AS.
Bagian rugi komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama mengalami peningkatan sebesar
795,4% menjadi USD5,2 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD0,6 juta pada tahun 2023.
Peningkatan ini disebabkan oleh meningkatnya kontribusi bagian rugi komprehensif dari PT Amman
Mineral Internasional (“AMI”).
39
Page 76
3.5. Analisis Aset, Liabilitas dan Ekuitas
Aset
(dalam USD)
31 Desember
2024(1) 2023(2)
ASET
ASET LANCAR
Kas dan setara kas 637.024.448 353.948.953
Investasi jangka pendek 11.025.523 10.997.817
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya 60.411.625 70.786.698
Piutang usaha
- Pihak berelasi 8.442 69.401
- Pihak ketiga 361.303.415 347.794.448
Piutang lain-lain
- Pihak berelasi 109.155.022 64.311.886
- Pihak ketiga 120.933.309 157.832.652
Piutang sewa pembiayaan - bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun 30.826.137 38.149.716
Aset keuangan konsesi - bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun 33.383.537 32.833.257
Persediaan 156.124.598 126.768.353
Pajak dibayar di muka 2.260.789 5.932.028
Estimasi pengembalian pajak 1.776.473 -
Investasi pada saham 115.657.000 -
Beban dibayar di muka 9.572.024 10.604.947
Aset derivatif 1.873.705 2.393.239
Aset dimiliki untuk dijual 43.461.065 192.150.474
Aset lancar lain-lain 122.179.138 132.074.910
Jumlah Aset Lancar 1.816.976.250 1.546.648.779
ASET TIDAK LANCAR
Piutang lain-lain
- Pihak berelasi 502.193 1.175.893
- Pihak ketiga 15.312.282 15.695.772
Piutang sewa pembiayaan - setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun 119.966.586 124.478.495
Aset keuangan konsesi - setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun 547.347.966 461.038.028
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya - 134.709
Estimasi pengembalian pajak 4.621.359 4.244.792
Aset pajak tangguhan 130.565.420 138.264.206
Investasi pada saham 1.819.827.099 1.652.985.632
Aset tetap 109.403.217 64.675.306
Aset hak guna 235.228.298 215.276.954
Aset eksplorasi dan evaluasi 241.560.433 241.321.738
Aset minyak dan gas bumi 2.672.120.077 2.879.392.264
Goodwill 39.066.445 39.066.445
Aset derivatif 25.924.201 25.672.882
Aset lain-lain 148.468.539 58.244.374
Jumlah Aset Tidak Lancar 6.109.914.115 5.921.667.490
JUMLAH ASET 7.926.890.365 7.468.316.269
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs akhir tahun Rp16.162/USD untuk tahun 2024
2. Kurs akhir tahun Rp15.416/USD untuk tahun 2023
Tanggal 31 Desember 2024 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2023
Pada tanggal 31 Desember 2024, jumlah aset Perseroan adalah sebesar USD7.926,9 juta, dimana
terjadi peningkatan sebesar 6,1% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD7.468,3 juta.
Hal ini disebabkan terutama oleh peningkatan kas dan setara kas, investasi pada saham dan aset lain-
lain.
40
Page 77
Kas dan setara kas pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD637,0 juta, dimana terjadi
peningkatan sebesar 80,0% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD353,9 juta. Kebijakan
Perseroan dan/atau rencana terkait penggunaan kas sehubungan peningkatan signifikan pada
31 Desember 2024 tersebut digunakan untuk pembiayaan kembali (refinancing) pinjaman bank dan
obligasi Perseroan yang digunakan untuk belanja modal dan akuisisi aset.
Deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya lancar dan tidak lancar pada tanggal
31 Desember 2024 adalah sebesar USD60,4 juta, dimana terjadi penurunan sebesar 14,8% dibandingkan
posisi 31 Desember 2023 sebesar USD70,9 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh penurunan saldo
yang dibatasi penggunaannya terkait dengan pelunasan sebagian obligasi Dolar AS.
Piutang usaha pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD361,3 juta, dimana terjadi
peningkatan sebesar 3,9% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD347,9 juta. Hal ini
disebabkan terutama oleh kenaikan piutang usaha dari pelanggan di Oman terkait penjualan minyak
mentah. Tingkat kolektibilitas piutang usaha secara keseluruhan berkisar antara 30-35 hari, sesuai
dengan syarat pembayaran pada invoice. Progres pembayaran piutang usaha secara keseluruhan
tergolong lancar, sehingga saldo piutang usaha pada tanggal 31 Desember 2024 terutama merupakan
saldo piutang yang belum jatuh tempo dan sebagian besar piutang usaha sudah tertagih pada tahun
2025.
Piutang lain-lain pihak berelasi – lancar pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD109,2 juta,
dimana terjadi peningkatan sebesar 69,7% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD64,3
juta. Hal ini terutama disebabkan oleh kenaikan piutang dari PT Medco Daya Natuna terkait cash call
atas operasi bersama di Laut Natuna Selatan Blok B sesuai dengan Perjanjian Operasi Bersama.
Piutang lain-lain pihak berelasi merupakan transaksi-transaksi untuk melakukan kegiatan usaha dan
transaksi-transaksi yang berdasarkan Perjanjian Operasi Bersama, sehingga tidak termasuk dalam
ruang Lingkup Transaksi sesuai dengan POJK 42/2020, Bab II bagian Kesatu.
Aset dimiliki untuk dijual pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD43,5 juta, dimana terjadi
penurunan sebesar 77,4% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD192,2 juta. Hal ini
disebabkan terutama oleh penyelesaian pelepasan Ophir Vietnam Block 12W B.V. dan divestasi aset
Libya diimbangi dengan penambahan aset dimiliki untuk dijual atas aset Simenggaris.
Investasi pada saham lancar dan tidak lancar pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar
USD1.935,5 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 17,1% dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD1.653,0 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh pengakuan bagian laba bersih entitas
asosiasi dari PT Amman Mineral Internasional Tbk. dan tambahan investasi pada PT Transportasi Gas
Indonesia atas efek akuisisi bertahap Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd.
Aset minyak dan gas bumi pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD2.672,1 juta, dimana
terjadi penurunan sebesar 7,2% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD2.879,4 juta. Hal
ini disebabkan terutama oleh depresiasi tahun berjalan dan reklasifikasi aset minyak dan gas bumi blok
Simenggaris ke aset dimiliki untuk dijual.
Aset lain-lain lancar dan tidak lancar pada 31 Desember 2024 adalah sebesar USD270,6 juta, dimana
terjadi peningkatan sebesar 42,2%, dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD190,3 juta.
Hal ini terutama disebabkan oleh kenaikan uang muka pembelian terkait proyek di Laut Natuna Selatan
Blok B. Progres realisasi uang muka mengikuti jangka waktu perjanjian yang telah disepakati antara
Perseroan dan pihak terkait. Progres realisasi uang muka kontrak kepada pihak berelasi pada tahun
2024 adalah sebesar 43% dibandingkan dengan sebesar 15% pada tahun 2023.
41
Page 78
Liabilitas
(dalam USD)
31 Desember
2024(1) 2023(2)
LIABILITAS
LIABILITAS JANGKA PENDEK
Pinjaman bank jangka pendek 54.691.856 147.595.813
Utang usaha
- Pihak berelasi 37.769.518 40.044.334
- Pihak ketiga 305.828.073 248.142.272
Utang lain-lain
- Pihak berelasi 15.168.241 15.361.309
- Pihak ketiga 132.091.345 101.412.447
Utang pajak 76.869.454 85.509.669
Biaya akrual dan provisi lain-lain 276.060.037 240.001.718
Liabilitas derivatif 12.653.816 8.989.394
Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset dimiliki untuk dijual 13.817.699 72.105.575
Pinjaman jangka panjang yang jatuh tempo dalam satu tahun
- Pinjaman bank 162.501.916 156.613.607
- Pinjaman dari instansi keuangan non-bank 14.871 3.438.090
- Obligasi Rupiah 211.478.310 87.853.017
Liabilitas sewa 130.372.051 123.824.579
Liabilitas kontrak 76.068.456 91.178.344
Jumlah Liabilitas Jangka Pendek 1.505.385.643 1.422.070.168
LIABILITAS JANGKA PANJANG
Liabilitas jangka panjang - setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun
- Pinjaman bank 1.028.429.769 691.356.819
- Pinjaman dari instansi keuangan non-bank 69.990.180 21.212.390
- Obligasi Rupiah 330.777.880 422.274.407
- Obligasi Dolar AS 1.442.197.561 1.765.072.297
Liabilitas sewa 147.515.311 114.636.832
Liabilitas kontrak 83.090.632 948.536
Utang lain-lain 91.048.352 85.709.640
Liabilitas pajak tangguhan 686.476.118 730.969.579
Liabilitas imbalan kerja jangka panjang 35.598.353 31.523.104
Liabilitas derivatif 30.742.102 10.278.206
Liabilitas pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain 124.606.895 144.668.299
Jumlah Liabilitas Jangka Panjang 4.070.473.153 4.018.650.109
Jumlah Liabilitas 5.575.858.796 5.440.720.277
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs akhir tahun Rp16.162/USD untuk tahun 2024
2. Kurs akhir tahun Rp15.416/USD untuk tahun 2023
Tanggal 31 Desember 2024 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2023
Pada tanggal 31 Desember 2024, jumlah liabilitas Perseroan adalah sebesar USD5.575,9 juta, dimana
terjadi peningkatan sebesar 2,5% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD5.440,7 juta.
Hal ini disebabkan terutama oleh peningkatan pinjaman bank jangka panjang dan liabilitas kontrak.
Utang usaha pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD343,6 juta, dimana terjadi kenaikan
sebesar 19,2% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD288,2 juta. Hal ini terutama
disebabkan oleh peningkatan utang terkait lifting minyak dan gas. Pembayaran pelunasan utang
mengikuti syarat pembayaran sesuai tagihan yang berkisar antara 30-45 hari.
42
Page 79
Pinjaman bank jangka pendek dan jangka panjang pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar
USD1.245,6 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 25,1% dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD995,6 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh penerimaan pinjaman bank jangka panjang
selama tahun berjalan terutama berasal dari Bank Mandiri.
Utang pajak pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD76,9 juta, dimana terjadi penurunan
sebesar 10,1% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD85,5 juta. Hal ini disebabkan
terutama oleh pembayaran utang Pajak Penghasilan Badan selama tahun berjalan.
Obligasi Dolar AS pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD1.442,2 juta, dimana terjadi
penurunan sebesar 18,3% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD1.765,1 juta. Hal
ini disebabkan terutama oleh pelunasan obligasi dolar AS yang jatuh tempo di 2025 dan pelunasan
sebagian obligasi dolar AS yang jatuh tempo di tahun 2026 dan 2027.
Obligasi Rupiah pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD542,3 juta, dimana terjadi
peningkatan sebesar 6,3% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD510,1 juta. Hal ini
disebabkan terutama oleh penerimaan Obligasi Berkelanjutan Rupiah V Tahap II dan Sukuk Wakalah
Rupiah Berkelanjutan I Tahap III, diimbangi dengan pelunasan sebagian Obligasi Berkelanjutan Rupiah
IV Tahap I dan pelunasan Obligasi Berkelanjutan Rupiah II Tahap IV.
Liabilitas yang secara langsung berhubungan dengan aset dimiliki untuk dijual pada tanggal
31 Desember 2024 adalah sebesar USD13,8 juta, dimana terjadi penurunan sebesar 80,8% dibandingkan
posisi 31 Desember 2023 sebesar USD72,1 juta. Hal ini disebabkan terutama oleh penyelesaian
pelepasan Ophir Vietnam Block 12W B.V. dan divestasi aset Libya diimbangi dengan penambahan aset
dimiliki untuk dijual atas aset Simenggaris.
Liabilitas pajak tangguhan pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD686,5 juta, dimana
terjadi penurunan sebesar 6,1% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD731,0 juta. Hal ini
disebabkan terutama oleh realisasi liabilitas pajak tangguhan terkait aset minyak dan gas bumi.
Biaya akrual dan provisi lain-lain pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD276,1 juta,
dimana terjadi peningkatan sebesar 15% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD240,0
juta. Hal ini disebabkan terutama oleh peningkatan biaya akrual terkait kontrak jasa sehubungan
dengan aktivitas eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi dan peningkatan biaya akrual atas
bunga obligasi dolar AS.
Utang lain-lain pihak ketiga lancar dan tidak lancar pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar
USD223,1 juta, dimana terjadi peningkatan sebesar 19,2% dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD187,1 juta. Hal ini terutama disebabkan oleh peningkatan utang terkait biaya eksplorasi
dan evaluasi dan adanya peningkatan kewajiban pajak atas First Tranche Petroleum disebabkan oleh
peningkatan pendapatan.
Liabilitas derivatif pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD43,4 juta, dimana terjadi
peningkatan sebesar 125,2% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD19,3 juta. Hal ini
disebabkan terutama oleh kenaikan nilai wajar derivatif atas perjanjian swap atas mata uang asing,
perjanjian swap atas tingkat suku bunga dan perjanjian collar komoditas yang dilakukan oleh Perseroan.
Ekuitas
(dalam USD)
31 Desember
2024(1) 2023(2)
EKUITAS
Modal saham - nilai nominal Rp25 per saham
- Modal dasar 55.000.000.000 saham pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023
- Diterbitkan dan disetor penuh 25.136.231.252 saham pada tanggal 31 Desember 2024 121.798.946 121.798.946
dan 2023
- Saham treasuri 71.453.088 saham pada tanggal 31 Desember 2024 dan 106.731.368
saham pada tanggal 31 Desember 2023 (346.230) (517.173)
121.452.716 121.281.773
43
Page 80
(dalam USD)
31 Desember
2024(1) 2023(2)
Tambahan modal disetor 498.076.092 496.239.219
Dampak perubahan transaksi ekuitas entitas anak/entitas asosiasi (72.514.729) (72.514.729)
Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan (35.151.908) (37.367.121)
Penyesuaian nilai wajar atas instrumen lindung nilai arus kas 11.809.109 17.532.866
Selisih nilai transaksi dengan kepentingan nonpengendali 6.400.562 6.400.562
Bagian laba komprehensif lain entitas asosiasi dan ventura bersama 6.296.231 11.526.739
Pengukuran kembali program imbalan pasti 37.729.025 37.936.077
Saldo laba
- Ditentukan penggunaannya 10.435.835 10.435.835
- Tidak ditentukan penggunaannya 1.534.193.218 1.237.072.077
Jumlah ekuitas yang dapat diatribusikan kepada pemilik entitas induk 2.118.726.151 1.828.543.298
Kepentingan nonpengendali 232.305.418 199.052.694
Jumlah Ekuitas 2.351.031.569 2.027.595.992
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs akhir tahun Rp16.162/USD untuk tahun 2024
2. Kurs akhir tahun Rp15.416/USD untuk tahun 2023
Tanggal 31 Desember 2024 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2023
Pada tanggal 31 Desember 2024, jumlah ekuitas Perseroan adalah sebesar USD2.351,0 juta, dimana
terjadi peningkatan sebesar 16,0% dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar USD2.027,6 juta.
Hal ini disebabkan terutama oleh peningkatan saldo laba yang berasal dari laba bersih Perseroan pada
tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2024.
3.6. Likuiditas dan Sumber Permodalan
Likuiditas dan Sumber Pendanaan
Kebutuhan operasi, belanja modal dan modal kerja Perseroan secara internal didanai dari kas yang
diperoleh dari operasi serta secara eksternal diperoleh dari pinjaman jangka pendek maupun jangka
panjang, termasuk pinjaman bank dan obligasi.
Per tanggal 31 Desember 2024, Perseroan memiliki pinjaman bank jangka pendek yang tersedia senilai
USD54,7 juta dan pinjaman bank jangka panjang senilai USD1.190,9 juta.
Per tanggal 31 Desember 2024, Perseroan memiliki kas dan setara kas sebesar USD637,0 juta, yang
terdiri dari kas dan deposito berjangka dengan tanggal jatuh tempo yang tidak melebihi tiga bulan dan
juga tidak dijaminkan.
Perseroan tidak memiliki kecenderungan yang diketahui, permintaan, perikatan atau komitmen, kejadian
dan/atau ketidakpastian yang mungkin mengakibatkan terjadinya peningkatan atau penurunan yang
material terhadap likuiditas Perseroan.
Apabila Perseroan dan Perusahaan Anak tidak menghasilkan arus kas dari operasi yang cukup dan
dengan mempertimbangkan kondisi pasar, Perseroan dan Perusahaan Anak masih memiliki sumber
pendanaan lain yaitu melalui pinjaman jangka pendek maupun jangka panjang, termasuk pinjaman
bank dan obligasi, dan sumber pendanaan lainnya.
Tidak terdapat pembatasan yang ada terhadap kemampuan Perusahaan Anak untuk mengalihkan dana
kepada Perseroan.
Perseroan menyatakan memiliki kecukupan modal kerja.
44
Page 81
Ikhtisar Laporan Arus Kas Konsolidasian
Pola arus kas operasi Perseroan umumnya bersumber dari penerimaan kas yang diperoleh dari hasil
operasi Perseroan sesuai dengan karakteristik bisnis usaha yaitu berasal dari penjualan minyak,
gas bumi, dan ketenagalistrikan. Sedangkan arus kas keluar operasi Perseroan termasuk namun
tidak terbatas pada (i) pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan, dan (ii) pembayaran pajak
penghasilan.
Jumlah kas neto yang diperoleh dari atau digunakan untuk aktivitas operasi Perseroan secara siklus
bisnis tergantung dari harga komoditas dan kontrak penjualan. Selain itu faktor-faktor lain yang
mempengaruhi siklus bisnis Perseroan juga disebabkan oleh sisa cadangan dari minyak dan gas bumi,
termasuk strategi Perseroan dalam me-monetisasi cadangan tersebut.
Pola arus kas investasi umumnya bergantung pada bagaimana Perseroan melakukan alokasi dana
untuk berinvestasi pada aset-aset tidak lancar dan sumber daya untuk pertumbuhan di masa depan.
Sesuai dengan karakteristik bisnis Perseroan, kas yang digunakan untuk aktivitas investasi terkait
pengembangan proyek dan akuisisi, seperti untuk penambahan aset minyak dan gas bumi, penambahan
aset eksplorasi dan evaluasi, penambahan aset konsesi dan juga akuisisi bisnis. Sementara, kas yang
diperoleh dari aktivitas investasi meliputi penerimaan dari pelepasan entitas anak, penjualan investasi
jangka panjang, dividen kas dari entitas asosiasi, penjualan investasi jangka panjang dan penerimaan
bunga.
Pola arus kas pendanaan umumnya berasal dari keputusan perusahaan terkait struktur permodalan
dan pembiayaannya, seperti penerbitan dan pelunasan utang atau ekuitas, serta pembayaran dividen.
Dengan demikian untuk membiayai pengembangan proyek-proyek jangka panjang dan akuisisi bisnis
Perseroan, maka Perseroan memperoleh kas dari pinjaman bank, penerbitan obligasi maupun penarikan
deposito. Sementara itu, pengeluaran kas terkait aktivitas pendanaan berupa pelunasan pinjaman bank,
pelunasan obligasi, pembayaran beban pendanaan, pembayaran liabilitas sewa, pembayaran dividen
dan pembelian kembali obligasi.
Tabel berikut ini menyajikan informasi tertentu sehubungan data arus kas Perseroan untuk tahun 2024
dan 2023:
(dalam USD)
2024(1) 2023(2)
Kas neto diperoleh dari aktivitas operasi 1.219.541.609 723.225.943
Kas neto digunakan untuk aktivitas investasi (368.970.436) (629.251.025)
Kas neto digunakan untuk aktivitas pendanaan (569.204.360) (346.626.214)
Kenaikan (penurunan) neto kas dan setara kas dari operasi yang dilanjutkan 281.366.813 (252.651.296)
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Arus Kas dari Aktivitas Operasi
Tahun 2024
Kas neto yang diperoleh dari aktivitas operasi pada tahun 2024 mencapai USD1.219,5 juta, dan
terutama terdiri dari penerimaan kas dari pelanggan sebesar USD2.427,9 juta, yang sebagian diimbangi
dengan pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan sebesar USD871,9 juta dan pembayaran
pajak penghasilan sebesar USD336,5 juta.
Tahun 2023
Kas neto yang diperoleh dari aktivitas operasi pada tahun 2023 mencapai USD723,2 juta, dan terutama
terdiri dari penerimaan kas dari pelanggan sebesar USD2.096,7 juta, yang sebagian diimbangi dengan
pembayaran kas kepada pemasok dan karyawan sebesar USD880,1 juta dan pembayaran pajak
penghasilan sebesar USD493,4 juta.
45
Page 82
Arus Kas dari Aktivitas Investasi
Tahun 2024
Kas neto yang digunakan untuk aktivitas investasi pada tahun 2024 mencapai USD369,0 juta, yang
terutama terdiri dari penambahan aset minyak dan gas bumi sebesar USD343,9 juta, terutama pada
aset Natuna, Oman Blok 60 dan Grissik dan penambahan aset lain-lain terkait uang muka pembelian
aset sebesar USD112,9 juta, yang sebagian diimbangi oleh penerimaan dari pelepasan entitas anak
atau asosiasi sebesar USD117,9 juta terkait pelepasan Vietnam dan Libya.
Tahun 2023
Kas neto yang digunakan untuk aktivitas investasi pada tahun 2023 mencapai USD629,3 juta, yang
terutama terdiri dari akuisisi bisnis setelah dikurangi kas yang diperoleh terkait Oman sebesar USD520,3
juta, penambahan aset minyak dan gas bumi sebesar USD237,8 juta, terutama pada aset Natuna,
Grissik dan Thailand, perolehan aset tetap sebesar USD44,5 juta, penambahan investasi jangka panjang
sebesar USD35,0 juta yang sebagian besar terkait penambahan investasi di SMCN, yang sebagian
diimbangi oleh penerimaan dari piutang lain-lain sebesar USD157,8 juta yang sebagian besar berasal
dari SMCN terkait penjualan kepemilikan di PT Amman Mineral Internasional, penerimaan dividen kas
dari DSLNG sebesar USD31,8 juta, dan penerimaan dari pelepasan entitas anak atau asosiasi sebesar
USD28,0 juta terutama terkait pelepasan kepemilikan atas blok Sinphuhorm di Thailand.
Arus Kas dari Aktivitas Pendanaan
Tahun 2024
Kas neto yang digunakan untuk aktivitas pendanaan pada tahun 2024 mencapai USD569,2 juta, yang
terutama terdiri dari pembayaran utang jangka panjang lainnya sebesar USD391,6 juta yang sebagian
besar untuk pembayaran Obligasi Dolar AS dan Obligasi Rupiah, pembayaran pinjaman bank sebesar
USD369,3 juta yang sebagian besar untuk pembayaran pinjaman fasilitas kredit Mandiri dan pinjaman
jangka pendek, pembayaran beban pendanaan sebesar USD252,9 juta, pembayaran liabilitas sewa
sebesar USD177,0 juta, pembayaran dividen kepada pemegang saham sebesar USD70,2 juta, dan
pembelian kembali obligasi sebesar USD49,6 juta, yang sebagian diimbangi dengan penerimaan
pinjaman bank sebesar USD559,3 juta yang sebagian besar berasal dari pinjaman dari Bank Mandiri
dan pinjaman sindikasi, serta penerimaan utang jangka panjang lainnya sebesar USD205,5 juta yang
terutama berasal dari Obligasi Rupiah.
Tahun 2023
Kas neto yang digunakan untuk aktivitas pendanaan pada tahun 2023 mencapai USD346,6 juta,
yang terutama terdiri dari pembayaran pinjaman bank sebesar USD759,2 juta yang sebagian besar
untuk pembayaran pinjaman bank jangka pendek, pinjaman bank jangka panjang dan pinjaman
sindikasi, pembayaran utang jangka panjang lainnya sebesar USD515,5 juta yang sebagian besar
untuk pembayaran Obligasi Rupiah dan Obligasi Dolar AS, pembayaran beban pendanaan sebesar
USD258,8 juta, pembayaran liabilitas sewa sebesar USD139,9 juta, pembayaran dividen sebesar
USD64,3 juta, yang sebagian diimbangi dengan penerimaan pinjaman bank sebesar USD803,9 juta
yang sebagian besar berasal dari pinjaman jangka pendek dan pinjaman sindikasi, penerimaan utang
jangka panjang lainnya sebesar USD574,3 juta yang sebagian besar berasal dari Obligasi Dolar AS dan
Obligasi Rupiah, serta penarikan deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya sebesar
USD66,5 juta.
46
Page 83
3.7. Rasio
31 Desember 31 Desember
2024 2023
Perseroan
Rasio lancar(1) 1,21x 1,09x
Rasio liabilitas terhadap ekuitas (debt to equity)(2)(A) 1,40x 1,63x
Rasio liabilitas neto terhadap ekuitas (net debt to equity ratio)(3) 1,13x 1,45x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah ekuitas 2,37x 2,68x
Rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah aset 0,70x 0,73x
Rasio imbal hasil atas aset(4) 4,80% 4,63%
Rasio imbal hasil atas ekuitas(5) 16,17% 17,05%
Rasio imbal hasil atas pendapatan 15,85% 15,37%
Rasio aset minyak dan gas bumi - bersih terhadap jumlah aset 0,34x 0,39x
Rasio penjualan(6) terhadap jumlah aset 0,30x 0,30x
Rasio modal kerja bersih(7) terhadap penjualan(6) 0,13x 0,06x
Rasio pertumbuhan penjualan(8) terhadap pertumbuhan kas bersih yang
diperoleh dari aktivitas usaha(9) 0,30x 0,16x
Rasio jumlah kas bersih yang diperoleh dari aktivitas usaha terhadap laba
bersih(10) 3,21x 2,09x
Rasio EBITDA(11) terhadap beban keuangan ̶ bersih (net interest coverage
ratio)(12)(A) 5,74x 5,54x
Rasio EBITDA(11) terhadap beban keuangan (interest coverage ratio) 4,14x
Net leverage ratio(13)(A) 1,75x 2,09x
Debt service coverage ratio 1,67x 2,00x
MPI(15)
Adjusted Debt to Equity Ratio(16) 1,35x 1,12x
Adjusted EBITDA to Interest Ratio(17) 1,17x 1,63x
Catatan:
(1) Rasio lancar dihitung dengan cara membandingkan jumlah aset lancar dengan jumlah liabilitas jangka pendek masing-
masing pada 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, obligasi Rupiah, obligasi Dolar AS) dengan jumlah ekuitas, masing-masing pada 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, obligasi Rupiah, obligasi Dolar AS) dan dikurangi dengan kas dan setara kas, dengan jumlah ekuitas, masing-masing
pada tahun yang bersangkutan.
(4) Rasio imbal hasil atas aset dihitung dengan cara membandingkan jumlah laba tahun berjalan untuk tahun yang bersangkutan
dengan jumlah aset pada tahun yang bersangkutan.
(5) Rasio imbal hasil atas ekuitas dihitung dengan cara membandingkan jumlah laba tahun berjalan untuk tahun yang
bersangkutan dengan jumlah ekuitas pada tahun yang bersangkutan.
(6) Penjualan terdiri dari pendapatan dari kontrak dengan pelanggan dan pendapatan bunga.
(7) Modal kerja bersih adalah jumlah aset lancar dikurangi jumlah liabilitas jangka pendek masing-masing pada tahun yang
bersangkutan.
(8) Pertumbuhan penjualan dihitung dengan cara membandingkan jumlah pendapatan untuk tahun yang bersangkutan dengan
jumlah pendapatan untuk tahun sebelumnya.
(9) Pertumbuhan kas yang diperoleh dari aktivitas usaha dihitung dengan cara membandingkan jumlah kas bersih yang
dihasilkan dari aktivitas operasi untuk tahun yang bersangkutan dengan kas bersih yang dihasilkan dari operasi untuk tahun
sebelumnya.
(10) Laba bersih merupakan laba tahun berjalan.
(11) EBITDA adalah laba kotor dikurangi beban penjualan, umum dan administrasi dengan mengecualikan beban depresiasi
yang diakui pada beban pokok penjualan dan biaya langsung lainnya dan beban penjualan, umum dan administrasi.
(12) Beban keuangan bersih dihitung dengan cara menjumlahkan beban pendanaan dari semua kewajiban atau utang yang
berbunga setelah dikurangi dengan pendapatan bunga.
(13) Net leverage ratio dihitung dengan cara membandingkan jumlah keseluruhan pinjaman perusahaan-perusahaan yang
tergabung dalam Grup tertentu yang masih terutang pada periode tertentu, dikurangi kas dan setara kas, bagian lancar
deposito dan rekening bank yang dibatasi penggunaannya, dan investasi kas jangka pendek dari Grup tertentu, dengan
total EBITDA (14) perusahaan-perusahaan yang tergabung dalam Grup tertentu untuk periode empat kuartal untuk periode
tertentu.
47
Page 84
(14) EBITDA dihitung dari laba bersih perusahaan-perusahaan yang tergabung dalam Grup tertentu lalu dikurangkan dengan:
(1) Beban pendanaan setelah ditambah dengan bunga yang dikapitalisasi dan dikurangi unwinding of discount liabilitas
pembongkaran aset dan restorasi area dan provisi lain-lain perusahaan-perusahaan yang tergabung dalam Grup
tertentu
(2) Beban pajak (selain beban pajak diatribusikan kepada komponen yang tidak berulang atau penjualan aset)
(3) Beban penyusutan dan beban amortisasi (tidak termasuk beban depresiasi dan amortisasi sehubungan dengan liabilitas
pembongkaran aset, restorasi area, dan provisi lain-lain; dan terkait dengan transaksi sewa pembiayaan); dan
(4) Semua transaksi non-kas yang menurunkan atau meningkatkan laba bersih (selain dari beban akrual dan akrual atas
pendapatan dari aktivitas bisnis perseroan)
(A) Pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, Perseroan telah memenuhi rasio liabilitas terhadap ekuitas (maksimum 3x);
rasio EBITDA terhadap Beban Keuangan Bersih (minimum 1x); dan net leverage ratio (maksimum 5x).
(15) Diambil dari Laporan Keuangan Konsolidasian MPI yang tidak dicantumkan dalam Prospektus ini.
(16) Adjusted Debt to Equity Ratio: Total konsolidasi utang bank MPI serta efek bersifat utang atau sukuk dikurangi pinjaman yang
berasal dari proyek PLTP Sarulla dibagi dengan jumlah ekuitas konsolidasi tanpa memperhitungkan ekuitas yang berasal
dari proyek PLTP Sarulla;
(17) Adjusted EBITDA to Interest Ratio: EBITDA konsolidasi MPI setelah dikurangi EBITDA yang berasal dari proyek PLTP Sarulla
dibagi beban bunga konsolidasi tanpa beban bunga yang berasal dari proyek PLTP Sarulla.
3.8. Pembelian Barang Modal (Capital Expenditure)
Tabel berikut ini menyajikan informasi tertentu sehubungan belanja modal Perseroan untuk tahun-tahun
yang berakhir tanggal 31 Desember 2024 dan 2023.
(dalam juta USD)
2024(1) 2023(2)
Biaya perawatan 167,7 121,3
Pengeboran sumur pengembangan 176,4 130,7
Eksplorasi 21,1 10,3
Power (Net) 70,9 72,2
Total 436,1 334,6
Catatan:
Jumlah tersaji di atas merupakan pengeluaran Perseroan berdasarkan hak partasipasi Perseroan dalam proyek.
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Mayoritas belanja modal untuk kegiatan eksplorasi dan pengembangan terdiri dari pengeboran
eksplorasi dan pengembangan.
Arahan belanja modal Perseroan untuk tahun 2025 adalah sebesar USD430 juta (USD400 juta untuk
pengembangan minyak dan gas dan USD30 juta untuk pengembangan Power (Net)). Sebagian besar
belanja modal ini akan dipergunakan untuk pengembangan proyek Laut Natuna Selatan Blok B (Forel,
Bronang, West Belut dan Terubuk), Corridor (Suban, Rawa, Dayung, Sambar dan Sumpal), Blok A dan
Senoro tahap 2, serta pengeboran di Blok 60 Oman.
Kemampuan Perseroan untuk mempertahankan dan mengembangkan pendapatan, laba bersih dan
arus kas Perseroan tergantung pada pembelanjaan modal yang berkesinambungan. Rencana belanja
modal Perseroan melibatkan berbagai risiko, kontinjensi dan faktor-faktor lainnya, seperti harga minyak
dan gas, faktor geologis, permintaan asar, peluang akuisisi dan kesuksesan program pengeboran
Perseroan, dan sebagian di antaranya berada di luar kendali Perseroan. Perseroan melakukan
penyesuaian atas rencana belanja modal dan anggaran investasi secara berkala, berdasarkan
faktor-faktor yang dipandang relevan oleh Perseroan. Dengan demikian, belanja modal dan investasi
Perseroan yang sebenarnya di masa depan mungkin berbeda dari jumlah yang telah dianggarkan saat
ini, dan perbedaan tersebut mungkin signifikan.
Komitmen Investasi Barang Modal
Lapangan Terubuk berada di bagian Barat Laut dari area Blok B, berjarak 37 km dari Lapangan Belida
dan sekitar 43 km dari fasilitas produksi Hang Tuah. Skenario pengembangan Lapangan Terubuk
mencakup 2 (dua) Wellhead Platform dan 6 (enam) sumur pengembangan, dengan rincian sebagai
berikut:
48
Page 85
Nama proyek : Proyek Pengembangan Minyak dan Gas Terubuk
Lokasi : Laut Natuna Selatan Blok B
Nilai keseluruhan : USD330.892.480
Bagian yang sudah terealisasi : USD172.239.239
(per 31 Desember 2024)
Status Proyek : 66%
Sumber Dana yang Digunakan : Kas Internal Perseroan
Tanggal Penting Persetujuan Proyek : - Persetujuan POD Lapangan Terubuk di Laut Natuna
Selatan Blok B disetujui pada 24 Maret 2023
- Persetujuan FID pada 14 Jun 2024
- Topside-L Sail Away pada 3 April 2025
Proyek selesai pada : Q2-2025 (Terubuk WHP-L) dan Q4-2025 (Terubuk WHP-M)
Tujuan investasi proyek : - Monetisasi cadangan gas dan minyak di Lapangan Terubuk
Wilayah kerja Laut Natuna Selatan Blok B PSC
- Memberikan tambahan pemasukan bagi Negara
Estimasi Volume Produksi : 60 MMSCFD
3.9. Operasi per Segmen
Informasi segmen operasi Perseroan pada tahun 2024 dan 2023 adalah sebagai berikut:
(dalam jutaan USD, kecuali dinyatakan lain)
Keterangan 2024(1) 2023(2)
Total Produksi
Eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi (mboepd) 152 160
Listrik (GWh) 4.108 4.155
Penjualan
Eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi 1.501,3 1.627,6
Jasa 14,6 7,7
Listrik 204,6 280,9
Perdagangan 678,6 333,1
Total Penjualan 2.399,2 2.249,3
Laba tahun berjalan yang diatribusikan kepada pemilik Entitas Induk
Eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi 366,2 340,4
Jasa (4,3) 6,9
Listrik (17,9) (8,5)
Perdagangan (2,7) (43,6)
Holding dan operasional terkait 209,2 242,9
Operasi yang dihentikan (183,1) (207,4)
Total Laba tahun berjalan yang diatribusikan kepada pemilik Entitas Induk 367,4 330,7
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah sebagai berikut:
1. Kurs rata-rata Rp15.847/USD untuk tahun 2024
2. Kurs rata-rata Rp15.255/USD untuk tahun 2023
Produksi minyak dan gas bumi Perseroan mengalami penurunan sebesar 8 mboepd, dari yang
sebelumnya produksi mencapai 160 mboepd pada tahun 2023, menjadi 152 mboepd untuk tahun 2024.
Penurunan produksi di tahun 2024 terutama disebabkan oleh penurunan hak partisipasi di Blok Corridor
dan sebagian dikompensasi oleh produksi untuk tahun penuh dari Blok Oman 60 (transaksi akuisisi
efektif pada 12 Desember 2023). Selain itu, produksi listrik juga mengalami penurunan dari yang
sebelumnya produksi mencapai 4.155 GWh pada tahun 2023, menjadi 4.108 GWh untuk tahun 2024.
Penjualan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi (termasuk oil trading) mengalami peningkatan
sebesar USD219,2 juta atau 11,2% menjadi USD2.180,0 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD1.960,7
juta untuk tahun 2023. Peningkatan penjualan tahun berjalan Perseroan terutama dikarenakan oleh
peningkatan penjualan minyak di tahun 2024 sebagai hasil akuisisi blok Oman 60 pada bulan Desember
2023.
49
Page 86
Penjualan jasa mengalami peningkatan sebesar USD6,9 juta atau 89,7% menjadi USD14,6 juta pada
tahun 2024, dibandingkan USD7,7 juta untuk tahun 2023.
Penjualan listrik mengalami penurunan sebesar USD76,3 juta atau 27,2% menjadi USD204,6 juta pada
tahun 2024, dibandingkan USD280,9 juta untuk tahun 2023.
Perseroan mengalami peningkatan laba tahun berjalan dari yang sebelumnya sebesar USD36,7 juta
atau 11,1% menjadi USD367,4 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD330,7 juta untuk tahun 2023.
Laba tahun berjalan dari segmen eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi (termasuk oil trading)
mengalami kenaikan sebesar USD66,6 juta atau 22,4% menjadi USD363,4 juta pada tahun 2024,
dibandingkan USD296,8 juta untuk tahun 2023.
Rugi tahun berjalan dari segmen jasa mengalami peningkatan sebesar USD11,2 juta atau 162,6%
menjadi rugi sebesar USD4,3 juta pada tahun 2024, dibandingkan laba sebesar USD6,9 juta untuk
tahun 2023.
Rugi tahun berjalan dari segmen listrik mengalami peningkatan sebesar USD9,4 juta atau 109,8%
menjadi rugi sebesar USD17,9 juta pada tahun 2024, dibandingkan rugi sebesar USD8,5 juta untuk
tahun 2023.
Laba tahun berjalan dari segmen holding dan operasional terkait mengalami penurunan sebesar
USD33,7 juta atau 13,9% menjadi USD209,2 juta pada tahun 2024, dibandingkan USD242,9 juta untuk
tahun 2023.
Rugi tahun berjalan dari segmen operasi yang dihentikan mengalami penurunan sebesar USD24,3
juta atau 11,7% menjadi rugi sebesar USD183,1 juta pada tahun 2024, dibandingkan rugi sebesar
USD207,4 juta untuk tahun 2023.
3.10. Analisis Jatuh Tempo Pinjaman
Tabel di bawah ini menggambarkan periode jatuh tempo liabilitas keuangan Perseroan dan Perusahaan
Anak untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2024 berdasarkan pembayaran kontraktual
yang tidak didiskontokan:
(dalam USD)
Dalam jangka Lebih dari 5
Keterangan 1-2 Tahun 3-5 Tahun Total
waktu 1 tahun tahun
Utang usaha
Pihak berelasi 37.769.518 - - - 37.769.518
Pihak ketiga 305.828.073 - - - 305.828.073
Utang lain-lain
Pihak berelasi 15.168.241 - - - 15.168.241
Pihak ketiga 132.091.345 19.151.824 22.297.339 49.599.189 223.139.697
Biaya akrual 276.060.037 - - - 276.060.037
Pinjaman bank
Pokok pinjaman 219.396.938 201.137.023 682.882.957 174.855.422 1.278.272.340
Beban bunga masa depan 89.020.090 71.705.942 124.289.157 72.948.019 357.963.208
Pinjaman dari instansi keuangan non bank
Pokok pinjaman 14.871 1.908.884 8.416.112 59.665.184 70.005.051
Beban bunga masa depan 5.179.487 5.179.272 15.105.513 56.838.833 82.303.105
Obligasi Dolar AS
Pokok pinjaman - 242.319.000 1.233.330.000 - 1.475.649.000
Beban bunga masa depan 111.142.462 99.832.306 145.239.247 - 356.214.015
Obligasi Rupiah
Pokok pinjaman 211.564.474 50.643.175 187.185.374 94.833.870 544.226.893
Beban bunga masa depan 37.615.299 26.776.357 47.772.500 7.135.663 119.299.819
Liabilititas sewa 145.857.245 67.073.320 93.435.959 309.773 306.676.297
Liabilitas derivatif 12.653.816 4.457.133 21.217.850 5.067.119 43.395.918
Catatan:
Mengacu pada nilai kurs tengah Bank Indonesia, nilai tukar yang digunakan Perseroan adalah kurs akhir tahun Rp16.162/USD
untuk tahun 2024
50
Page 87
Dalam waktu 3 (tiga) bulan setelah tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perseroan memiliki utang yang
akan jatuh tempo dengan rincian sebagai berikut:
(dalam USD)
Saldo per Jumlah Terutang yang
Utang
31 Desember 2024 akan jatuh tempo
Utang usaha
Pihak berelasi 37.769.518 37.769.518
Pihak ketiga 305.828.073 271.990.355
Utang lain-lain
Pihak berelasi 15.168.241 15.168.241
Pihak ketiga 223.139.697 74.092.579
Biaya akrual 276.060.037 219.097.904
Pinjaman bank
Pokok pinjaman 1.278.272.340 23.069.247
Beban bunga masa depan 357.963.208 22.198.802
Pinjaman dari instansi keuangan non bank
Pokok pinjaman 70.005.051 7.759
Beban bunga masa depan 82.303.105 1.277.217
Obligasi Dolar AS
Pokok pinjaman 1.475.649.000 -
Beban bunga masa depan 356.214.015 27.404.991
Obligasi Rupiah
Pokok pinjaman 544.226.893 29.470.363
Beban bunga masa depan 119.299.819 10.823.058
Liabilitas sewa 306.676.297 42.411.781
Liabilitas derivatif 43.395.918 4.894.224
Dalam periode 3 (tiga) bulan ke depan, Perseroan merencanakan pemenuhan seluruh kewajiban jangka
pendek, melalui arus kas masuk dari kegiatan operasional, khususnya pendapatan penjualan minyak
dan gas bumi. Produksi dan penjualan minyak serta gas bumi saat ini menunjukkan kinerja yang stabil
dan memberikan kontribusi kas operasional yang cukup untuk mendukung kebutuhan likuiditas jangka
pendek.
Dalam pemenuhan kewajiban pembayaran utang yang akan jatuh tempo, Perseroan memiliki cadangan
likuiditas yang mencukupi yang tercermin dalam current ratio Desember 2024 sebesar 1,21x.
3.11. Kebijakan Pemerintah yang Berdampak terhadap Kegiatan usaha Perseroan dan Perusahaan
Anak
Kebijakan pemerintah dan institusi terkait di bidang fiskal, moneter, ekonomi publik, serta dinamika
politik dalam dan luar negeri dapat berdampak langsung maupun tidak langsung terhadap kegiatan
usaha dan investasi Perseroan dan Perusahaan Anak. Perubahan kebijakan subsidi energi, regulasi
perpajakan sektor migas, fluktuasi nilai tukar akibat kebijakan moneter, serta kebijakan iklim dan transisi
energi global dapat memengaruhi biaya operasional, struktur pembiayaan, dan nilai aset Perseroan,
yang pada akhirnya tercermin dalam laporan keuangan konsolidasian.
Perusahaan minyak dan gas yang beroperasi di Indonesia sangat diatur, termasuk terkait dengan,
antara lain, biaya dan kewajiban DMO (Domestic Market Obligation), yang mempengaruhi biaya dan
pendapatan, izin dan lisensi, kesehatan, keselamatan dan lingkungan, serta masalah perpajakan, dan
juga dapat diaudit oleh pemerintah dalam berbagai hal. Memastikan kepatuhan terhadap peraturan
memerlukan sumber daya yang signifikan dan merupakan bagian yang berkelanjutan dari operasi
Perseroan. Kegagalan untuk mematuhi peraturan dapat berdampak buruk bagi Perseroan, termasuk
menyebabkan tidak diperbaharuinya lisensi atau izin. Sebagai contoh, dalam hal ekspor gas pipa,
pembaruan izin kuartalan diperlukan di Indonesia, ketidakmampuan untuk memperoleh izin yang
diperlukan dapat memengaruhi kepentingan eksplorasi dan produksi, biaya kontrol keselamatan dan
kesehatan serta pengendalian lingkungan, serta pembatasan terhadap pengeboran dan produksi.
51
Page 88
Baru-baru ini, Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 176.K/MG.01/MEM.M/2024
mengenai Pedoman Penilaian Pelaksanaan Sistem Manajemen Keselamatan Migas, menetapkan
pedoman baru yang berlaku untuk menilai kepatuhan terhadap kriteria sistem manajemen keselamatan
migas dan peraturan keselamatan lainnya yang terkait dengan industri minyak dan gas. Setiap sistem
manajemen yang diterapkan oleh perusahaan minyak dan gas harus dinilai oleh pemerintah untuk
mendapatkan persetujuan tertentu yang diperlukan. Perseroan juga menghadapi risiko nasionalisasi,
ekspropriasi, atau pembatalan hak kontrak oleh pemerintah. Perseroan beroperasi di beberapa
negara dan oleh karena itu terpapar pada risiko yang terkait dengan hukum dan peraturan di masing-
masing negara tersebut. Perseroan di masa lalu telah memperoleh aset di pasar baru dan mungkin
akan melakukannya lagi di masa depan. Operasi Perseroan di pasar ini tunduk pada peraturan yang
signifikan dan Perseroan mungkin tidak seberhasil saat mematuhi peraturan tersebut atau mengelola
hubungan dengan regulator di yurisdiksi baru seperti yang dilakukan di Indonesia.
Bisnis listrik di Indonesia sangat diatur dan beberapa peraturan membatasi harga yang dapat dikenakan
untuk daya serta memberikan pembatasan lainnya terkait penjualan daya, yang dapat membatasi
kemampuan Perseroan untuk menghasilkan pendapatan. Peraturan juga memengaruhi proses
tender untuk proyek-proyek baru dan setiap perubahan peraturan di masa depan dapat memengaruhi
kemampuan Perseroan untuk mengikuti tender untuk proyek baru. Selain itu, bisnis ini dipengaruhi oleh
faktor-faktor yang berada di luar kendali Perseroan atau mitra Perseroan, seperti masuknya peserta
pasar baru, harga, pasokan gas, dan risiko operasional yang melekat pada industri ini. Penurunan harga
yang diterima untuk daya dapat berdampak material dan merugikan bisnis atau investasi Perseroan,
prospek, kondisi keuangan, dan hasil operasi.
3.12. Jumlah Pinjaman yang Masih Terutang
Total jumlah pinjaman yang masih terutang pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar
USD3.300.082.343 dengan jumlah yang akan jatuh tempo dalam satu tahun (termasuk utang bank
jangka pendek) adalah sebesar USD428.686.953 dan jumlah yang akan jatuh tempo lebih dari satu
tahun adalah sebesar USD2.871.395.390. Keterangan lebih lanjut mengenai pembatasan penggunaan
pinjaman dan jaminan (untuk masing-masing pinjaman telah diuraikan pada bagian subbab 6.14
Transaksi Pinjaman dengan Pihak Ketiga dan subbab 6.16 Transaksi Obligasi dan Sukuk Wakalah
pada Prospektus ini. Tidak terdapat kebutuhan pinjaman musiman dan tidak terdapat sifat musiman dari
kegiatan usaha Perseroan.
(dalam USD)
Jangka Jatuh Tempo
Keterangan Jumlah Terutang Jangka Panjang
Pendek dalam Satu Tahun
Utang Bank 1.245.623.541 54.691.856 162.501.916 1.028.429.769
Utang Obligasi Rupiah 542.256.190 - 211.478.310 330.777.880
Utang Obligasi Dolar AS 1.442.197.561 - - 1.442.197.561
Instansi Keuangan Non Bank 70.005.051 - 14.871 69.990.180
Jumlah pinjaman yang masih terutang 3.300.082.343 54.691.856 373.995.097 2.871.395.390
Pinjaman yang berasal dari luar negeri yang disajikan secara terpisah dengan jumlah masing-masing
adalah sebagai berikut:
(dalam USD)
Keterangan Keterangan Pinjaman Debitur Jumlah Terutang
Pinjaman Sindikasi PT Medco E & P Tomori Sulawesi 1.871.429
Pinjaman Sindikasi PT Medco E & P Malaka 87.957.143
Pinjaman Bank
Konsorsium Pemberi Pinjaman Riau PT Medco Ratch Power Riau 196.586.462
Pinjaman Sindikasi Medco E & P Grissik Ltd. 137.285.714
Surat Utang USD 2019 Medco Oak Tree Pte Ltd 242.319.000
Surat Utang USD 2020 Medco Bell Pte Ltd 433.913.000
Utang Obligasi Dolar AS
Surat Utang USD 2021 Medco Laurel Tree Pte Ltd 299.417.000
Surat Utang USD 2023 Medco Maple Tree Pte Ltd 500.000.000
Jumlah pinjaman yang berasal dari luar negeri yang masih terutang 1.899.349.748
52
Page 89
3.13. Kejadian Penting Setelah Tanggal Laporan Keuangan
Tidak ada kejadian penting yang mempunyai dampak material terhadap posisi dan kinerja keuangan
Perseroan dan Perusahaan Anak yang terjadi setelah tanggal laporan auditor independen tertanggal
17 April 2025 yang perlu diungkapkan pada laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan
Anak pada tanggal 31 Desember 2024 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal tersebut yang telah
diaudit oleh Kantor Akuntan Publik Purwantono, Sungkoro & Surja, penanggung jawab Indrajuwana
Komala Widjaja (Izin Akuntan Publik No. AP.0696), berdasarkan standar audit yang ditetapkan oleh
IAPI, dengan pendapat tanpa modifikasian dengan paragraf penjelas, hingga efektifnya Pernyataan
Pendaftaran.
53
Page 90
IV. FAKTOR RISIKO
Risiko-risiko yang diungkapkan di bawah ini merupakan risiko-risiko material bagi Perseroan dan
Perusahaan Anak dan disusun berdasarkan bobot dari dampak masing-masing risiko terhadap kinerja
keuangan Perseroan dan Perusahaan Anak, dimulai dari risiko utama:
4.1. Risiko Utama Yang Mempunyai Pengaruh Signifikan Terhadap Kelangsungan Usaha
Perseroan
Perseroan tergantung pada kemampuan untuk memproduksi, mengembangkan, serta
menggantikan cadangan yang telah ada serta menemukan cadangan baru bagi kegiatan usaha
Perseroan.
Perseroan harus melakukan eksplorasi untuk menemukan, mengembangkan atau mengakuisisi
cadangan baru untuk menggantikan cadangan yang telah mengalami deplesi atau terjual dalam tujuan
untuk mengembangkan atau mempertahankan tingkat produksi saat ini. Perseroan menghadapi berbagai
tantangan dalam mempertahankan pertumbuhan produksi akibat pematangan dan deplesi aset minyak
dan gas. Pendapatan dari Kontrak Bagi Hasil Rimau, Madura, Lematang, Tarakan dan Simenggaris
milik Perseroan mulai memasuki tahap Mature. Selain itu, melalui akuisisi Ophir, Perseroan memiliki
hak kepemilikan di beberapa lapangan yang telah mengalami penurunan produksi seperti Kontrak Bagi
Hasil Madura Offshore dan Sampang di Indonesia yang produksinya telah menurun.
Tidak ada jaminan bahwa kegiatan eksplorasi dan pengembangan yang tengah diusahakan saat ini
atau masa mendatang akan berhasil dalam mendapatkan cadangan baru. Keputusan untuk melakukan
eksplorasi atau mengembangkan suatu aset sebagian tergantung pada analisis geofisika dan geologis
dan kajian teknis, yang hasilnya mungkin tidak konklusif atau dapat diinterpretasikan secara berbeda-
beda. Kegiatan eksplorasi menghadapi berbagai risiko, termasuk risiko tidak ditemukannya akumulasi
minyak atau gas alam yang layak secara komersial. Apabila Perseroan tidak berhasil menemukan
atau mengakuisisi cadangan baru, Perseroan tidak akan mampu mempertahankan total produksinya
atau mengembangkan kegiatan usaha intinya, dan hal ini dapat memberikan dampak material yang
merugikan terhadap kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Operasi pertambangan emas dan tembaga Perseroan dijalankan oleh perusahaan kerjasama milik
Perseroan, yaitu AMNT. AMNT berencana melanjutkan pengembangan tambang Batu Hijau miliknya
(termasuk proyek-proyek pengembangan fasilitas pendukung tambang), dan untuk melakukan penilaian
lebih lanjut atas sumber daya lainnya yang telah ditemukan, termasuk Elang, yang merupakan sumber
daya terbesar yang ditemukan. Saat ini AMNT sedang melanjutkan studi kelayakan pada tambang
Elang dan akan dilanjutkan tahap pembangunan dan produksi di tahun-tahun selanjutnya.
Tidak ada jaminan bahwa rencana pengembangan AMNT dan proyek-proyek fasilitas pendukung
tambang akan mencapai keberhasilan atau bahwa kegiatan penilaian dan eksplorasi AMNT akan
menghasilkan penemuan atau pengembangan cadangan yang layak ditambang. Sehubungan dengan
kegiatan eksplorasi, apabila deposit yang layak secara komersial ditemukan, maka akan dibutuhkan
waktu beberapa tahun dan belanja modal yang cukup signifikan sejak fase awal eksplorasi hingga
produksi dimulai. Dalam jangka waktu tersebut, biaya modal dan kelayakan ekonomi yang terkait mungkin
mengalami perubahan. Selain itu, hasil yang sebenarnya setelah produksi mungkin berbeda dari hasil
yang diharapkan pada saat penemuan deposit. Guna mempertahankan produksi emas dan tembaga
hingga melebihi cadangan emas dan tembaga terbukti dan terduga AMNT saat ini, cadangan emas dan
tembaga baru perlu dinilai dan dikembangkan. Program penilaian dan eksplorasi AMNT belum tentu
menghasilkan cadangan emas pengganti atau menghasilkan operasi pertambangan komersial baru.
Dalam hal demikian, kegiatan usaha dan prospek Perseroan dapat mengalami dampak merugikan.
54
Page 91
4.2. Risiko Terkait Kegiatan Usaha Perseroan
Data cadangan dan sumber daya Perseroan merupakan estimasi, sehingga data aktual dapat
berbeda.
Prospektus ini mengandung estimasi atas cadangan terbukti (1P); cadangan terkira (2P); dan cadangan
harapan (3P) Perseroan. Data cadangan tertentu yang disajikan dalam Prospektus ini didasarkan pada
sertifikasi cadangan ataupun estimasi internal Perseroan, sesuai dengan penjelasan pada Prospektus
Bab VI. Keterangan Tentang Perseroan, Kegiatan Usaha serta Kecenderungan dan Prospek Usaha
bagian Cadangan dan Sumber Daya. Estimasi cadangan Perseroan yang lebih baru diperoleh dengan
mengurangkan estimasi cadangan sebelumnya dengan produksi, perubahan karena aspek kinerja
lapangan-lapangan, serta hasil dari kegiatan pengembangan pada blok bersangkutan. Walaupun
estimasi cadangan ini telah dilakukan dengan teknik-teknik dan panduan yang berlaku umum di industri,
tidak ada jaminan bahwa penilaian cadangan atau estimasi akan memberikan jumlah cadangan
hidrokarbon yang faktual.
Kegiatan Perseroan memiliki risiko operasional yang signifikan.
Kegiatan operasi Perseroan melibatkan risiko signifikan yang termasuk namun tidak terbatas pada
letupan pengeboran, kebocoran pipa, ledakan, tumpahan minyak, kerusakan lingkungan hidup dan
kebakaran. Setiap risiko tersebut dapat menyebabkan pencemaran lingkungan, kerusakan atau
kehancuran sumur, fasilitas produksi atau aset lainnya, atau cedera pribadi atau korban jiwa, atau
dampak terhadap masyarakat sekitar.
Perseroan juga bersaing dengan perusahaan lainnya untuk mendapatkan peralatan dan sumber
daya manusia, termasuk tapi tidak terbatas pada rig pengeboran, kapal dan pipa selubung khususnya
yang berjenis chrome, yang sumber dayanya terbatas. Apabila Perseroan tidak mampu memperoleh
peralatan yang dibutuhkan untuk melaksanakan rencana pengembangan dan operasi Perseroan, maka
Perseroan mungkin perlu menunda atau merestrukturisasi rencana pengembangan Perseroan atau
membatasi kegiatan operasi tertentu.
Perseroan bergantung pada manajemen senior dan pejabat eksekutif kunci Perseroan dalam menjalankan
kegiatan operasinya. Apabila Perseroan kehilangan salah satu pejabat eksekutif kuncinya, dibutuhkan
waktu yang cukup lama untuk menemukan, merelokasi dan mengintegrasikan personel pengganti
yang memadai ke dalam operasi Perseroan. Hal ini dapat merugikan operasi dan pertumbuhan usaha
Perseroan. Perseroan juga tergantung pada keberhasilan menarik dan mempertahankan tenaga teknis
yang memenuhi syarat untuk menyediakan layanan sehubungan dengan kegiatan operasi Perseroan.
Salah satu dari hal-hal tersebut di atas dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap
kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Interpretasi data seismik dalam mengidentifikasi keberadaan minyak dan gas mungkin tidak
akurat.
Data seismik merupakan metode yang digunakan untuk menentukan kedalaman, orientasi dan
konfigurasi formasi batuan di bawah tanah. Data ini diperoleh dengan memantulkan sumber energi
dari ledakan atau getaran ke permukaan tanah dan merekam gelombang suara yang dipantulkan untuk
menghasilkan representasi “garis” dua dimensi (“2D”) atau kisi-kisi tiga dimensi (“3D”). Penggunaan
data 3D memberikan pemahaman kondisi bawah tanah yang lebih akurat (yang meliputi peta bawah
tanah). Walaupun digunakan dengan teknik yang memadai dan interpretasi secara cermat, baik data
seismik 2D dan 3D hanyalah alat untuk membantu ahli geologi dalam menginterpretasikan struktur
bawah tanah dan menentukan potensi keberadaan hidrokarbon, namun tidak membuat ahli geologi
mengetahui secara pasti mengenai keberadaan hidrokarbon atau volume hidrokarbon tersebut.
55
Page 92
Perseroan/Perusahaan menerapkan teknologi seismik 3D untuk mengurangi ketidakpastian dalam
proyek tersebut. Namun, penggunaan teknologi seismik 3D dan teknologi canggih lainnya membutuhkan
biaya pra-pengeboran yang lebih tinggi dibandingkan dengan strategi pengeboran tradisional. Hal ini
dapat menyebabkan biaya eksplorasi dan pengeboran yang lebih tinggi, yang dapat mengakibatkan
penurunan imbal hasil. Selain itu, kegiatan pengeboran yang dilakukan oleh Perseroan mungkin tidak
membuahkan hasil yang diharapkan atau tidak ekonomis. Tingkat keberhasilan pengeboran, baik
secara keseluruhan maupun pada wilayah tertentu dapat mengalami penurunan.
Kegiatan akuisisi atau ekspansi Perseroan di bidang usaha atau wilayah baru mengandung
risiko teknis, konstruksi dan pembiayaan.
Perseroan telah melakukan akuisisi di masa lalu untuk memperluas serta mengembangkan usaha, baik
dalam sektor minyak dan gas maupun di bidang lain seperti pembangkit listrik dan pertambangan. Namun,
Perseroan mungkin menghadapi kesulitan dalam mengidentifikasi atau menyelesaikan akuisisi, dan
mungkin tidak dapat mengamankan pembiayaan dengan persyaratan yang menguntungkan. Bahkan
setelah berhasil menyelesaikan akuisisi, ada kemungkinan perusahaan tidak dapat merealisasikan
manfaat yang diharapkan dari investasi tersebut.
Perseroan mungkin melakukan ekspansi usaha di masa depan ke dalam bidang dimana Perseroan
belum pernah memiliki atau memiliki pengalaman yang terbatas dalam hal investasi atau pengalaman
operasional. Selain itu, jika Perseroan melakukan akuisisi dimana aset yang diakuisisi terletak di luar
wilayah yurisdiksi operasional Perseroan, maka Perseroan kemungkinan akan dihadapi oleh risiko
perbedaan regulasi, termasuk di dalamnya pemenuhan terkait dengan lingkungan dan regulasi lainnya
yang harus dipenuhi oleh Perseroan.
Risiko teknis dan konstruksi terkait dengan risiko kemampuan Perseroan untuk mengelola aset akuisisi
secara berkelanjutan agar memberikan imbalan sesuai dengan harapan Perseroan. Hal ini termasuk,
namun tidak terbatas pada:
1. Ketersediaan personel yang sesuai dengan kualifikasi
2. Integrasi sistem dengan sistem Perseroan
3. Gangguan pada rantai suplai
4. Risiko terkait lingkungan, sosial dan tata Kelola (Environmental, Social and Governance / ESG)
5. Risiko operasi yang melekat dalam industri minyak dan gas, atau pembangkit listrik, atau
pertambangan, termasuk namun tidak terbatas pada:
a. Risiko terkait keterlambatan konstruksi (engineering)/pembangunan fasilitas
b. Risiko terkait lingkungan hidup
c. Kecelakaan kerja
d. Formasi geologi dan estimasi cadangan yang tidak sesuai harapan
e. Risiko terkait pengeboran, termasuk Blow out
f. Risiko terkait penentangan dari komunitas lokal/kelompok dengan kepentingan khusus
g. Risiko terkait geoteknik, bencana alam, cuaca dan perubahan iklim
h. Risiko terkait pengoperasian fasilitas produksi dan asset integrity
i. Risiko terkait Teknologi Informasi (IT) dan Teknologi Operasi (OT)
6. Risiko beroperasi di negara baru
7. Risiko terkait regulasi
8. Risiko terkait harga komoditas
Apabila hal-hal tersebut di atas terjadi, dapat secara material dan negatif mempengaruhi bisnis, prospek,
kondisi keuangan dan hasil usaha atau investasi Perseroan. Perseroan telah menempatkan langkah-
langkah mitigasi untuk mengurangi tingkat risiko.
Salah satu dari hal-hal tersebut di atas dapat menyebabkan dampak merugikan yang material terhadap
kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
56
Page 93
Kenaikan tingkat suku bunga dapat menimbulkan dampak material terhadap kondisi keuangan
Perseroan.
Perseroan memiliki sejumlah perjanjian kredit tertentu. Berdasarkan perjanjian tersebut, Perseroan
memiliki utang yang dikenakan suku bunga mengambang atau yang suku bunganya tidak ditentukan
terlebih dahulu. Saldo utang yang dikenakan tingkat bunga mengambang mewakili sekitar 18,3% dari
total saldo utang Perseroan pada tanggal 31 Desember 2024. Berdasarkan perjanjian kredit tersebut,
Perseroan menghadapi risiko suku bunga di masa depan. Saat ini Perseroan sudah melakukan
perjanjian dengan pihak ketiga dalam rangka meminimalkan sebagian besar paparan terhadap fluktuasi
suku bunga atas utang yang saat ini dimiliki. Jika di masa yang akan datang Perseroan akan terpapar
risiko suku bunga atas perjanjian kredit baru maka Perseroan dapat masuk ke dalam perjanjian kontrak
lindung nilai untuk meminimalkan paparan tersebut. Namun, Perseroan tidak dapat menjamin bahwa
pengaturan keuangan ini dapat melindungi Perseroan sepenuhnya terhadap risiko ini.
Setiap kenaikan beban bunga atas kewajiban pembayaran utang Perseroan dapat menimbulkan
dampak merugikan yang material terhadap kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja
operasional Perseroan.
Fluktuasi nilai tukar mata uang asing selain Dolar AS dapat merugikan kinerja operasional
Perseroan.
Meskipun Perseroan melaporkan kinerja konsolidasiannya dalam Dolar AS, bagian substansial dari
biaya-biaya Perseroan dikeluarkan dalam Rupiah dan mata uang asing lain, yaitu Bath Thailand.
Pendapatan Perseroan (di luar MPI) diperoleh dalam Dolar AS, sementara pendapatan MPI sebagian
besar diperoleh dalam Rupiah. Sebagian besar biaya operasi Perseroan, seperti beban gaji dan
karyawan, dikeluarkan dalam Rupiah, Bath Thailand, Rial Oman dan mata uang asing lainnya.
Akibatnya, Perseroan menghadapi risiko fluktuasi nilai tukar Rupiah terhadap Dolar AS. Selain itu,
mengingat laporan keuangan MPI disajikan dalam Rupiah, fluktuasi Rupiah ataupun mata uang asing
lainnya terhadap Dolar AS akan mempengaruhi pencatatan Perseroan dalam laporan keuangan MPI.
Sebagian besar pinjaman Perseroan adalah dalam Dolar AS dan Rupiah. Perseroan dapat masuk ke
dalam kontrak lindung nilai atas nilai tukar mata uang asing atau instrumen keuangan lainnya di masa
depan untuk meminimalkan paparan terhadap fluktuasi nilai tukar mata uang asing. Meskipun demikian,
bila di masa depan Perseroan memperoleh pendapatan atau dividen dari investasi Perseroan dalam
Rupiah, atau memiliki eksposur utang dalam Rupiah atau mata uang lainnya, fluktuasi nilai Rupiah atau
mata uang lainnya terhadap Dolar AS akan mempengaruhi biaya yang dikeluarkan dalam Perseroan
Dolar AS untuk membayar bunga pinjaman atau melunasi pinjaman tersebut. Fluktuasi Dolar AS
terhadap Rupiah dan mata uang asing lainnya di masa depan dapat menimbulkan dampak merugikan
yang material terhadap kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Keterbatasan infrastruktur distribusi dan transmisi gas dapat membatasi penjualan.
Keterbatasan infrastruktur distribusi dan transmisi gas alam di Indonesia dan di antara Indonesia dengan
negara-negara lainnya, termasuk Singapura, menimbulkan pembatasan atas akses dan konsumsi gas
alam Indonesia. Tidak ada jaminan mengenai kapan atau apakah sistem distribusi dan transmisi gas
alam yang signifikan akan dibangun. Pembangunan pipa transmisi dan distribusi dan infrastruktur lainnya
tergantung pada berbagai faktor, dan sebagian besar di antaranya berada di luar kendali Perseroan,
seperti pembiayaan pemerintah, biaya pembebasan tanah, persetujuan pemerintah pusat dan daerah
serta ketepatan waktu penyelesaian pembangunan.
Gas alam Perseroan terutama diangkut melalui jaringan pipa ke off-taker. Karena infrastruktur pengiriman
gas alam yang terbatas, Perseroan harus menjual gas alamnya kepada off-taker yang berada dalam
jarak geografis yang dekat dengan operasi Perseroan atau mencari cara lain untuk memonetisasi sumber
daya tersebut. Perseroan harus berupaya memaksimalkan pemanfaatan cadangan gas bumi Perseroan
dengan melakukan aliansi kerja sebagai pemasok gas untuk mendapatkan dan mengamankan kontrak
gas jangka panjang dengan pembangkit listrik dan pengguna industri.
57
Page 94
Kegagalan Perseroan dalam mencari, mengembangkan dan memelihara pasar penjualan gas alam yang
dimiliki Perseroan dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap kegiatan usaha gas
alam Perseroan serta kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Kepentingan pemegang saham pengendali Perseroan, mitra ventura bersama dan/atau mitra
kerja Perseroan lainnya mungkin berbeda dengan kepentingan Perseroan.
PT Medco Duta dan PT Medco Daya Abadi Lestari (“MDAL”), adalah perusahaan yang dimiliki oleh
ahli waris Bapak Arifin Panigoro, serta Bapak Hilmi Panigoro, Direktur Utama Perseroan. Bapak Arifin
Panigoro meninggal dunia pada 28 Februari 2022 dan kepemilikan saham atas entitas tersebut kini
dimiliki oleh ahli waris langsung Bapak Arifin Panigoro, yaitu Ibu Maera (anak), Bapak Yaser Raimi Arifin
Panigoro (anak) dan Bapak Hilmi Panigoro yang merupakan adik dari Bapak Arifin Panigoro (“Keluarga
Panigoro”). Kepemilikan saham efektif yang dimiliki oleh Keluarga Panigoro saat ini melalui PT Medco
Duta dan MDAL mewakili 36,26% dari keseluruhan saham yang beredar milik Perseroan pada tanggal
31 Desember 2024. Walaupun Keluarga Panigoro secara kepemilikan saham dapat memberikan
pengaruh kepada manajemen Perseroan, namun manajemen Perseroan memiliki independensi dalam
menetapkan kebijakan Perseroan.
Berdasarkan peraturan di Indonesia, transaksi afiliasi adalah transaksi yang dilaksanakan antara
suatu perusahaan dan afiliasinya atau afiliasi dari anggota direksi suatu perusahaan, anggota dewan
komisaris suatu perusahaan, atau pemegang saham utama yang memiliki sekurang-kurangnya 20% dari
modal disetor dan ditempatkan perusahaan tersebut. Suatu transaksi afiliasi dapat menjadi transaksi
dengan benturan kepentingan apabila transaksi tersebut menimbulkan benturan antara kepentingan
ekonomis suatu perusahaan dan kepentingan ekonomis pribadi anggota direksi atau dewan komisaris
atau pemegang saham utama dari salah satu afiliasinya. Apabila suatu transaksi dipandang sebagai
transaksi dengan benturan kepentingan, transaksi tersebut membutuhkan persetujuan pemegang
saham independen Perseroan, yang dapat mempengaruhi kemampuan Perseroan untuk melaksanakan
transaksi tersebut walaupun seandainya transaksi tersebut menguntungkan bagi kepentingan
Perseroan. Kepentingan pemegang saham pengendali Perseroan mungkin berbeda dengan
Perseroan, dan pemegang saham tersebut mungkin memberikan hak suara dengan memprioritaskan
kepentingannya dibandingkan kepentingan Perseroan, sehingga transaksi yang dilaksanakan mungkin
dapat menyebabkan kerugian bagi Perseroan.
Selain itu, Perseroan juga mengadakan kerjasama dengan beberapa pihak ketiga yang tidak berelasi
dalam bentuk ventura bersama pada sektor minyak dan gas, pembangkit listrik, dan pertambangan
tembaga dan emas. Usaha ventura bersama tersebut mungkin melibatkan risiko yang terkait dengan
kemungkinan bahwa mitra kerja Perseroan dapat memiliki kepentingan ekonomi atau bisnis yang tidak
sesuai dengan Perseroan, mengambil tindakan yang bertentangan dengan kepentingan atau tujuan
Perseroan, tidak mampu atau tidak mau memenuhi kewajibannya berdasarkan perjanjian yang diadakan
oleh ventura bersama, terlibat dalam perselisihan yang kemudian melibatkan Perseroan atau ventura
bersama, atau memiliki kesulitan keuangan. Lebih lanjut, Perseroan mungkin tidak mampu sepenuhnya
mengendalikan keputusan-keputusan terkait dengan operasi dan strategi ventura bersama yang dimiliki
Perseroan.
Salah satu dari hal-hal tersebut di atas dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap
kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Perseroan dapat mengalami kerugian yang tidak tercakup oleh atau nilainya melebihi
pertanggungan asuransi.
Proyek-proyek Perseroan dapat menderita kerusakan fisik akibat kebakaran atau sebab-sebab lainnya,
sehingga menyebabkan kerugian yang mungkin tidak ditanggung sepenuhnya oleh asuransi. Penerimaan
dari klaim asuransi mungkin tidak memadai untuk menutup biaya pembangunan kembali akibat inflasi,
perubahan dalam peraturan pembangunan, permasalahan lingkungan dan faktor-faktor lainnya. Selain
itu, beberapa jenis kerugian seperti kerugian yang disebabkan oleh gempa bumi, banjir, badai topan,
bencana alam lainnya yang mungkin tidak ditanggung sepenuhnya oleh asuransi, terorisme atau
perang mungkin tidak dapat diasuransikan atau tidak dapat diasuransikan dengan premi yang wajar.
58
Page 95
Perseroan tidak memiliki pertanggungan asuransi untuk menutup risiko keterlambatan penyelesaian
proyek pengembangan Perseroan dan cacat dalam kualitas material yang digunakan, dan kerugian
atas hilangnya pendapatan sewa atau laba untuk sebagian usahanya. Apabila terjadi kerugian yang
tidak diasuransikan atau kerugian yang nilainya melebihi nilai pertanggungan asuransi, Perseroan
mungkin mengalami kerugian atas modal yang telah ditanamkan, serta pendapatan yang diperkirakan
akan diperoleh dari aset yang mengalami kerugian tersebut. Perseroan juga mungkin tetap harus
bertanggung jawab atas utang atau kewajiban finansial yang terkait dengan aset tersebut. Selain itu,
Perseroan mungkin perlu melakukan pembayaran dalam jumlah signifikan untuk menutup kerugian
yang tidak diasuransikan tersebut. Perseroan mungkin harus menanggung biaya-biaya yang terkait
dengan kerusakan yang diderita oleh Perseroan sehubungan dengan kejadian yang tidak diasuransikan
tersebut. Salah satu dari hal-hal tersebut di atas dapat menimbulkan dampak merugikan yang material
terhadap kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Biaya restorasi, penutupan dan pembongkaran tambang, pipa dan fasilitas lain serta kewajiban
terkait lingkungan hidup mungkin melebihi provisi yang telah dibentuk.
Perusahaan penggali sumber daya alam diwajibkan menutup operasinya dan merehabilitasi lahan
yang ditambang sesuai dengan berbagai peraturan perundang-undangan yang berlaku dan kewajiban
berdasarkan Kontrak Bagi Hasil, Kontrak Karya, atau IUPK. Perusahaan diwajibkan untuk menyerahkan
rencana reklamasi dan kegiatan pasca penambangan beserta jaminan untuk melaksanakan kegiatan
tersebut kepada pemerintah terkait. Jumlah jaminan tersebut ditentukan oleh pemerintah berdasarkan
pemeriksaan dan penilaian rencana yang diserahkan oleh perusahaan pertambangan. Estimasi total
biaya penutupan dan rehabilitasi akhir mungkin mencapai jumlah yang signifikan dan disusun terutama
berdasarkan ketentuan hukum dan perundang-undangan yang berlaku dan rencana penutupan saat
ini, yang mungkin mengalami perubahan material di masa depan. Peraturan perundang-undangan
yang mengatur penutupan dan rehabilitasi fasilitas minyak dan gas, pipa, dan tambang dapat berubah
dari waktu ke waktu, dan mungkin mengalami perubahan yang memberlakukan syarat dan ketentuan
tambahan, sehingga menyebabkan provisi atas kewajiban Perseroan tidak mencukupi. Salah satu dari
hal-hal tersebut di atas dapat menimbulkan dampak material terhadap posisi keuangan atau kinerja
operasional Perseroan.
Perseroan dapat mengalami kerugian akibat keterlibatan dalam perkara hukum, perkara regulatif
dan perkara lainnya.
Perseroan pernah terlibat dalam perselisihan hukum baik di masa lalu dan memiliki potensi perselisihan
hukum di masa depan. Perselisihan tersebut dapat menyebabkan Perseroan mengeluarkan biaya
yang substansial, menimbulkan penundaan dalam jadwal pengembangan Perseroan, serta pengalihan
sumber daya dan perhatian manajemen, terlepas dari hasil perselisihan tersebut. Apabila Perseroan
gagal memenangkan perselisihan tersebut, Perseroan mungkin harus menderita kerugian yang
substansial dan harus menanggung kewajiban terkait perselisihan hukum tersebut. Dalam hal Perseroan
memenangkan perselisihan tersebut, Perseroan mungkin harus mengeluarkan biaya yang substansial
untuk menyusun pembelaan. Dalam hal demikian, kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan
kinerja operasional Perseroan mungkin dapat mengalami dampak merugikan yang material.
Pandemi dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap Perseroan.
Penurunan permintaan energi yang cepat pada kuartal pertama dan kedua tahun 2020, sebagai
dampak dari pandemi COVID-19, memberikan dampak negatif terhadap industri minyak dan gas. Pada
tahap awal pandemi COVID-19, harga minyak jatuh mendekati titik terendah dalam sejarah karena
adanya kombinasi dari permintaan akan minyak mentah, bensin, bahan bakar jet, bahan bakar diesel,
dan produk olahan lainnya yang sangat berkurang sebagai akibat dari diberlakukannya pembatasan
perjalanan oleh pemerintah dan pembatasan kegiatan ekonomi. Minyak milik Perseroan dijual sesuai
harga pasar; dan ketika harga minyak sedang rendah, Perseroan tetap menjual minyak, namun dengan
pengurangan harga yang signifikan. Akibatnya, rata-rata harga jual minyak Perseroan yang terealisasi
berkurang dari USD62,5/BBL pada tahun 2019, menjadi USD40,3/BBL pada tahun 2020. Pada tahun
2021 dimana pandemi COVID-19 telah berangsur membaik, harga minyak juga berangsur membaik
dengan harga jual terealisasinya meningkat menjadi USD68.0/ BBL di tahun 2021. Penjualan gas
59
Page 96
Perseroan juga terdampak oleh pandemi, dengan volume penjualan gas yang jatuh dari 341,9MMSCFD
pada tahun 2019, menjadi 322,3MMSCFD pada tahun 2020 dan 319.7MMSCFD pada tahun 2021.
Harga gas juga mengalami tren serupa, dengan rerata harga gas Perseroan yang terealisasi jatuh dari
USD6,7/MMBTU pada tahun 2019 menjadi USD5,2/MMBTU pada tahun 2020, sebelum meningkat
menjadi USD6,5/MMBTU pada tahun 2021. Jatuhnya harga dan volume sejak tahun 2019 hingga 2020
berujung pada berkurangnya revenue dari minyak dan gas Perseroan, dari USD1.161,2 juta pada tahun
2019, menjadi USD960,1 juta pada tahun 2020 dan kembali naik menjadi USD1.115,7 pada tahun 2021.
Selain itu, meskipun pada tahun 2020 sebagian dari arus kas Perseroan didukung oleh klausul take-
or-pay pada perjanjian penjualan gas Perseroan, Perseroan tidak dapat memastikan bahwa konsumen
akan terus menepati komitmen-komitmen kontraktual ini di masa mendatang, yang mana hal ini dapat
berdampak signifikan terhadap revenue dan kondisi keuangan Perseroan. Misalnya salah satu dari
pelanggan gas offtake Perseroan menghentikan sementara operasinya karena alasan kesehatan dan
keselamatan terkait pandemi; walaupun pelanggan tersebut tetap menepati ketentuan take-or-pay pada
kontrak, kejadian serupa di masa mendatang dapat menjadi hambatan pada sumber daya keuangan
pelanggan Perseroan, dan berdampak pada kemampuan mereka untuk memenuhi kewajiban mereka
kepada Perseroan.
Sebagai respon terhadap penurunan permintaan energi yang signifikan, Perseroan mengurangi
anggaran modal dan operasional untuk menjaga likuiditas. Meskipun Perseroan berhasil merealisasikan
penghematan biaya, berkurangnya belanja modal Perseroan dapat berdampak pada aktivitas eksplorasi
dan pengembangan, berdampak negatif terhadap tingkat produksi Perseroan, dan/atau cadangan di
masa yang akan datang. Selain itu, untuk memitigasi ketidakpastian terhadap pandemi, pada bulan
September 2020, Perseroan mengumpulkan IDR1,8 triliun (USD122 juta) dari para pemegang saham
dengan menawarkan hak preemptive untuk mendukung likuiditas Perseroan. Akan tetapi, jika Perseroan
mendapati adanya keperluan modal lebih lanjut yang mengharuskan Perseroan untuk mendapatkan
pembiayaan, Perseroan tidak dapat menjamin para pemegang saham akan bersikap suportif terhadap
rights issue di masa mendatang, ataupun sumber pembiayaan ekuitas atau sumber pembiayaan utang
akan tersedia untuk Perseroan dengan persyaratan yang dapat diterima, atau sama sekali.
Walaupun pandemi COVID-19 sudah berakhir, wabah penyakit menular lainnya di masa mendatang
(termasuk flu burung, SARS, flu babi, cacar monyet dan virus H7N9) atau penyakit menular lainnya atau
tindakan yang diambil oleh pemerintah dari negara-negara yang berpotensi terdampak oleh wabah-
wabah tersebut, dapat sangat mengganggu operasi Perseroan ataupun jasa atau operasi dari pemasok
dan pelanggan Perseroan, yang mana dapat berdampak negatif secara materi pada bisnis, kondisi
keuangan, hasil dari operasi dan prospek Perseroan.
Perubahan iklim dapat berdampak secara material terhadap hasil operasi, akses modal, dan
strategi Perseroan.
Kekhawatiran atas risiko perubahan iklim telah meningkatkan fokus regulator regional, nasional, dan
lokal, terkait emisi GRK dan transisi dari bahan bakar hidrokarbon menuju sumber energi terbarukan.
Sejumlah negara dan otoritas lokal telah mengadopsi, atau sedang mempertimbangkan pengadopsian
framework peraturan untuk mengurangi dan meningkatkan transparansi terkait pelaporan dan
pemberian harga untuk emisi GRK. Langkah-langkah peraturan ini dapat mencakup, antara lain, adopsi
rezim cap and trade, perpajakan karbon, peningkatan standar efisiensi dan insentif atau mandat terkait
kendaraan-kendaraan atau peralatan bertenaga baterai dan/atau angin, cahaya matahari, atau bentuk-
bentuk lain dari energi alternatif. Peraturan lingkungan yang lebih ketat dapat mengakibatkan terjadinya
pembebanan biaya yang berkaitan dengan emisi GRK, baik melalui persyaratan badan lingkungan
yang terkait dengan inisiatif-inisiatif penurunan dan mitigasi emisi GRK atau melalui langkah-langkah
peraturan lainnya; seperti pembatasan penetapan pajak terhadap penetapan harga karbon pada
emisi GRK, yang memiliki potensi untuk meningkatkan biaya operasi Perseroan dan mengurangi
produksi. Sebagai contoh, Perseroan mungkin diharuskan untuk memasang kontrol-kontrol emisi baru,
mendapatkan tunjangan atau membayar pajak yang berhubungan dengan emisi GRK mereka, atau
mengeluarkan biaya untuk mengatur dan mengelola sebuah program emisi GRK. Kemudian, Perseroan
dapat menimbulkan risiko reputasi yang berkaitan dengan perubahan persepsi konsumen atau
komunitas atas kontribusi atau detraksi Perseroan atau pelanggan Perseroan terhadap transisi menuju
ekonomi rendah karbon. Persepsi yang berubah ini dapat mengurangi permintaan terhadap produk-
60
Page 97
produk minyak dan gas, mengakibatkan turunnya harga dan revenue, karena pelanggan menghindari
industri-industri yang intensif akan karbon, dan juga dapat menekan bank dan manajer investasi untuk
mengalihkan investasi-investasi, serta mengurangi peminjaman dan pembiayaan lainnya. Selain itu,
undang-undang lingkungan yang mungkin diimplementasikan di masa mendatang dapat meningkatkan
risiko litigasi dan biaya kepatuhan, serta memberikan dampak negatif secara materi bagi Perseroan.
Selain itu, bank dan institusi keuangan lainnya, termasuk investor, sedang gencar mengadopsi kebijakan
yang membatasi atau melarang investasi atau pendanaan di Perseroan berdasarkan masalah terkait
perubahan iklim yang dapat memengaruhi akses modal Perseroan untuk refinancing dan penanaman
modal.
Pendekatan terhadap perubahan iklim dan transisi menuju ekonomi rendah karbon terus berkembang;
termasuk peraturan pemerintah, kebijakan perusahaan, dan perilaku konsumen. Saat ini Perseroan
belum dapat memprediksi bagaimana pendekatan tersebut dapat berkembang atau memperkirakan
secara wajar atau andal mengenai dampaknya terhadap kondisi keuangan Perseroan, serta hasil
dari operasi dan kemampuan Perseroan untuk bersaing. Namun, setiap dampak kerugian materi
jangka panjang pada industri minyak dan gas mungkin dapat berpengaruh negatif terhadap kondisi
keuangan Perseroan, serta hasil dari operasi dan arus kas Perseroan. Oleh karena itu, Perseroan
sudah mengimplementasikan beberapa kebijakan untuk memperkuat pemantauan emisi GRK dan
menetapkan Harga Karbon Internal sebagai salah satu faktor untuk melakukan keputusan investasi
dan juga perencanaan project dan operasi.
Selain itu, aset-aset onshore dan offshore Perseroan berlokasi di wilayah-wilayah yang mungkin
mengalami cuaca dan bencana alam lainnya yang katastropik dari waktu ke waktu. Apabila terjadi
perubahan iklim yang signifikan, Perseroan dapat mengalami peningkatan cuaca ekstrim, kekeringan,
banjir dan perubahan curah hujan dan suhu, serta naiknya permukaan air laut, yang mana seluruhnya
dapat menyebabkan dampak fisik terhadap aset Perseroan atau disrupsi pada produksi Perseroan
pada area tersebut. Perseroan telah melakukan kajian risiko dampak fisiko perubahan iklim, serta
upaya mitigasi dan adaptasi yang diperlukan.
4.3. Risiko Terkait Industri Perseroan
Fluktuasi harga minyak mentah dapat berdampak pada keuangan dan kinerja operasional
Perseroan.
Pendapatan Perseroan di masa depan sangat tergantung pada harga dan permintaan atas minyak
dan gas alam. Profitabilitas Perseroan sebagian besar ditentukan oleh perbedaan antara harga yang
diperoleh untuk minyak dan gas alam dengan biaya eksplorasi, biaya pengembangan, biaya produksi,
dan biaya untuk menjual produk-produk tersebut. Pada saat ini Perseroan menjual sebagian besar
minyaknya pada harga yang ditentukan berdasarkan Indonesian Crude Price.
Perseroan menjual seluruh gas alam yang dihasilkan Perseroan berdasarkan kontrak jangka panjang.
Sebagian kontrak Perseroan, yang mewakili sekitar 30% dari total volume penjualan gas selama tahun
2024, mengandung harga gas yang dikaitkan dengan harga minyak, seperti Perjanjian Penjualan Gas
Senoro, Perjanjian Penjualan Gas Laut Natuna Selatan Blok B, dan Perjanjian Penjualan Gas Blok
Corridor. Sisa volume penjualan sebesar 70% dijual ke pasar di wilayah Indonesia berdasarkan kontrak
jangka panjang dengan harga tetap atau harga yang dikaitkan dengan inflasi tanpa kaitan dengan harga
minyak. Dengan demikian, pendapatan Perseroan dari penjualan gas alam tidak terpapar gejolak harga
dalam tingkatan yang sama sebagaimana halnya penjualan minyak.
Harga minyak dunia mengalami fluktuasi yang diakibatkan oleh berbagai faktor di luar kendali
Perseroan. Sebagai contoh fluktuasi harga minyak mentah yang disebabkan oleh pandemi COVID-19
yang mempengaruhi penawaran dan permintaan dunia atas minyak mentah. Situasi geopolitik di Timur
Tengah, Ukraina dan Rusia juga menyebabkan harga minyak berfluktuasi akibat adanya keterbatasan
pada penawaran minyak mentah tersebut.
61
Page 98
Apabila harga minyak jatuh hingga lebih rendah dari biaya produksi, Perseroan mungkin akan
mengurangi produksi minyak hingga mencapai tingkat tertentu yang memungkinkan Perseroan untuk
memproduksi minyak secara ekonomis. Keadaan tersebut di atas dapat menyebabkan penurunan lebih
lanjut dalam pendapatan, laba bersih dan arus kas Perseroan.
Perseroan saat ini melakukan lindung nilai pada maksimum 20% dari volume produksi dengan struktur
put dan sisanya pada struktur collars. Perseroan pada saat ini tidak melakukan lindung nilai yang
signifikan terhadap risiko pasar yang timbul dari fluktuasi harga minyak. Hal-hal tersebut di atas dapat
menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap kondisi keuangan dan kinerja operasional
Perseroan.
Penurunan harga emas atau tembaga dapat merugikan AMNT.
Kegiatan usaha AMNT tergantung pada harga emas dan tembaga, yang mengalami fluktuasi setiap
harinya dan dipengaruhi oleh berbagai faktor di luar kendali Perseroan. Setiap penurunan realisasi harga
emas atau tembaga AMNT dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap laba bersih Perseroan.
Selain itu, rendahnya harga emas atau tembaga yang berkelanjutan dapat menyebabkan hal-hal berikut
ini:
• penurunan pendapatan akibat penurunan produksi yang disebabkan oleh penghentian atau
pengurangan penambangan deposit, yang menjadi tidak ekonomis pada tingkat harga emas atau
tembaga yang rendah;
• penurunan laba yang saat ini diperkirakan akan didapat dari penjualan stockpile bijih dan persediaan
konsentrat, serta meningkatkan kemungkinan dan jumlah yang mungkin perlu dibukukan AMNT
sebagai beban penurunan nilai terkait dengan nilai buku stockpile dan persediaan konsentrat
AMNT;
• penghentian atau penundaan pengembangan proyek baru maupun pembatasan kegiatan
eksplorasi.
Industri pertambangan menghadapi tantangan geoteknik yang terus-menerus.
Industri pertambangan dan operasi pertambangan AMNT menghadapi tantangan geoteknik yang terus
menerus akibat penuaan tambang dan tren yang berkembang ke arah penambangan lubang tambang
yang semakin dalam dan deposit yang semakin kompleks. Hal ini menyebabkan dinding tambang
yang semakin tinggi dan meningkatkan risiko dampak ketidakstabilan geoteknik dan hidrologi. Seiring
dengan operasi AMNT yang semakin menua, tambang terbuka menjadi semakin dalam dan AMNT telah
mengalami bencana geoteknik di tambang Batu Hijau di masa lalu.
Tidak ada jaminan bahwa kondisi geoteknik dan hidrologi yang tidak bersahabat dan tidak terduga
seperti tanah longsor dan runtuhnya dinding tambang tidak akan terjadi di masa depan atau bahwa
peristiwa demikian dapat dideteksi secara dini. Ketidakstabilan geoteknik mungkin sulit diramalkan dan
seringkali dipengaruhi oleh risiko dan bahaya yang berada di luar kendali AMNT, seperti cuaca buruk
dan curah hujan yang tinggi, yang dapat menyebabkan banjir, longsor lumpur, ketidakstabilan dinding
dan kegiatan seismik, yang dapat menyebabkan tergelincirnya material. Bencana geoteknik dapat
membatasi atau menutup akses terhadap situs tambang, penghentian operasi sementara, penyelidikan
pemerintah, kenaikan biaya pengawasan, biaya rehabilitasi, kehilangan bijih dan dampak lainnya, yang
dapat menyebabkan turunnya profitabilitas operasi pertambangan dibandingkan perkiraan saat ini, dan
hal ini dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap kegiatan usaha, prospek, kondisi
keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Perseroan beroperasi di dalam industri yang kompetitif.
Industri minyak dan gas, pertambangan dan pembangkit listrik Indonesia memiliki persaingan yang
tajam. Area persaingan utama yang dihadapi Perseroan meliputi akuisisi, pembaharuan dan negosiasi
perizinan; evaluasi, pelelangan dan akuisisi aset, serta mendapatkan sumber daya yang diperlukan untuk
menjalankan operasi Perseroan dan menjual produk Perseroan. Sebagian besar pesaing Perseroan
memiliki sumber daya keuangan dan sumber daya manusia yang lebih besar dibandingkan Perseroan.
62
Page 99
Ukuran, infrastruktur, pengalaman mendalam dan hubungan baik dengan Pemerintah yang dimiliki
sebagian perusahaan energi BUMN, internasional atau lainnya, dapat memberikan keunggulan
kompetitif dibandingkan perusahaan lain yang beroperasi di Indonesia atau di negara tempat Perseroan
beroperasi, termasuk Perseroan. Kemampuan Perseroan untuk mengembangkan usaha Perseroan
akan tergantung pada kemampuan Perseroan untuk mengevaluasi dan memiliki aset yang sesuai dan
menutup transaksi di tengah persaingan yang ketat.
4.4. Risiko Terkait Negara-negara Tempat Perseroan Beroperasi
Kegiatan usaha Perseroan sangat bergantung kepada peraturan dan otoritas pemerintah.
Perusahaan minyak dan gas tunduk kepada berbagai peraturan dan intervensi yang ditetapkan
pemerintah di seluruh dunia dalam hal seperti pemberian hak eksplorasi dan produksi, pemberlakuan
kewajiban pengeboran yang spesifik, pengendalian lingkungan hidup, kesehatan dan keamanan, kendali
atas pengembangan dan pembongkaran suatu ladang (termasuk pembatasan produksi) dan izin untuk
mengekspor produk. Kepatuhan terhadap peraturan pemerintah wajib dipenuhi untuk memastikan
izin-izin tersebut akan diberikan, diperbaharui atau diperpanjang. Perseroan juga menghadapi risiko
nasionalisasi, pengambilalihan atau pembatalan hak kontrak oleh pemerintah.
Selain itu, peraturan, undang-undang dan praktik-praktik baru mungkin diadopsi oleh pemerintah atau
badan pemerintah lain di negara-negara tempat Perseroan beroperasi sebagai tanggapan terhadap
praktik-praktik atau insiden spesifik yang berkembang, mungkin menyebabkan peraturan yang lebih
ketat atas kegiatan minyak dan gas, terutama sehubungan dengan pengendalian lingkungan hidup,
kesehatan dan keselamatan serta pengawasan operasi pengeboran, dan akses terhadap wilayah
baru, serta penentuan harga jual gas bumi. Setiap peraturan, undang-undang dan praktik baru dapat
menimbulkan kenaikan biaya kepatuhan dan mungkin menyebabkan Perseroan perlu melakukan
perubahan atas rencana operasi pengeboran, eksplorasi, pengembangan dan pembongkaran dan
dapat mempengaruhi kemampuan Perseroan untuk memanfaatkan aset Perseroan dan membatasi
akses Perseroan terhadap aset eksplorasi atau hak operator baru.
Di Indonesia, tempat sebagian besar operasi Perseroan berada, peran SKK Migas dan Kementerian
Energi dan Sumber Daya Mineral yang terus berkembang, ditambah dengan perubahan politik di
Indonesia, menyebabkan badan Pemerintah lainnya seperti Kementerian Perdagangan, BKPM dan
Kementerian Kehutanan semakin meningkatkan perannya dalam mengatur dan meregulasi industri
minyak dan gas di Indonesia. Perluasan peran badan pemerintah yang terus berlanjut dapat menyebabkan
penerapan peraturan, undang-undang dan praktik-praktik baru yang wajib dipatuhi Perseroan.
Syarat dan ketentuan utama yang berlaku atas Perseroan berdasarkan hukum di Indonesia termasuk
Kontrak Bagi Hasil dan kewajiban pasar domestik (domestic market obligation, “DMO”). Kontrak Bagi
Hasil (PSC) yang berlaku adalah PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. Perusahaan minyak dan
gas yang beroperasi berdasarkan PSC Cost Recovery berhak memulihkan biaya yang terkait dengan
kegiatan eksplorasi dan produksi yang dilaksanakan dalam tahun berjalan untuk setiap barel yang
diproduksi. Bagian cost recovery dari hak bersih tahunan bervariasi sesuai dengan tingkat biaya yang
terjadi, termasuk investasi modal untuk eksplorasi, pengembangan dan produksi, biaya operasional
tahunan dan realisasi harga minyak dan gas. Sementara melalui skema Gross Split, Perseroan berhak
untuk mendapatkan pembagian gross produksi (tanpa mekanisme pengembalian biaya operasi)
yang berdasarkan pada mekanisme bagi hasil awal (base split) yang dapat disesuaikan berdasarkan
komponen variabel dan komponen progresif. Kewajiban pasar domestik (DMO) menetapkan jumlah
produksi yang wajib dijual di pasar domestik. Harga penjualan di pasar domestik mungkin lebih rendah
dibandingkan harga yang dapat diperoleh apabila penjualan dilaksanakan dengan pihak lain. Per
tanggal Prospektus ini, sepanjang pengetahuan Perseroan, Perseroan meyakini bahwa Perseroan dan
mitra kerja Perseroan telah mematuhi ketentuan-ketentuan Kontrak Bagi Hasil.
Dalam melakukan perpanjangan Kontrak Bagi Hasil (PSC), Perseroan bergantung pada otoritas
pemerintahan, di mana Perseroan harus melakukan negosiasi dengan SKK Migas dan ESDM.
Meskipun selama ini Perseroan berhasil melakukan negosiasi ulang sehubungan dengan perpanjangan
ekonomis, tidak ada jaminan bahwa Perseroan akan berhasil menegosiasikan Kontrak Bagi Hasil baru
63
Page 100
dengan dengan persyaratan yang dipandang menguntungkan oleh Perseroan. Apabila Perseroan tidak
berhasil menegosiasikan perpanjangan tersebut dengan persyaratan yang dipandang menguntungkan
oleh Perseroan, maka Perseroan mungkin tidak dapat melaksanakan kegiatan usahanya di blok
yang bersangkutan, tidak mampu meningkatkan atau mempertahankan tingkat produksi, dan dengan
demikian kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan mungkin
mengalami dampak merugikan yang material.
Melalui akuisisi Ophir, Perseroan juga memiliki aset minyak dan gas di negara Thailand, Mexico dan
Tanzania. Kegiatan operasi Perseroan pada negara-negara tersebut tunduk pada peraturan-peraturan
terkait industri minyak dan gas di negara tersebut. Apabila terdapat ketidakmampuan untuk memenuhi
peraturan-peraturan yang berlaku, maka dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap kegiatan
usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Industri minyak dan gas juga dikenakan kewajiban membayar royalti dan pajak dan Perseroan beroperasi
dalam yurisdiksi pajak tertentu yang melibatkan ketidakpastian sehubungan dengan interpretasi
dan perubahan atas hukum pajak. Peraturan perundang-undangan baru atau faktor lainnya dapat
menyebabkan Perseroan wajib membatasi atau menghentikan operasi tertentu, atau mengeluarkan
biaya tambahan.
Pertambangan tembaga dan emas AMNT juga tunduk kepada peraturan yang ketat. Pada bulan Februari
2017, di bawah kepemimpinan pemegang saham baru, AMNT memperoleh IUPK dari Pemerintah
Indonesia, yang tetap mempertahankan seluruh persyaratan ekonomi yang tercantum dalam Kontrak
Karya awal.
Pada 5 Maret 2025, Kementerian ESDM menerbitkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya
Mineral Nomor 6 Tahun 2025 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya
Mineral No. 6 Tahun 2024 tentang Penyelesaian Pembangunan Fasilitas Pemurnian Mineral Logam
di Dalam Negeri (“Permen ESDM No. 6 Tahun 2025”) yang mulai berlaku pada saat diundangkan.
Permen ESDM No. 6 Tahun 2025 memungkinkan konsentrat tembaga dengan kadar ≥ 15% Cu untuk
diekspor ke luar Indonesia hingga 31 Desember 2024 dengan memenuhi persyaratan tertentu yang
ditentukan, termasuk memiliki izin ekspor yang sah serta kesempatan untuk melakukan ekspor dengan
jumlah dan waktu tertentu kepada pemegang IUPK tahap kegiatan operasi produksi mineral logam
komoditas tembaga yang telah selesai membangun fasilitas pemurnian mineral logam namun tidak
dapat beroperasi dan memerlukan penyelesaian perbaikan akibat keadaan kahar.
Terdapat kemampuan pengolahan konsentrat tembaga milik pihak ketiga yang sangat terbatas di
Indonesia yang tersedia bagi AMNT, dan AMNT mungkin tidak dapat mengakses fasilitas pengolahan
konsentrat tembaga tersebut sama sekali. Untuk memenuhi kewajiban pengolahan konsentrat tembaga
dalam negeri, PT Amman Mineral Internasional Tbk telah menyelesaikan dan komisioning pabrik
pengolahan konsentrat tembaga menjadi katoda tembaga dan lumpur anoda dengan kapasitas input
sebesar 900.000 ton konsentrat tembaga per tahun (“Smelter”) dan pabrik pemurnian lumpur anoda
menjadi emas dan perak batangan (“Pemurnian Logam Mulia”) melalui anak perusahaan PT Amman
Mineral Internasional Tbk, AMIN (“Proyek Smelter”), yang memiliki, dan mengoperasikan Smelter
tersebut sejak akhir tahun 2024.
Meskipun AMNT bekerja sama dengan Kementerian ESDM atas perpanjangan izin ekspor konsentrat
tembaga AMNT yang pada akhirnya dikeluarkan oleh Kementerian Perdagangan, AMNT tidak mempunyai
jaminan bahwa perpanjangan izin ekspor konsentrat tembaga tersebut akan dikeluarkan. Kementerian
ESDM mempertimbangkan implikasi potensial dari tidak diperpanjangnya izin ekspor konsentrat tembaga
AMNT (termasuk rekomendasi ekspor yang telah diperlukan) terhadap kondisi sosial-ekonomi ekonomi
lokal dan kemampuan Grup untuk menyelesaikan Proyek Smelter. Undang-Undang Minerba 2020 Pasal
102 dan Peraturan Pemerintah No. 96 Tahun 2021 tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan
Mineral dan Batubara sebagaimana diubah dengan Peraturan Pemerintah No. 25 Tahun 2024 tentang
Perubahan atas Peraturan Pemerintah Nomor 96 Tahun 2021 tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha
Pertambangan Mineral dan Batubara (“PP No. 96 Tahun 2021”) Pasal 169 juga menyatakan Pemerintah
wajib memenuhi batasan minimum pengolahan dan/atau pemurnian, dengan mempertimbangkan
(i) peningkatan nilai ekonomi dan (ii) kebutuhan pasar baik di dalam negeri maupun di luar negeri.
64
Page 101
Peningkatan nilai ekonomi sebagaimana dimaksud (i) memberikan manfaat ekonomi secara optimal
bagi negara, (ii) mendukung tersedianya rantai pasok (supply chain) mineral dalam rangka penyediaan
dan pengembangan industri dalam negeri dengan mempertimbangkan keunggulan komparatif sumber
daya mineral, dan (iii) mempertimbangkan kelanjutan operasi pertambangan. Jika izin ekspor konsentrat
tembaga AMNT tidak diperpanjang, AMNT tidak akan dapat mengekspor konsentrat tembaga yang akan
berdampak buruk kepada kinerja operasional dan kondisi keuangan AMNT di masa depan. Lebih lanjut,
terdapat kemungkinan bahwa hal tersebut dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap kegiatan
usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Sektor pembangkit listrik di Indonesia diatur secara ketat, dan peraturan-peraturan tertentu
memberlakukan pembatasan atas harga yang dapat dikenakan untuk listrik serta memberlakukan
pembatasan lainnya atas penjualan listrik. Pembatasan-pembatasan tersebut dapat membatasi
kemampuan entitas asosiasi Perseroan untuk menghasilkan pendapatan. Terlebih lagi, sektor usaha
ini dipengaruhi oleh faktor-faktor yang berada di luar kendali Perseroan maupun mitra kerja Perseroan,
seperti masuknya pemain baru, harga dan pasokan gas serta risiko operasional yang melekat pada
industri ini. Setiap penurunan harga listrik yang terjadi dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap
kegiatan usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Tantangan ekonomi regional atau global dapat mempengaruhi ekonomi Indonesia dan kegiatan
usaha Perseroan.
Ekonomi Indonesia dipengaruhi oleh laju pertumbuhan PDB riil Indonesia yang pada tiga tahun terakhir
mengalami fluktuasi sebesar 3.69% pada tahun 2021, 5.31% pada tahun 2022 dan 5.05% pada tahun
2023 dan 5,03% pada tahun 2024. Pemerintah Indonesia masih memiliki defisit fiskal dan tingkat utang
negara yang tinggi dan nilai tukar Rupiah masih mengalami gejolak dengan likuiditas yang kurang baik,
sektor perbankan masih lemah dan memiliki tingkat kredit bermasalah yang tinggi. Laju inflasi (diukur
dengan perubahan indeks harga konsumen dari tahun ke tahun) masih bergejolak. Indonesia mencatat
laju inflasi sebesar 4.2% pada 2021, 5.51% pada tahun 2022 dan 2.61% pada tahun 2023 dan 1,57%
pada 2024 berdasarkan indeks harga konsumen.
Situasi ekonomi global saat ini dapat semakin memperburuk atau menimbulkan dampak yang lebih
besar terhadap Indonesia dan kegiatan usaha Perseroan. Krisis ekonomi global juga menyebabkan
kelangkaan dalam ketersediaan fasilitas kredit, penurunan penanaman modal asing, kepailitan institusi
keuangan global, kejatuhan nilai pasar modal dunia, perlambatan pertumbuhan ekonomi dunia dan
penurunan permintaan atas komoditas tertentu.
Salah satu dari hal-hal tersebut di atas dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap kegiatan
usaha, prospek, kondisi keuangan dan kinerja operasional Perseroan.
Perseroan mungkin mengalami dampak perubahan peraturan pajak.
Perseroan dan Perusahaan Anak tunduk kepada hukum pajak, dan menghadapi hukum pajak yang
semakin kompleks. Pada tanggal 29 Oktober 2021, Pemerintah Republik Indonesia mengundangkan
Undang-Undang No. 7 Tahun 2021 tentang Harmonisasi Peraturan Perpajakan (“UU HPP”). Bab II
UU HPP merubah beberapa pasal-pasal dalam Undang-Undang No. 7 Tahun 1983 tentang Pajak
Penghasilan sebagaimana dirubah keempat dengan Undang-Undang No. 36 Tahun 2008, yang salah
satunya mengatur, tarif pajak penghasilan wajib pajak badan dalam negeri dan bentuk usaha tetap
sebesar 22% yang mulai berlaku pada tahun pajak 2022 dan seterusnya, serta pengurangan lebih
lanjut tarif pajak sebesar 3% untuk wajib pajak badan dalam negeri berbentuk perseroan terbuka yang
memenuhi persyaratan tertentu. Tarif pajak yang digunakan oleh Perusahaan Anak yang bergerak di
bidang: (i) eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi di Indonesia tetap sama dengan tarif pajak yang
berlaku pada tanggal ditanda-tangani atau tanggal efektif kontrak bagi hasil sampai berakhirnya masa
kontrak; dan (ii) eksplorasi dan eksploitasi sumber daya panas bumi di Indonsia, tetap sama dengan
tarif pajak sesuai Keputusan Presiden No. 49/1991 dan Keputusan Menteri Keuangan No. 766/1992.
Oleh karena itu, Perusahaan Anak yang memenuhi kualifikasi tersebut tidak dapat menggunakan tarif
pajak baru tersebut.
65
Page 102
Jumlah pajak penghasilan yang wajib dibayarkan oleh Perseroan mungkin mengalami kenaikan
substansial akibat perubahan dalam, atau interpretasi baru atas peraturan perundang-undangan
perpajakan yang dapat menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap likuiditas dan kinerja
operasional Perseroan. Pajak yang telah dikenakan di masa lalu mungkin mengalami kenaikan atau
akan dikenakan kembali di masa depan. Namun demikian, apabila terdapat kenaikan jumlah pajak
penghasilan Perseroan, kenaikan tersebut bukanlah disebabkan oleh peningkatan tarif pajak penghasilan
yang dikenakan terhadap Perusahaan Anak yang merupakan pemegang participating interest dari
kontrak bagi hasil di Indonesia. Selain itu, otoritas pajak dapat mengkaji kembali dan mempertanyakan
laporan pajak Perseroan, yang mungkin menyebabkan pajak tambahan dan sanksi administrasi yang
jumlahnya mungkin material.
Perubahan lebih lanjut pada peraturan perundang-undangan perpajakan dapat menyebabkan kenaikan
pajak dan biaya operasi di Indonesia sehingga menimbulkan dampak merugikan yang material terhadap
kegiatan usaha, kinerja operasional, kondisi keuangan dan prospek Perseroan.
Perubahan peraturan perundang-undangan ketenagakerjaan dan perselisihan hubungan
industrial di negara Perseroan beroperasi dapat menimbulkan dampak merugikan.
Hukum ketenagakerjaan di Indonesia mengalami perubahan yang cukup signifikan dengan telah
ditetapkannya Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-undang Undang Nomor 2 Tahun 2022
tentang Cipta Kerja menjadi Undang-undang (UU) Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan
Pemerintah Pengganti Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja pada tanggal
31 Maret 2023. Produk hukum ini merupakan tanggapan Pemerintah atas dinamika dan polemik
yang terjadi di masyarakat atas diberlakukannya Undang-undang No, 11 Tahun 2020 tentang Cipta
Kerja yang kemudian dicabut dan digantikan oleh Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang
Nomor 2 Tahun 2022. Hukum ketenagakerjaan mengalami dinamika lagi dengan beberapa perubahan
terkait dengan putusan Mahkamah Konstitusi dalam Perkara Nomor 168/PUU-XXI/2023 pada tanggal
1 November 2024 yang mengabulkan sebagian permohonan uji materiil Undang-Undang Nomor 6
Tahun 2023 di atas.
Guna mengantisipasi dan menekan risiko atas kejadian yang berpotensi menimbulkan dampak negatif
pada keberlangsungan kegiatan operasional, Perusahaan berkomitmen untuk memastikan kepatuhan
terhadap peraturan perundang-undangan serta secara konsisten menerapkan azas kepatutan dan
kehati-hatian dalam pelaksanaannya. Secara prinsip, kepatuhan terhadap peraturan perundangan,
azas kepatutan dan kehati-hatian ini tidak hanya diberlakukan di Indonesia, namun di seluruh negara-
negara tempat Perusahaan beroperasi dengan mempertimbangkan bahwa segala potensi perselisihan
hubungan industrial dapat menimbulkan dampak yang merugikan terhadap kinerja dan kegiatan
operasional Perusahaan.
4.5. Risiko Terkait Investasi pada Obligasi Perseroan
Risiko yang dihadapi investor adalah:
a. Risiko tidak likuidnya Obligasi yang ditawarkan dalam Penawaran Umum ini yang antara lain
disebabkan karena tujuan pembelian Obligasi sebagai investasi jangka panjang.
b. Risiko gagal bayar yang disebabkan kegagalan dari Perseroan untuk melakukan pembayaran bunga
serta utang pokok pada waktu yang telah ditetapkan, atau kegagalan Perseroan untuk memenuhi
ketentuan lain yang ditetapkan dalam perjanjian terkait Obligasi yang merupakan dampak dari
memburuknya kinerja dan perkembangan usaha Perseroan.
MANAJEMEN PERSEROAN MENYATAKAN BAHWA RISIKO USAHA YANG MATERIAL YANG
BERKAITAN TERHADAP PERSEROAN DAN PERUSAHAAN ANAK DALAM MELAKSANAKAN
KEGIATAN USAHA TELAH DIUNGKAPKAN DAN DISUSUN BERDASARKAN BOBOT DARI
DAMPAK MASING-MASING RISIKO TERHADAP KINERJA KEUANGAN PERSEROAN DALAM
PROSPEKTUS.
66
Page 103
V. KEJADIAN PENTING SETELAH TANGGAL LAPORAN
AUDITOR INDEPENDEN
Tidak ada kejadian penting yang mempunyai dampak cukup material terhadap posisi dan kinerja
keuangan Perseroan dan Perusahaan Anak yang terjadi setelah tanggal laporan auditor independen
tertanggal 17 April 2025 yang perlu diungkapkan pada laporan keuangan konsolidasian Perseroan
dan Perusahaan Anak pada tanggal 31 Desember 2024 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal
tersebut yang telah diaudit oleh Kantor Akuntan Publik Purwantono, Sungkoro & Surja, penanggung
jawab Indrajuwana Komala Widjaja (Izin Akuntan Publik No. AP.0696), berdasarkan standar audit yang
ditetapkan oleh IAPI, dengan pendapat tanpa modifikasian dengan paragraf penjelas, hingga efektifnya
Pernyataan Pendaftaran.
67
Page 104
VI. KETERANGAN TENTANG PERSEROAN DAN
PERUSAHAAN ANAK, KEGIATAN USAHA SERTA
KECENDERUNGAN DAN PROSPEK USAHA PERSEROAN
DAN PERUSAHAAN ANAK
6.1. Riwayat Singkat Perseroan
Perseroan didirikan dengan nama PT Meta Epsi Pribumi Drilling Company 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 berikut perubahannya, 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 Imas Fatimah, S.H., Notaris
di Jakarta, akta-akta mana telah memperoleh pengesahan dari Menkum berdasarkan 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.
Anggaran Dasar Perseroan terakhir adalah sebagaimana termuat dalam Akta No. 69/2023.
Berdasarkan Akta No. 69/2023, pemegang saham Perseroan telah menyetujui perubahan anggaran
dasar Perseroan Pasal 3 tentang maksud dan tujuan serta kegiatan usaha dalam rangka penyesuaian
dengan Klasifikasi Baku Lapangan Usaha Indonesia (KBLI) 2020 dan Pasal 17 tentang tahun buku,
rencana kerja & anggaran perusahaan dalam rangka penyesuaian dengan ketentuan Peraturan OJK
No. 14/POJK.04/2022 tentang Penyampaian Laporan Keuangan Berkala Emiten atau Perusahaan
Publik.
Sesuai dengan Anggaran Dasar, maksud dan tujuan Perseroan ialah berusaha dalam bidang aktivitas
perusahaan holding dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya. Untuk mencapai maksud dan tujuan
tersebut di atas, Perseroan dapat melaksanakan kegiatan usaha utama sebagai berikut:
a. Melakukan aktivitas perusahaan holding (KBLI No. 64200), dimana kegiatan utamanya adalah
kepemilikan dan/atau penguasaan aset dari sekelompok perusahaan subsidiari dan kegiatan
utamanya adalah kepemilikan kelompok tersebut.
b. Aktivitas konsultasi manajemen lainnya (KBLI No. 70209), dimana kegiatan utamanya (sebagaimana
relevan) adalah memberikan bantuan nasehat, bimbingan dan operasional usaha serta
permasalahan organisasi dan manajemen lainnya, seperti perencanaan strategi dan organisasi,
keputusan berkaitan dengan keuangan, tujuan dan kebijakan pemasaran, perencanaan, praktik
dan kebijakan sumber daya manusia, perencanaan penjadwalan dan pengontrolan produksi.
Untuk mendukung kegiatan usaha Perseroan di atas, Perseroan melaksanakan kegiatan usaha
penunjang sebagai berikut:
a. Sebagai penasihat (counsellors) dan perunding (negotiators) dalam merancang merger dan akuisisi
perusahaan
b. Memberikan bantuan nasihat, bimbingan, operasional berbagai fungsi manajemen asistensi
operasional suatu usaha dan pelayanan masyarakat mengenai hubungan masyarakat (public
relations) dan komunikasi masyarakat atau umum, kegiatan lobi, rancangan dari metode
dan prosedur akuntansi, program akuntansi biaya, prosedur pengawasan anggaran belanja,
pemberian nasihat dan bantuan untuk usaha dan pelayanan masyarakat dalam perencanaan,
pengorganisasian, efisiensi dan pengawasan, informasi manajemen dan lain-lain.
68
Page 105
Saat ini, dalam melakukan kegiatan usahanya sebagai perusahaan holding, Perseroan memiliki dan
menguasai Perusahaan Anak yang menjalankan kegiatan usaha utama di bidang eksplorasi dan
produksi minyak dan gas di wilayah Indonesia dan internasional. Selain itu, Perusahaan Anak yang
dimiliki oleh Perseroan juga mendiversifikasikan bisnisnya dalam bidang ketenagalistrikan, distribusi
gas, jasa penyewaan peralatan pengeboran dan jasa penyewaan gedung. Selain melakukan aktivitas
perusahaan holding, perusahaan juga memberikan bantuan nasehat terkait operasional usaha,
perencanaan strategi dan organisasi, serta keputusan berkaitan dengan keuangan dan perencanaan.
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 untuk unit usaha ketenagalistrikan; (iv) Medco LNG untuk unit usaha sektor hilir migas; dan
(v) EPI untuk jasa penyewaan atau pelayanan dan bidang perdagangan. Selanjutnya, perusahaan-
perusahaan tersebut melakukan kegiatan usaha baik secara langsung maupun tidak langsung melalui
penyertaan pada perusahaan lain dengan bidang usaha sejenis.
Kegiatan usaha yang benar-benar dijalankan Perseroan saat ini adalah aktivitas perusahaan holding
dan aktivitas konsultasi manajemen lainnya.
6.2. Perkembangan Susunan Pemegang Saham dan Kepemilikan Saham Perseroan
Pendirian
Struktur permodalan Perseroan berdasarkan Akta Pendirian adalah sebagai berikut:
Modal Dasar : Rp1.500.000.000
Modal Ditempatkan : Rp750.000.000
Modal Disetor : Rp750.000.000
Modal Dasar Perseroan terbagi atas 480 lembar saham dengan nilai nominal Rp3.125.000 per lembar
saham.
Modal Dasar tersebut telah diambil bagian oleh para pendiri Perseroan dengan susunan sebagai berikut:
Nilai Nominal Rp3.125.000 per Saham
Uraian dan Keterangan (%)
Jumlah Saham Jumlah Nominal (Rp)
Modal Dasar 480 1.500.000.000
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
PT Meta Epsi Engineering 108 337.500.000 45,00
Diamond Bridge Pte. Ltd. 30 93.750.000 12,50
PT Medco Duta 6 18.750.000 2,50
PT Multifabrindo Gemilang 12 37.500.000 5,00
Yani Yuhani Panigoro 84 262.500.000 35,00
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 240 750.000.000 100,00
Saham dalam Portepel 240 750.000.000
Struktur permodalan Perseroan dalam 2 tahun terakhir sebelum disampaikannya pernyataan
pendaftaran sehubungan dengan rencana PUB Obligasi Berkelanjutan VI Tahap I Tahun 2025 tidak
mengalami perubahan. Struktur permodalan dan susunan kepemilikan saham Perseroan terakhir pada
tanggal diterbitkannya Prospektus ini adalah sebagai berikut:
Berdasarkan Akta No. 86/2021, pemegang saham Perseroan telah menyetujui perubahan Pasal 4
ayat (1) Anggaran Dasar Perseroan terkait peningkatan modal dasar yaitu semula Rp950.000.000.000
yang terbagi atas 38.000.000.000 saham, masing-masing saham memiliki nilai nominal sebesar Rp25
per lembar saham, menjadi sebesar Rp1.375.000.000.000 yang terbagi atas 55.000.000.000 saham,
masing-masing saham memiliki nilai nominal sebesar Rp25 per lembar saham.
69
Page 106
Berdasarkan Akta No. 86/2021 dan Daftar Pemegang Saham per 31 Mei 2025 yang dikeluarkan oleh
PT Sinartama Gunita selaku Biro Administrasi Efek yang ditunjuk oleh Perseroan, susunan pemegang
saham Perseroan adalah sebagai berikut:
Nilai Nominal Rp25 per Saham Kepemilikan Hak
Uraian dan Keterangan Suara
Jumlah Saham Jumlah Nominal (Rp) (%)
Modal Dasar 55.000.000.000 1.375.000.000.000
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
PT Medco Daya Abadi Lestari 12.944.140.124 323.603.503.100 52,44
Diamond Bridge Pte. Ltd. 5.395.205.771 134.880.144.275 21,86
PT Medco Duta 30.044.500 751.112.500 0,12
Masyarakat (masing-masing di bawah 5%) 6.313.300.569 157.832.514.225 25,58
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 24.682.690.964 617.067.274.100 100,00
Saham Treasuri 453.540.288 11.338.507.200
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 25.136.231.252 628.405.781.300
Saham dalam Portepel 29.863.768.748 746.594.218.700
Lebih lanjut, berdasarkan Komposisi Pemegang Saham Pengendali, Dewan Komisaris, dan Direksi
tanggal 31 Mei 2025 yang dikeluarkan oleh PT Sinartama Gunita selaku Biro Administrasi Efek yang
ditunjuk oleh Perseroan, Direksi dan Komisaris Perseroan memiliki saham di Perseroan sebagai berikut:
No. Nama Jabatan Jumlah Saham %
1. Bambang Subianto Komisaris Independen - -
2. Yani Yuhani Panigoro Komisaris 8.703.146 0,03
3. Yaser Raimi Panigoro Komisaris 2.542.633 0,01
4. Hilmi Panigoro Direktur Utama 31.269.683 0,12
5. Roberto Lorato Direktur 168.421.200 0,67
6. Ronald Gunawan Direktur 71.810.642 0,29
7. Amri Siahaan Direktur 52.081.449 0,20
8. Anthony R. Mathias Direktur 40.035.752 0,16
6.3. Kejadian Penting yang Mempengaruhi Perkembangan Usaha Perseroan
Pada tanggal 5 November 2024, MCG dan MPGS (keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan) telah menandatangani Perjanjian Operasi dan Pemeliharaan, dimana MPGS menyediakan
jasa Operasi dan Pemeliharaan pembangkit untuk PLTP Blawan Ijen Jawa Timur Tahap 1 berkapasitas
34MW yang berlokasi di Jawa Timur (”PLTP Ijen”) yang dimiliki oleh MCG. Perjanjian ini berlaku hingga
6 tahun sejak PLTP Ijen mencapai Commercial Operation Date Unit 1 pada Februari 2025.
6.4. Pengurusan dan Pengawasan
Berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Rapat No. 60 tanggal 25 Juni 2020, yang dibuat di hadapan
Leolin Jayayanti, S.H., M.Kn., Notaris di Jakarta (“Akta No. 60/2020”) juncto Akta Pernyataan Keputusan
Rapat No. 79 tanggal 26 Agustus 2021, yang dibuat di hadapan Leolin Jayayanti, S.H., M.Kn., Notaris di
Jakarta (“Akta No. 79/2021”), susunan Dewan Komisaris dan Direksi Perseroan terakhir pada tanggal
diterbitkannya Prospektus ini adalah sebagai berikut:
Dewan Komisaris
Komisaris Utama : Yani Yuhani Panigoro
Komisaris : Yaser Raimi Arifin Panigoro
Komisaris Independen : Marsillam Simandjuntak
Direksi
Direktur Utama : Hilmi Panigoro
Direktur : Roberto Lorato
Direktur : Ronald Gunawan
Direktur : Anthony Robert Mathias
Direktur : Amri Siahaan
70
Page 107
Penunjukan seluruh anggota Dewan Komisaris dan Direksi Perseroan telah sesuai dengan ketentuan-
ketentuan termasuk ketentuan mengenai rangkap jabatan, sebagaimana diatur dalam POJK
No. 33/2014.
Masa jabatan seluruh anggota Direksi dan anggota Dewan Komisaris Perseroan adalah 5 tahun sampai
dengan ditutupnya Rapat Umum Pemegang Saham Tahunan yang akan diadakan pada tahun 2025,
dengan tidak mengurangi hak dari rapat umum pemegang saham untuk memberhentikan anggota
Direksi dan Dewan Komisaris Perseroan sewaktu-waktu.
Susunan anggota Direksi dan Dewan Komisaris tercantum dalam Akta No. 60/2020 telah diberitahukan
kepada Menkum sebagaimana ternyata dalam Surat Pemberitahuan Perubahan Data Perseroan
No. AHU-AH.01.03-0261127 tanggal 26 Juni 2020 dan telah didaftarkan dalam Daftar Perseroan pada
Kemenkum di bawah No. AHU-0100705.AH.01.11.Tahun 2020 tanggal 26 Juni 2020.
Susunan anggota Direksi dan Dewan Komisaris tercantum dalam Akta No. 79/2021 telah diberitahukan
kepada Menkum sebagaimana ternyata dalam Surat Pemberitahuan Perubahan Data Perseroan No.
AHU-AH.01.03-0451248 tanggal 22 September 2021 dan telah didaftarkan dalam Daftar Perseroan
pada Kemenkum di bawah No. AHU-0162344.AH.01.11.Tahun 2021 tanggal 22 September 2021.
Berikut adalah keterangan singkat dari masing-masing anggota Dewan Komisaris dan Direksi:
Dewan Komisaris
Yani Yuhani Panigoro
Komisaris Utama, 73 tahun
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1951. Diangkat sebagai Komisaris
sejak tahun 2020. Meraih gelar Sarjana Teknik Elektro (1975) dari Institut
Teknologi Bandung dan gelar Master Manajemen (1997) dari Sekolah Tinggi
Manajemen Bandung.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 1998 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2024 – Sekarang : Ketua Perkumpulan Pemberantasan Tuberkolosis Indonesia
2020 – Sekarang : Komisaris Utama di Perseroan
1998 – 2020 : Komisaris di Perseroan
2019 – 2024 : Ketua Majelis Wali Amanat ITB
2009 – 2014 : Ketua Majelis Wali Amanat ITB
Yaser Raimi Arifin Panigoro
Komisaris, 46 tahun
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1978. Diangkat sebagai Komisaris
sejak tahun 2015. Meraih gelar S1 dalam bidang informasi teknologi (2002) dari
American University, Amerika Serikat dan gelar Master of Business Administration
(2012) dari Loyola Marymount University, Amerika Serikat.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2003 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2015 – Sekarang : Komisaris di Perseroan
2007 – 2010 : Managing Director di PT Medco Energi Mining Indonesia
2003 : Business Development Manager di Perseroan
71
Page 108
Marsillam Simandjuntak
Komisaris Independen, 81 tahun
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1943. Diangkat sebagai Komisaris
Independen sejak tahun 2010. Meraih gelar Sarjana Kedokteran (1971) dan
Sarjana Hukum (1989), keduanya dari Universitas Indonesia.
Marsillam Simandjuntak telah menandatangani surat pernyataan tertanggal
22 Juni 2020 yang menyatakan bahwa beliau tetap memenuhi persyaratan
sebagai Komisaris Independen sebagaimana diatur dalam Pasal 25 POJK 33/
POJK.04/2014 tentang Dewan Komisaris dan Direksi Emiten dan Perusahaan
Publik. Hal ini telah dinyatakan pula di dalam RUPST Perseroan tahun 2020.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2010 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2010 – Sekarang : Komisaris Independen di Perseroan
2006 – 2010 : Staf Khusus Menteri Keuangan untuk Prakarsa Reformasi
Pajak dan Bea Cukai di Kementrian Keuangan RI
2006 – 2010 : Kepala Unit Kerja Presiden Pengelolaan Program dan
Reformasi (UKP-PPR)
2001 : Menteri Kehakiman dan Jaksa Agung RI di Kementrian
Hukum dan HAM RI dan Kejaksaan Agung RI
Direksi
Hilmi Panigoro
Direktur Utama, 70 tahun
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1955. Diangkat sebagai Direktur
Utama sejak bulan November 2015. Meraih gelar Insinyur Teknik Geologi
(1981) dari Institut Teknologi Bandung, gelar Master of Business Administration
dengan program utama di bidang finance and business economics (1984)
dari Thunderbird University, Arizona, Amerika Serikat dan meraih gelar Master
of Science dalam bidang engineering (1988) dari Colorado School of Mines,
Colorado, Amerika Serikat.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2001 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2015 – Sekarang: Direktur Utama di Perseroan
2008 – 2015 : Komisaris Utama di PT Medco Energi Mining Indonesia
2001 – 2008 : Direktur Utama di Perseroan
1998 – 2001 : Direktur di Perseroan
72
Page 109
Roberto Lorato
Direktur/CEO, 67 tahun
Warga Negara Italia, lahir pada tahun 1958. Diangkat sebagai Direktur sejak bulan
November 2015. Meraih gelar S1 dalam bidang mechanical engineering (1987)
dari University of Padua, Italia, gelar S2 dalam bidang Energy Management &
Economics (1988) dari Scuola Superiore Enrico Mattei, Eni Corporate University,
Italia dan gelar Master of Science (1994) dari London Business School, Inggris.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2015 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2015 – Sekarang : Direktur / Chief Executive Officer di Perseroan
2010 – 2015 : President & BU Director di Premier Oil Indonesia
2010 : Independent Advisor on Oil and Gas Upstream and Mid-
Stream Opportunities
2009 : VP, Agreement & Negotiations di Eni Spa, Italy
2006 – 2009 : Managing Director & Country Manager di Eni Indonesia
2003 – 2006 : President & CEO di Virginia Indonesia Co, Llc
2002 – 2003 : Managing Director di Lasmo, Indonesia
2001 – 2002 : Managing Director di Agip, Inggris
Ronald Gunawan
Direktur Operasi, 60 tahun
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1964. Diangkat sebagai Direktur
sejak tahun 2015. Memperoleh gelar Sarjana Teknik Perminyakan (1988) dari
Institut Teknologi Bandung dan S2 dalam bidang Petroleum Engineering (2000)
dari Texas A&M University, Amerika Serikat.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2015 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2015–Sekarang : Direktur / Chief Operating Officer di Perseroan
2014 – 2015 : VP Operations & Development di Premier Oil Indonesia
2012 – 2014 : President & General Manager di Hess Indonesia
2011 – 2012 : Asset Integrity Manager di Eni E & P, Milan, Italy
2009 – 2011 : Operations Manager di Eni Australia
2007 – 2008 : Project Operations Manager di Eni Australia
2006 – 2006 : VP Resource Management di Vico Indonesia
2002 – 2005 : VP Assets di Vico Indonesia
73
Page 110
Anthony Robert Mathias
Direktur Perencanaan & Keuangan, 58 tahun
Warga Negara Inggris, lahir pada tahun 1966. Diangkat sebagai Direktur sejak
bulan November 2015. Meraih gelar S1 dalam bidang engineering (1989) dari
Bradford University, Inggris dan gelar Master of Business Administration (1994)
dari Manchester Business School, Inggris.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2015 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2015 – Sekarang : Direktur / Chief Financial Officer di Perseroan
2012 – 2015 : VP Finance & IT di Premier Oil
2007 – 2012 : Finance Manager di ConocoPhillip
2005 – 2007 : Manager Business Integration di ConocoPhillip
2003 – 2005 : Manager Planning and Performance Analysis di Canadian E &
P and Oil Sands Business, Calgary, Canada
2000 – 2003 : Director Upstream Energy and Portfolio Management di
ConocoPhillip
1994 – 2000 : Business Analyst and Internal Audit Control Function di Mobil
Oil and Conoco Inc.
Amri Siahaan
Direktur Human Capital & Pendukung Usaha, 59 tahun
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1965. Diangkat sebagai Direktur
sejak tahun 2015. Memperoleh gelar Sarjana Teknik Mesin (1989) dari Institut
Teknologi Bandung serta gelar Master of Business Administration (2003) dari
University of Leicester, Inggris.
Bergabung dengan Perseroan sejak tahun 2015 dan memiliki pengalaman kerja
sebagai berikut:
2015 – Sekarang : Director / Chief Human Capital & Business Support Officer
di Perseroan
2016 – 2018 : General Manager di PT Medco E & P Natuna
2011 – 2015 : VP Government Affair & Business Support di Premier Oil
Indonesia
2009 – 2011 : General Manager Operations/Site Manager di Tangguh
LNG, BP Indonesia
2008 – 2009 : Operations/Start-up Manager di Tangguh LNG, BP Indonesia
2007 – 2008 : Executive Assistance to COO di Atlantic LNG, Trinidad &
Tobago
2004 – 2006 : VP “Semberah” Asset di Vico Indonesia
2001 – 2004 : VP Supply Chain Management di Vico Indonesia
2001 : Audit & Internal Control Manager di BP Indonesia
1999 – 2001 : Manager, Facilities Management/Office Relocation Director
di ARCO / BP Indonesia
1999 : Human Resources Superintendent di ARCO, Indonesia
1991 – 1998 : Chief Engineer, Purchaser di ARCO, Indonesia
1990 : Petroleum Engineer di Caltex, Duri Field, Indonesia
74
Page 111
Tidak terdapat perjanjian atau kesepakatan antara anggota Dewan Komisaris dan anggota Direksi
dengan Pemegang Saham Utama, pelanggan, pemasok, dan/atau pihak lain berkaitan dengan
penempatan atau penunjukan sebagai anggota Dewan Komisaris dan anggota Direksi Perseroan.
Secara umum, Direksi bertanggung jawab dalam memimpin dan mengelola berbagai usaha untuk
mencapai obyektif Perseroan dan memastikan aset Perseroan digunakan dengan semestinya untuk
kepentingan para pemegang saham.
Direksi melaksanakan tugas dan tanggung jawabnya sesuai dengan amanat Anggaran Dasar Perseroan
dan juga kondisi-kondisi internal dan eksternal.
Terdapat hubungan keluarga di antara anggota Direksi, anggota Dewan Komisaris, dan pemegang
saham Perseroan, sebagai berikut:
• Yani Yuhani Panigoro yang merupakan Komisaris Utama Perseroan adalah bibi dari Maera sebagai
pemilik manfaat dari Perseroan.
• Yani Yuhani Panigoro yang merupakan Komisaris Utama Perseroan adalah bibi dari Yaser Raimi
Panigoro sebagai Komisaris sekaligus pengendali dan pemiliki manfaat dari Perseroan.
• Yani Yuhani Panigoro yang merupakan Komisaris Utama Perseroan adalah kakak kandung dari
Hilmi Panigoro sebagai Direktur Utama sekaligus pengendali dan pemiliki manfaat dari Perseroan.
6.5. Tata Kelola Perusahaan yang Baik (Good Corporate Governance)
Perseroan menerapkan prinsip Tata Kelola Perusahaan yang Baik (GCG) yaitu Transparansi,
Akuntabilitas, Tanggung Jawab, Independensi dan Kewajaran, sebagaimana diatur dalam: Undang-
Undang Pasar Modal; UUPT; Peraturan Otoritas Jasa Keuangan (POJK) No. 21/POJK.04/2015
tertanggal 16 November 2015 tentang Penerapan Pedoman Tata Kelola Perusahaan Terbuka; Surat
Edaran Otoritas Jasa Keuangan (SEOJK) No 32/SEOJK.04/2015 tertanggal 17 November 2015 tentang
Pedoman Tata Kelola Perusahaan Terbuka; POJK No 29/POJK.04/2016 tertanggal 29 Juli tentang
Laporan Tahunan Emiten atau Perusahaan Publik; SEOJK No. 16/SEOJK.04/2021 tentang Bentuk
dan Isi Laporan Tahunan Emiten atau Perusahaan Publik, Anggaran Dasar Perseroan, serta Pedoman
Pelaksanaan GCG dan Kode Etik Perusahaan; dan POJK No. 51/POJK.03/2017 tentang Penerapan
Keuangan Berkelanjutan Bagi Lembaga Jasa Keuangan, Emiten dan Perusahaan Publik.
Struktur GCG Perseroan memisahkan tugas Rapat Umum Pemegang Saham, Dewan Komisaris dan
Direksi. Dewan Komisaris mengawasi Direksi dengan dukungan empat komite: Komite Audit, Komite
Nominasi dan Remunerasi, Komite Manajemen Risiko, dan Komite GCG, sebagaimana tercantum
dalam Anggaran Dasar Perseroan, POJK No. 21/POJK.04/2015 tanggal 16 November 2015 tentang
Penerapan Pedoman Tata Kelola Perusahaan Terbuka dan SEOJK No. 32/SEOJK.04/2015 tanggal
17 November 2015 tentang Pedoman Tata Kelola Perusahaan Terbuka.
75
Page 112
76
Page 113
Dewan Komisaris dan Direksi
Tugas dan Wewenang Dewan Komisaris
Tugas dan wewenang Dewan Komisaris Perseroan adalah sebagai berikut :
a) melakukan pengawasan terhadap Direksi dan memberikan nasihat sesuai dengan Anggaran
Dasar;
b) mengawasi manajemen risiko dan pengendalian internal di Perseroan serta memastikan bahwa
GCG diterapkan dengan baik;
c) memimpin RUPST;
d) memantau audit internal dan eksternal;
e) mengawasi manajemen risiko;
f) mengevaluasi kinerja Dewan Komisaris dan Direksi; dan
g) serta memberikan rekomendasi untuk menentukan remunerasi bagi Komisaris dan Direksi.
Tugas dan Wewenang Direksi
Tugas dan wewenang Direksi Perseroan adalah sebagai berikut :
Direktur Utama
Direktur Utama bertanggung jawab untuk mengawasi seluruh aktivitas Perseroan yang meliputi
pengembangan dan operasi dengan mengikuti pedoman GCG. Peran kepemimpinan ini dijalankan
bekerja sama dengan Chief Executive Officer untuk memastikan fungsi, pengelolaan, dan pengendalian
Perseroan. Hal ini termasuk melaksanakan rencana kerja dan anggaran, mematuhi undang-undang
dan peraturan terkait, serta mematuhi kebijakan komunikasi dalam hubungan dengan pemerintah dan
investor.
Direktur & CEO
CEO bertanggung jawab untuk mengelola seluruh kegiatan Perseroan, termasuk pengembangan dan
operasi, dengan dukungan dari Direktur lain yang mengawasi manajemen Perseroan. CEO bekerja
sama dengan Direktur Utama untuk merencanakan, mengelola, dan mengendalikan pengawasan
manajemen. Peran ini juga mencakup perencanaan program kerja dan anggaran serta menjamin
kepatuhan terhadap undang-undang, peraturan, dan kebijakan komunikasi yang berlaku mengenai
hubungan dengan pemerintah dan investor. CEO juga bertanggung jawab atas eksplorasi, produksi,
pemasaran, penjualan, kesehatan dan keselamatan kerja, program sosial dan lingkungan, pengelolaan
anggaran, perbendaharaan, akuntansi, keuangan perusahaan, pengembangan SDM, organisasi dan
proses bisnis, perencanaan strategis, serta pengembangan bisnis. Selain itu, CEO juga bertanggung
jawab untuk memastikan pengembangan dan menerapkan kebijakan dan program keberlanjutan dan
manajemen risiko.
Direktur Perencanaan & Keuangan
Bertanggung jawab untuk mengawasi dan mengendalikan program kerja dan anggaran Perseroan.
Peran ini mencakup pengembangan kebijakan dan aktivitas terkait perumusan dan evaluasi rencana
strategis serta penilaian investasi. Membangun hubungan dengan investor juga merupakan tanggung
jawab utama lainnya. Selain itu juga berperan dalam menentukan, mengelola, dan mengendalikan
kebijakan mengenai program kerja direktorat keuangan dan anggaran Perseroan. Peran kepemimpinan
ini meliputi perbendaharaan, akuntansi, perpajakan, pengelolaan keuangan, dan penyusunan laporan
keuangan. Selanjutnya, juga bertanggung jawab untuk merencanakan, mengelola, dan mengendalikan
program kerja dan anggaran, memantau kinerja, mengawasi perbendaharaan, kebijakan akuntansi,
laporan keuangan, perpajakan, serta kebijakan pembiayaan jangka panjang
Perseroan.
77
Page 114
Direktur Operasi
Direktur Operasi bertanggung jawab untuk menetapkan, mengelola, dan mengendalikan operasi
eksplorasi dan produksi dan fasilitas pendukung Perseroan. Peran ini mencakup penetapan rencana
dan pengelolaan aset minyak & gas. Direktur Operasi juga berperan dalam merencanakan, mengelola,
dan mengendalikan rencana kerja dan anggaran direktorat operasi, termasuk tim technical assurance
dan tim project development engineering excellence, yang membantu seluruh operasi Perseroan serta
mengevaluasi pencapaiannya. Pengembangan kebijakan terkait operasi, eksplorasi, produksi, penjualan
dan pemasaran, serta tanggung jawab sosial Perseroan juga berada di bawah lingkup tanggung jawab
Direktur Operasi.
Direktur Human Capital & Pendukung Usaha
Bertanggung jawab untuk menetapkan, mengelola, dan mengendalikan kebijakan Perseroan mengenai
sumber daya manusia, pendidikan dan pelatihan, supply chain management, digital information
technology, proses bisnis, dan budaya perusahaan. Peran tersebut meliputi perencanaan, pengelolaan,
dan pengendalian program kerja dan anggaran direktorat administrasi yang terdiri atas subdirektorat
sumber daya manusia, manajemen rantai pasokan, hubungan dan keamanan, teknologi informasi
digital, pengembangan keberlanjutan, keuangan eksplorasi dan produksi, dan board administration
office. Direktur Human Capital & Pendukung Usaha juga mengevaluasi pencapaian sub-direktorat,
mengembangkan kebijakan terkait perencanaan tenaga kerja, mengembangkan sumber daya manusia,
serta pemberdayaan di seluruh divisi dalam direktorat administrasi. Selain itu, juga bertanggung jawab
atas remunerasi, hubungan industrial, pengembangan sistem manajemen, dan pembentukan budaya
perusahaan Perseroan.
Frekuensi Tingkat Kehadiran Dewan Komisaris dan Direksi
Sesuai dengan POJK No. 33/2014, Direksi Perseroan telah mengadakan rapat Direksi secara rutin
minimal 1 (satu) kali setiap bulan dan Dewan Komisaris telah mengadakan rapat Dewan Komisaris secara
rutin paling kurang 1 (satu) kali dalam 2 (dua) bulan. Selain itu Direksi Perseroan juga mengadakan
rapat bersama Dewan Komisaris secara rutin minimal 1 (satu) kali dalam 4 (empat) bulan.
Frekuensi Kehadiran Rapat Dewan Komisaris
Selama tahun 2024, Dewan Komisaris menyelenggarakan 5 (lima) rapat Dewan Komisaris, dimana
seluruh rapat tersebut juga merupakan rapat bersama dengan Direksi dengan rincian sebagai berikut:
Jabatan Nama Pejabat Jumlah Kehadiran Rapat Tingkat Kehadiran Rapat
Jumlah seluruh rapat yang di selenggarakan 5
Komisaris Utama Yani Yuhani Panigoro 5 100%
Komisaris Yaser Raimi Arifin Panigoro 5 100%
Komisaris Independen Marsillam Simandjuntak 5 100%
Frekuensi Kehadiran Rapat Direksi
Selama tahun 2024, Direksi menyelenggarakan 12 (dua belas) rapat, dengan rincian sebagai berikut:
Jabatan Nama Pejabat Jumlah Kehadiran Rapat Tingkat Kehadiran Rapat
Jumlah seluruh rapat yang di selenggarakan 12
Direktur Utama Hilmi Panigoro 12 100%
Direktur Roberto Lorato 12 100%
Direktur Ronald Gunawan 12 100%
Direktur Anthony Robert Mathias 12 100%
Direktur Amri Siahaan 12 100%
78
Page 115
Kompensasi Dewan Komisaris dan Direksi
Dasar penetapan besarnya gaji atau honorarium dan tunjangan lainnya (jika ada) para anggota Dewan
Komisaris adalah berdasarkan RUPS. Jumlah kompensasi berupa gaji dan tunjangan kepada Dewan
Komisaris Perseroan untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023 adalah
sebesar USD3.113.115 dan USD3.105.107. Sementara Direksi untuk tahun yang berakhir pada tanggal
31 Desember 2024 dan 2023 adalah sebesar USD24.167.970 dan USD22.061.390. Sementara
pembayaran dalam bentuk saham kepada Dewan Komisaris Non Independen dan Direksi Perseroan
untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023 adalah sebesar USD4.924.082
dan USD393.094.
Berdasarkan Kebijakan Remunerasi yang berlaku untuk anggota Dewan Komisaris dan Direksi, anggota
Dewan Komisaris dan Direksi yang telah berakhir masa jabatannya atau wafat, dapat menerima imbalan
kerja setelah masa kerjanya berakhir. Besarnya imbalan kerja tergantung dengan kinerja/kontribusi dari
masing-masing anggota Dewan Komisaris dan Direksi tersebut terhadap Perseroan.
Pelatihan Dewan Komisaris dan Direksi
Program Pelatihan dan Peningkatan Kompetensi Dewan Komisaris
Dalam upaya meningkatkan kompetensi dan kapasitasnya, Dewan Komisaris secara rutin turut serta
dalam pelatihan dan pendidikan yang diselenggarakan oleh pihak eksternal, termasuk yang berhubungan
dengan penerapan GCG, maupun menjadi anggota atau pengurus suatu organisasi/asosiasi social atau
pendidikan, atau pengajar/pembicara disuatu institusi pendidikan/acara seminar. Disamping itu, Dewan
Komisaris juga wajib meningkatkan pengetahuannya tentang kegiatan operasi Perseroan dengan turut
serta dalam kunjungan ke wilayah operasi bersama Direksi. Berikut daftar peningkatan kompetensi
yang diikuti oleh Dewan Komisaris ditahun 2024:
Nama Kegiatan Peningkatan Kompetensi
Yani Yuhani Panigoro • Ketua Perkumpulan Pemberantasan Tuberkolosis Indonesia (2024 – 2029), Jakarta, Indonesia
• Ketua Majelis Wali Amanat Institut Teknologi Bandung (2019 – 2024), Bandung, Indonesia
• Anggota Dewan Pengawas Stop TB Partnership Indonesia (2022 – 2027), Jakarta, Indonesia
• Menghadiri Pertemuan dengan Pekerja MedcoEnergi Grup Sumatera Selatan di Palembang
dalam rangka Safari Ramadhan 1445 Hijriah, 23 Maret 2024
• Melakukan kunjungan operasi ke lapangan Donggi Senoro LNG dan JOB Tomori, Sulawesi
Tengah, Indonesia, 25 Maret, 2024
• Menghadiri Pembukaan Paviliun Indonesia pada konferensi UNFCCC di Baku, Azerbaijan,
11 November 2024
Y. Raimi A. Panigoro • Menjabat sebagai Ketua Dewan Pengawas Stop TB Partnership Indonesia (2022 – 2027),
Jakarta, Indonesia
• Anggota Dewan Penasihat Forum Kemitraan Pemberantasan Tuberkulosis (2022 – saat
ini), Kementerian Koordinator Pembangunan Manusia dan Kebudayaan Republik Indonesia,
Jakarta, Indonesia
Marsillam Simanjuntak • Anggota Dewan Pembina Sekolah Tinggi Hukum Indonesia Jentera, Jakarta, Indonesia (2011 -
sekarang)
Program Pelatihan dan Peningkatan Kompetensi Direksi
Perseroan senantiasa mendorong semua anggota Direksi untuk terus mengembangkan kemampuan
dan kompetensinya agar mereka dapat menjalankan tugasnya dengan baik. Hal ini dilakukan dengan
mengikutsertakan Direksi dalam berbagai program pendidikan dan pelatihan sesuai dengan lingkup
kerjanya, atau mendorong untuk menjadi pembicara dalam suatu seminar atau konferensi. Berikut ini
daftar pelatihan yang diikuti oleh Direksi di tahun 2024:
79
Page 116
Nama Kegiatan Peningkatan Kompetensi
Hilmi Panigoro • Narasumber APINDO – Pengusaha Mengajar, APINDO, Jakarta, 31 Januari 2024
• Kunjungan operasi ke Pembangkit Listrik Tenaga Gas Mitra Energi Batam dan Dalle Energi
Batam, Batam, 19 Maret 2024
• Narasumber Workshorp Thunderbird, Regional Center of Excellence, Thunderbird School of
Global Management, Jakarta, 25 April 2024
• Narasumber IPA JHCC, IPA, Jakarta, 15 May 2024
• Narasumber Pertamina Hulu Energi, PHE, Jakarta, 20 May 2024
• Narasumber Workshop Thunderbird, Regional Center of Excellence, Thunderbird School of
Global Management, Jakarta, 09 July 2024
• Narasumber Inspiration Talks SKK Migas, SKK Migas, Jakarta, 01 August 2024
• Narasumber Indonesia Management Summit 2024 ILUNI PPIM, ILUNI PPIM, Jakarta,
26 August 2024
• Sharing Session Level Executives SABIC (Saudi Basic Indonesia Corporation), SABIC,
Jakarta, 09 September 2024
• Peserta Pembukaan Paviliun Indonesia pada konferensi UNFCCC di Baku, Azerbaijan,
11 November 2024
• Narasumber Focus Group Discussion and METI, METI, Jakarta, 13 December 2024
Roberto Lorato • Narasumber APPEC/S&P Global, Singapore, 9-11 September 2024
• Narasumber Singapore International Energy Week/Singapore Energy Market Authority (EMA),
Singapore, 21-24 Oktober 2024
• Menghadiri The Association of the Electricity Supply Industry of East Asia and Western Pacific
(AESIEAP) CEO Conference/S&P Global, Singapore, 22-23 Oktober 2024
Anthony R. Mathias • Mengikuti kursus 6 minggu LSE Sustainability, Environment, Economy & Society, Online,
21 Februari 2024
• Narasumber Mandiri Investment Forum 2024, Jakarta, 6 Maret 2024
• Narasumber Maybank ASEAN Corporate Day, Penang, 11-12 June 2024
• Narasumber JP Morgan ASEAN Energy Day, online, 10-12 July 2024
• Narasumber Barclays ESG Emerging Markets Corporate Day, online, 26 June 2024
• Narasumber Deutsche Bank Indonesia Credit Connect, Jakarta, 26 August 2024
• Narasumber Capital Market Day PRT Medco Energi Internasional Tbk, Jakarta, 11-12 Sept
2024
• Narasumber Nomura x Verdhana Indonesia Conference 2024, Jakarta, 7-8 Nov 2024
• Narasumber Morgan Stanley 23rd Annual Asia Pacific Summit, Singapore, 20-21 Nov 2024
Ronald Gunawan • Kunjungan operasi ke lapangan Grissik, Corridor, Jambi, 22 Maret 2024
• Kunjungan operasi ke lapangan Donggi Senoro LNG dan JOB Tomori, Sulawesi Tengah,
Indonesia, 25 Maret 2024
• Undangan Kolaborasi Manajemen SKK Migas Bersama Penjual & Pembeli Gas Bumi,
Bandung, 18-Jun-24
• Forum Gas Tahun 2024 : Membangun Sinergi Infrastruktur dan Pasar Gas Bumi dalam rangka
Optimalisasi Penyerapan Gas Bumi Nasional, Bandung, 20-21 June 2024
• Indonesia Oil & Gas Supply Chain Management Summit 2024 (IOG SCM Summit 2024),
Batam, 3-4 Juli 2024
• Workshop Pembahasan Rencana POD II WK Bangkanai (Medco & SKK Migas), Bandung,
12-13 September 2024
• Schlumberger Digital Forum 2024, Monaco, 16-19 September 2024
• Undangan Ceremony Sail Away FPSO Marlin Natuna, Proyek Forel Medco E & P Natuna Ltd
(Medco & SKK Migas), Batam, 30-Sep-24
• IAGI-CEO Talks 53rd IAGI Annual Scientific Meeting, Balikpapan, 8 October 2024
• Singapore International Energy Week (SIEW) 2024, Singapore, 21-25 October 2024
• The 8th Indonesia-Japan Energy Forum, Kementrian ESDM, Bali, 4-5 December 2024
Amri Siahaan • Kunjungan operasi ke Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Sarulla, Sumatera Utara,
21 Maret 2024
• Pertemuan dengan Pekerja MedcoEnergi Grup Sumatera Selatan di Palembang dalam
rangka Safari Ramadhan 1445 Hijriah, 23 Maret 2024
• Narasumber Supply Chain & National Capacity Summit 2024, Jakarta, 16 Agustus 2024
• Narasumber Indonesia Exploration Forum (IEF) 2024, Surabaya, 14 Oktober 2024
• Narasumber High-Level Climate Talks: Public-Private Partnership for Achieving Nationally
Determined Contribution (NDC) with title “The Role of the Private Sector in Climate Change
Mitigation: A Case Study of MedcoEnergi’s Sustainability Strategy”, Paviliun Indonesia, United
Nation Framework of Convention on Climate Change, Baku, Azerbaijan, 11 November 2024
• Narasumber Medco National Media Engagement 2024, Jakarta, 30 November 2024
Sekretaris Perusahaan
Sesuai dengan POJK No. 35/2014, Perseroan telah menunjuk Siendy K. Wisandana sebagai Sekretaris
Perusahaan (Corporate Secretary) Perseroan berdasarkan Memo Organization Announcement re.
Corporate Secretary No. INT-1520/TAL/MEDC/XII/2016 tanggal 28 Desember 2016.
80
Page 117
Berikut adalah informasi tentang Sekretaris Perusahaan:
Nama : Siendy K. Wisandana
Nomor Telepon : (62 21) 2995 3000
Faksimile : (62 21) 2995 3001
E-mail : SiendyK.Wisandana@medcoenergi.com
Alamat : Gedung The Energy, Lantai 53, SCBD Lot 11A
Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53, Jakarta Selatan 12190
Berikut ini adalah riwayat singkat mengenai Sekretaris Perusahaan:
Siendy K. Wisandana
Warga Negara Indonesia, lahir pada tahun 1969, bergabung dengan Perseroan pada tahun 2003 dan
menjabat sebagai Head Legal Counsel. Sebelum menjabat saat ini sebagai VP Corporate Legal &
Corporate Secretary Perseroan, beliau bergabung dengan Hanafiah Soeharto Ponggawa Law Firm,
Hadiputranto, Hadinoto & Partners pada tahun 1991 dan meraih gelar Sarjana Hukum dari Universitas
Katolik Parahyangan pada tahun 1991.
Tugas-tugas Sekretaris Perusahaan antara lain:
• mengikuti perkembangan pasar modal khususnya peraturan-peraturan yang berlaku di bidang
pasar modal terutama Peraturan OJK yang mengacu kepada undang-undang utama, yaitu Undang-
Undang Pasar Modal;
• memberikan masukan kepada Direksi dan Dewan Komisaris Perseroan untuk mematuhi ketentuan
peraturan perundang-undangan di bidang pasar modal;
• membantu Direksi dan Dewan Komisaris dalam pelaksanaan tata kelola perusahaan yang
meliputi: (i) keterbukaan informasi kepada masyarakat termasuk ketersediaan informasi pada
situs web Perseroan; (ii) penyampaian laporan kepada OJK serta BEI dengan tepat waktu;
(iii) penyelenggaraan dan dokumentasi RUPS (baik RUPS Tahunan maupun RUPS Luar Biasa);
(iv) penyelenggaraan dan dokumentasi rapat Direksi dan/atau Dewan Komisaris; dan (v) pelaksanaan
program orientasi khususnya terkait pengkinian mengenai peraturan-peraturan terkait pasar modal
terhadap perusahaan bagi Direksi dan/atau Dewan Komisaris serta fungsi-fungsi korporat terkait;
• sebagai penghubung antara Perseroan dengan pemegang saham Perseroan, OJK/BEI, Kustodian
Sentral Efek, Biro Administrasi Efek, dan pemangku kepentingan lainnya.
Berikut adalah beberapa pelatihan yang telah dijalani oleh Sekretaris Perusahaan:
Tanggal dan Tempat Tema Kegiatan Penyelenggara
6 Februari 2024 Understanding the Implementation of Business Judgement Rule for Hukumonline
Indonesia Companies.
27 Februari 2024 Analysis and Evaluation of Corporate Legal Compliance towards Legal Hukumonline
Audit.
14 Maret 2024 Net Zero Megatrend: Perspektif Pelaku Usaha (Live Seminar via Zoom). BEI
26 Maret 2024 Risk Management and Legal Obligations in Capital Market Activities. Hukumonline
23 April 2024 Debt Capital Market Seminar 2024. BEI
24 April 2024 Sosialisasi Implementasi Publikasi Statistik Versi Baru (Live Seminar via BEI
Zoom).
25 April 2024 ESG Investing: What is it and why investors care about it? (Live Seminar BEI
via Zoom).
26 April 2024 Sosialisasi Peraturan Nomor I-I (Live Seminar via Zoom). BEI
16 Mei 2024 Sosialisasi Peraturan Bursa Nomor I-N tentang Pembatalan Pencatatan BEI
(Delisting) dan Pencatatan Kembali (Relisting) (Live Seminar via Zoom).
3 Juni 2024 Seminar Data Protection : Legal & Information System. BEI
6 Juni 2024 Webinar Standar Pelaporan Keberlanjutan GRI 13: Agriculture, BEI
Aquaculture, Fisheries & GRI 101: Biodiversity Dalam Rangka Pelaporan
Keberlanjutan untuk Ketahanan Pangan yang Lebih Baik (Live Seminar
via Zoom).
81
Page 118
Tanggal dan Tempat Tema Kegiatan Penyelenggara
10 Juni 2024 Focus Group Discussion (FGD) on Exposure Draft Business BEI
Combinations-Disclosures Goodwill and Impairment (Live Seminar via
Zoom).
13 Juni 2024 Socialization of OJK Rules in the 2024 Capital Market Sector (via Zoom). OJK
20 Juni 2024 IDX & HKEX Capital Markets Seminar: Roadmap to Additional Liquidity BEI
via Dual Listing.
24 Juni 2024 Workshop ”Accelerate Your Sustainability Journey by Raising the Bar on BEI
Sustainability Standards & Disclosures” with S&P Global.
26-27 Juni 2024 Leadership Based on Good Corporate Governance - The Role of Hukumonline
Commissioners, Directors and Executives of the Company.
27 Juni 2024 Webinar Series Part II: Setting Your Sail on the Indonesia Carbon Trading BEI
Ecosystem oleh Bursa Efek Indonesia (Live Seminar via Zoom).
1 Juli 2024 Road to Indonesia Management Summit 2024:“The Role of Capital BEI
Market in the Increasing Investment Growth and Achievement of
Advanced Indonesia.”
11 Juli 2024 Online Seminar: Demystifying Opportunities of Carbon Markets for BEI
Manufacturing Industries.
16 Juli 2024 Legal Due Diligence: Understanding Practices and Risk Management Hukumonline
through Legal Analysis Integration and Assessment of Financial
Statement.
18 Juli 2024 Socialization of the Amendment of Rule Number I-X (Zoom Webinar). BEI
30 Juli 2024 Seminar “Green Technology Transformation: Utilizing Technology to BEI
Achieve Sustainable & Secured Business”
6 Agustus 2024 The Strategic Role of Corporate Executives in Facing Business Hukumonline
Competition and Enforcing Legal Compliance.
8 Agustus 2024 Seminar Sustainability IDX-APINDO. BEI
13 Agustus 2024 Webinar “Value and Benefits of 2024 S&P Global Corporate Sustainability BEI
Assessment (CSA)”.
22 Agustus 2024 Compliance Refreshment Findings of Non-Compliance of Issuers and OJK, BEI, and National
Public Company Committee of Government
Policy (“KNKG”)
4-5 September 2024 Notification of Merger, Acquisition and Consolidation to KPPU. Hukumonline
19 September 2024 Artificial Intelligence: Revolutionizing the Future of Business & Law. Hukumonline
26 September 2024 Webinar Series Part III: Setting Your Sail on the Indonesia Carbon BEI
Trading Ecosystem by IDX.
9 Oktober 2024 The 10th Indonesian Finance Association International Conference BEI
(Zoom Webinar).
24 Oktober 2024 Global Bond: Introduction of Regulation Framework and the Strategy for Hukumonline
Investors and Issuers (via online)
8 November 2024 Socialization of IDX Regulation Number I-K on the Listing of Asset- BEI
Backed Securities in the Form of Collective Investment Contracts (Zoom
Webinar).
26 November 2024 Socialization of Debt and/or Sukuk Securities Report Conducted without OJK dan KSEI
Public Offering (EBUS TPU)
Unit Audit Internal
Sesuai dengan POJK No. 56/2015, Perseroan telah mengangkat Ronny Siahaan sebagai Kepala Unit
Audit Internal sebagaimana tercantum dalam Memo Organization Announcement re. Approval for the
Appointment of new Senior Manager of Internal Audit tanggal 30 Oktober 2017 yang telah disetujui
oleh Dewan Komisaris Perseroan. Piagam Audit Internal Perseroan disusun oleh Komite Audit dan
diterbitkan pada 2 Januari 2012 oleh Dewan Komisaris Perseroan dan telah diperbarui pada 7 Februari
2022.
Pembentukan Unit Audit Internal telah sesuai dengan sebagaimana diwajibkan dalam POJK
No. 56/2015.
Tugas dan tanggung jawab Unit Audit Internal antara lain sebagai berikut:
• Melakukan kegiatan audit untuk memberikan asurans yang idependen dan objektif kepada Direksi,
fungsi-fungsi korporat, unit bisnis, anak perusahaan dan kemitraan untuk menambah nilai dan
meningkatkan operasi Perseroan, efisiensi biaya, dan memastikan kepatuhan terhadap kebijakan
internal, hukum dan regulasi yang berlaku.
82
Page 119
• Melakukan penilaian efektivitas tata kelola dan memberikan rekomendasi untuk menyempurnakan
proses tata kelola Perseroan, dengan sasaran sebagai berikut:
- mempromosikan etika dan nilai yang sesuai bagi organisasi.
- memastikan manajemen kinerja dan akuntabilitas organisasi yang efektif.
- mengkoordinasi informasi risiko dan pengendalian ke area organisasi yang sesuai
• Memberikan saran perbaikan dan informasi yang objektif tentang kegiatan yang diperiksa disemua
tingkat manajemen;
• Melakukan penilaian efektivitas manajemen risiko dan memberikan rekomendasi untuk
meningkatkan proses manajemen risiko, mengevaluasi kerentanan operasi, dan sistem informasi
Perseroan terhadap risiko, dengan sasaran sebagai berikut:
- mencapai sasaran strategis organisasi
- keandalan dan integritas informasi keuangan dan operasional
- efektivitas dan efisiensi operasi dan program
- menjaga aset
- menjaga kepatuhan terhadap peraturan perundang-undangan, kebijakan, prosedur dan
kontrak.
• Melakukan evaluasi potensi terjadinya kecurangan dan bagaimana organisasi mengelola risiko
kecurangan;
• Membuat laporan hasil audit dan menyampaikan laporan tersebut kepada direktur utama dan
Dewan Komisaris;
• Memantau, menganalisis, dan melaporkan pelaksanaan tindak lanjut perbaikan yang telah
disarankan.
Wewenang Audit & Kepatuhan Integritas
Untuk mencapai kinerja yang baik, menyeluruh, serta tepat waktu dalam hal pelaksanaan tugas dan
tanggung jawab Audit Internal, maka personil Audit dan Kepatuhan Integritas diberikan wewenang untuk
melakukan hal berikut:
• Memiliki akses tidak terbatas atas semua fungsi, catatan, properti dan personel yang berkaitan
dengan pelaksanaan tugas dan tanggung jawabnya;
• Melakukan komunikasi secara langsung dengan Direksi, Dewan Komisaris, dan/atau Komite Audit
serta anggota dari Direksi, Dewan Komisaris, dan/Atau Komite Audit;
• Mengadakan rapat secara berkala dan insidentil dengan Direksi, Dewan Komisaris, dan/atau
Komite Audit Perseroan; dan
• Melakukan koordinasi kegiatannya dengan kegiatan auditor eksternal.
Selain itu audit internal Perseroan secara berkala mengevaluasi ketaatan terhadap hukum dan peraturan
perundang-undangan seluruh kegiatan dan transaksi yang dilakukan Perseroan serta melakukan
evaluasi atas sistem pelaporan informasi keuangan dan operasional. Audit internal perseroan dan
telah memberikan rekomendasi-rekomendasi peningkatan efisiensi proses bisnis dan sistem pelaporan
kepada manajemen Perseroan.
Sistem Pengendalian Internal
Perseroan memiliki sistem pengendalian internal yang bertujuan untuk melindungi aset dan investasi
Perseroan.
Sistem ini merupakan bagian dari implementasi GCG Perseroan yang terdiri atas:
1. Kerangka pengendalian internal yang terstruktur.
2. Program untuk menilai dan mengelola risiko bisnis.
3. Sistem informasi dan komunikasi.
4. Kegiatan pengendalian dan pemantauan: selain audit internal, pengendalian anti-korupsi dan anti-
suap juga dijamin oleh pihak independen ketiga serta lembaga sertifikasi.
5. Sistem pengendalian internal yang efektif di setiap divisi dan anak perusahaan mencakup seluruh
tugas dan wewenang masing-masing divisi/anak perusahaan yang bersangkutan.
83
Page 120
Dalam pelaksanaannya, Satuan Pengawasan Internal melakukan audit internal berbasis risiko di
seluruh operasi setidaknya sekali dalam dua hingga tiga tahun, guna memberikan jaminan dan nasihat
yang independen serta objektif kepada Direksi Perseroan. Selain itu, Satuan Pengawasan Internal juga
melakukan audit internal tahunan terhadap Sistem Manajemen Anti-Suap (SMAP) untuk memastikan
kepatuhan terhadap persyaratan ISO 37001:2016 dan juga terhadap Kode International Ship and
Port Facility Security (ISPS) untuk memastikan kepatuhan penuh terhadap Kode ISPS di terminal dan
pelabuhan.
Komite Audit
Sesuai dengan POJK No. 55/2015, Perseroan telah membentuk Komite Audit. Berdasarkan Resolutions
of the Board of Commissioners No. RESO-045/MGT/MEDC/VIII/2022 tanggal 29 Agustus 2022 juncto
Resolutions of the Board of Commissioners No. RESO-051/MGT/MEDC/XI/2022 tanggal 11 November
2022 juncto Resolutions of the Board of Commissioners No. RESO-051A/MGT/MEDC/XI/2022 tanggal
11 November 2022, susunan Komite Audit Perseroan adalah sebagai berikut:
Ketua : Marsillam Simandjuntak
Anggota : Ferry Sanjaya
Anggota : Hendry
Berikut ini adalah riwayat singkat mengenai anggota Komite Audit:
Marsillam Simandjuntak
Profil beliau telah disajikan pada pembahasan Profil Dewan Komisaris.
Ferry Sanjaya
Diangkat sebagai Anggota Komite Audit Eksternal sejak 1 Juli 2021 berkat pengalamannya yang
ekstensif selaku manajer akunting, serta direktur utama dan keuangan. Pengalamannya dimulai sejak
1992 di industri properti Perseroan seperti PT Meta Archipelago Hotels, jasa-jasa terkait yang menunjang
industri perminyakan di antaranya: Perseroan dan perusahaan manufaktur seperti PT Indonesia Hijau
Dwidaya dan PT Indonesia Hijau Papan.
Hendry
Diangkat sebagai anggota Komite Audit Eksternal pada 1 Juli 2021 berkat pengalamannya sejak 2001
yang ekstensif selaku Akuntan Publik dan Konsultan Manajemen, di antaranya: Arthur Andersen Jakarta,
Ernst & Young Jakarta, KC Chan & Co – Singapore, Deloitte & Touche – Singapore, PT Jimbaran
Borneo, Nexia TS Public Accounting Corporation – Singapore, PricewaterhouseCoopers Jakarta, SIS
Group School dan Kantor Akuntan Publik Hendry & Kasman.
Berdasarkan Piagam Komite Audit tertanggal 5 Februari 2014, Komite Audit dalam menjalankan
fungsinya memiliki tugas dan tanggung jawab sebagai berikut:
• Melakukan penelahaan atas laporan keuangan yang akan disampaikan kepada OJK;
• Melakukan penelahaan atas pelaksanaan good corporate governance;
• Menyetujui Piagam Unit Audit Internal, program-program dan rencana tahunan yang disampaikan
Unit Audit Internal dan melakukan penelaahan atas tanggapan dari manajemen;
• Memberikan rekomendasi atas penunjukan akuntan (auditor eksternal) yang didasarkan pada
independensi, kinerja dan kualifikasi;
• Untuk menyelesaikan permasalahan yang timbul antara manajemen dengan auditor (akuntan)
sehubungan dengan penyusunan laporan keuangan;
• Membantu Dewan Komisaris dalam menganalisis laporan – laporan dari unit audit internal dan
Komite Manajemen Risiko;
• Menelaah, menganalisis dan mengubah, sejauh mana diperlukan, Piagam Komite Audit;
• Menelaah pengaduan yang timbul sehubungan dengan Perseroan dan menyampaikan kepada
Dewan Komisaris;
• Melaporkan secara berkala dan menyusun laporan tahunan untuk disampaikan kepada Dewan
Komisaris.
84
Page 121
Tabel berikut menjelaskan frekuensi rapat dan tingkat kehadiran anggota Komite Audit sampai pada
31 Desember 2024:
Jumlah Kehadiran Tingkat Kehadiran
Nama Jumlah Rapat
Rapat Rapat
Ketua Marsillam Simandjuntak 4 4 100%
Anggota Ferry Sanjaya 4 4 100%
Anggota Hendry 4 4 100%
Pada tahun 2024, Komite Audit memeriksa laporan keuangan kuartal dan tahunan dan memberikan
penjaminan kepada Dewan Komisaris bahwa laporan keuangan disajikan sesuai dengan Standar
Akuntansi Keuangan yang berlaku di Indonesia dan ketentuan-ketentuan yang ditetapkan oleh OJK.
Selain itu, anggota Komite Audit juga mengadakan dua rapat internal untuk membahas dan memahami
masalah yang berkaitan dengan tugas dan tanggung jawab Komite Audit, persiapan rapat triwulan, hasil
audit internal dan manajemen risiko terhadap kecurangan.
Komite Nominasi dan Remunerasi
Sesuai dengan POJK No. 34/2014, Perseroan telah membentuk Komite Nominasi dan Remunerasi.
Berdasarkan Minutes of Board of Commissioners Meeting tertanggal 13 Januari 2016 juncto Resolutions
of the Board of Commissioners No. RESO-052/BOC/MEDC/X/2020 tertanggal 12 Oktober 2020,
susunan Komite Nominasi dan Remunerasi Perseroan adalah sebagai berikut:
Ketua : Marsillam Simandjuntak
Anggota : Yani Yuhani Panigoro
Anggota : Yaser Raimi Arifin Panigoro
Anggota dan sekretaris : Cisca Alimin
Berikut ini adalah riwayat singkat mengenai anggota Komite Nominasi dan Remunerasi, selain anggota
yang juga menjabat sebagai anggota Dewan Komisaris Perseroan:
Marsillam Simandjuntak
Profil beliau telah disajikan pada pembahasan Profil Dewan Komisaris.
Yani Yuhani Panigoro
Profil beliau telah disajikan pada pembahasan Profil Dewan Komisaris.
Yaser Raimi Arifin Panigoro
Profil beliau telah disajikan pada pembahasan Profil Dewan Komisaris.
Cisca Alimin
Diangkat sebagai Anggota & Sekretaris Komite Nominasi & Remunerasi pada tahun 2016. Bergabung
kembali dengan Perseroan pada 25 November 2015 dan menjabat sebagai Manager Board Administration
Office. Sebelumnya beliau pernah menjabat sebagai Corporate Secretary Perseroan (2007 - 2012),
Compliance Lead Perseroan (2005-2007). Beliau bergabung dengan Perseroan pada tahun 1995 dan
menjabat sebagai Office Supervisor (1995-1998), Section Head di Departemen Hubungan Investor
(1998 - 2000), dan Section Head of Compliance (2000-2005). Sebelum bergabung dengan Perseroan,
Cisca W. Alimin bekerja di PT Trisaka Adireksa sebagai Assistant Executive (1994), dan Mobil Oil
Indonesia Inc. (1993). Beliau meraih gelar Bachelor of Science di bidang Business Administration
dari University of Indianapolis pada tahun 1992, dan memperoleh Certificate of Corporate Secretary
(Intensive Course Batch XII) dari Lembaga Manajemen Fakultas Ekonomi Universitas Indonesia dan
Yayasan Pasar Modal Indonesia pada tahun 2001.
85
Page 122
Berdasarkan Piagam Komite Nominasi dan Remunerasi yang telah disetujui tanggal 18 Mei 2016,
Komite Nominasi dan Remunerasi dalam menjalankan fungsinya memiliki tugas dan tanggung jawab
sebagai berikut:
• Nominasi
- melakukan identifikasi atas kandidat calon anggota Dewan Komisaris dan Direksi Perseroan,
termasuk menetapkan kualifikasi dan uji tuntas atas kandidat calon tersebut;
- melakukan nominasi dan penelahaan atas kandidat calon anggota Dewan Komisaris dan
Direksi Perseroan dan grup;
- melakukan penelahaan dan evaluasi atas kinerja Direksi dan Dewan Komisaris Perseroan dan
grup;
- melakukan penelahaan dan nominasi atas kandidat calon anggota - anggota komite;
- melakukan pengembangan pelatihan dan program orientasi untuk Dewan Komisaris dan
Direksi Perseroan dan grup.
• Remunerasi
- melakukan pengembangan dan rekomendasi pedoman umum atas sistem remunerasi
Perseroan;
- melakukan pengembangan dan penelahaan atas kebijakan remunerasi Direksi dan Dewan
Komisaris Perseroan dan grup;
- melakukan penelahaan dan rekomendasi atas remunerasi Direksi dan Dewan Komisaris
Perseroan dan grup;
- melakukan penelahaan dan rekomendasi sehubungan dengan jumlah insentif, termasuk
rencana equity based;
- melakukan penelahaan terhadap kebijakan dan sistem remunerasi untuk agar sesuai dengan
pedoman umum Perseroan;
- melaporkan secara bertahap kepada Dewan Komisaris dan membuat laporan tahunan untuk
dimasukkan dalam laporan tahunan Perseroan;
- melakukan penelaahan dan evaluasi kinerja Direksi Perseroan dan grup.
Tabel berikut menjelaskan frekuensi rapat dan tingkat kehadiran anggota Komite Nominasi dan
Remunerasi sampai pada 31 Desember 2024:
Jumlah Kehadiran Tingkat Kehadiran
Nama Jumlah Rapat
Rapat Rapat
Ketua Marsillam Simandjuntak 2 2 100%
Anggota Yani Yuhani Panigoro 2 2 100%
Anggota Yaser Raimi Arifin Panigoro 2 2 100%
Anggota Cisca Alimin 2 2 100%
Komite Nominasi dan Remunerasi mengadakan dua rapat tatap muka pada tahun 2024, yaitu 28 Maret
2024 dan 9 Januari 2024, dan satu kali sirkular tanggal 28 Mei 2024. Kedua rapat dihadiri oleh seluruh
anggota Komite. Pada rapat 28 Maret 2024 yang kemudian dilanjutkan dengan rekomendasi secara
sirkular pada 29 Mei 2024, Komite melakukan tinjauan komprehensif atas kinerja Dewan Komisaris
dan Direksi terhadap kontrak kinerja tim dan indikator kinerja utama (KPI) tahun 2023. Komite juga
melakukan evaluasi terhadap rencana Perusahaan tahun 2024 yang dituangkan dalam kontrak kinerja
tim dan KPI tahun 2024. Menyadari kontribusi signifikan Dewan Komisaris dan Direksi terhadap kinerja
luar biasa Perusahaan pada 2023, Komite mengusulkan anggaran remunerasi USD$26.020.000 (dua
puluh enam juta dua puluh ribu Dolar Amerika Serikat, termasuk di dalamnya pembayaran dalam bentuk
saham Perseroan maksimum sejumlah 40.800.000 (empat puluh juta delapan ratus ribu) lembar saham
untuk 2024 dalam RUPS Tahunan. Sedangkan dalam rapat tanggal 9 Januari 2024, Komite meninjau
kembali gaji yang diberikan kepada anggota Direksi dan Dewan Komisaris di tahun 2023 dibandingkan
dengan tugas dan tanggung jawabnya. Komite mengusulkan penyesuaian yang wajar atas gaji tersebut
di tahun 2024. Mengingat tidak diperlukannya perubahan dalam komposisi Direksi maupun Dewan
Komisaris maka ditahun 2024 tidak ada pembahasan atau proposal terkait dengan nominasi Direksi
atau Dewan Komisaris.
86
Page 123
Komite Tata Kelola Perusahaan Yang Baik (Komite GCG)
Pada tahun 2014, sesuai dengan Piagam Komite GCG yang ditandatangani oleh Dewan Komisaris
pada tanggal 5 Februari 2014, Dewan Komisaris membentuk Komite GCG. Komite ini membantu Dewan
Komisaris dalam hal mengawasi, memantau, dan memastikan penerapan praktik GCG dan nilai-nilai
perusahaan yang konsisten di dalam semua level di Grup.
Tugas dan Tanggung Jawab Komite GCG:
Sebagaimana diuraikan dalam Piagam, Komite GCG memiliki tanggung jawab dan tugas-tugas utama
sebagai berikut:
• Mengkaji dan mengevaluasi prinsip-prinsip dan standar GCG yang akan diterapkan di Grup;
• Menelaah secara berkala kebijakan GCG yang ditetapkan oleh Direksi untuk memastikan kebijakan
tersebut sejalan dengan prinsip-prinsip GCG dan merekomendasikan penyesuaian, perubahan,
dan perbaikan yang diperlukan;
• Mengevaluasi setiap potensi benturan kepentingan atau potensi pelanggaran lain dalam Direksi
Grup dan merekomendasikan tindakan yang harus diambil;
• Menelaah laporan laporan tahunan Direksi tentang pelaksanaan praktik GCG;
• Mendorong penerapan praktik GCG yang konsisten, dimana para anggota Komite bertindak
sebagai panutan bagi Grup.
Susunan Keanggotaan
Dewan Komisaris menentukan keanggotaan Komite GCG. Komite harus terdiri atas setidaknya lima
orang anggota, tiga di antaranya adalah anggota Dewan Komisaris dan dua anggota dari Direksi.
Komisaris Independen bertanggung jawab untuk memimpin Komite. Berdasarkan Keputusan Dewan
Komisaris tanggal 1 November 2017 tentang Bagan Organisasi Grup, sebagaimana diubah dengan
Memo Dewan Komisaris tanggal 26 Oktober 2021 tentang Dewan Perusahaan Baru dan Struktur
Organisasi Komite, susunan Komite GCG adalah sebagai berikut:
Posisi Nama
Ketua Marsillam Simandjuntak – Komisioner Independen
Anggota Yani Y. Panigoro – Komisioner
Anggota Yaser R. A. Panigoro – Komisioner
Anggota Hilmi Panigoro – Presiden Direktur
Anggota Roberto Lorato – Chief Executive Officer
Anggota Anthony R. Mathias – Chief Financial Officer
Anggota Amri Siahaan – Chief Administration Officer
Sekretaris Ronny Siahaan – Senior Manager Audit and Integrity Compliance
Pelaksanaan Tugas dan Tanggung Jawab
Komite GCG memiliki peran yang penting dalam menegakkan standar tinggi tata kelola perusahaan dan
kepatuhan Grup. Pada 12 Desember 2024, Komite mengadakan rapat tahunan untuk mengevaluasi
efektivitas berbagai inisiatif sebagai berikut:
1. Kerangka Penjaminan Tata Kelola: Komite meninjau efisiensi dari Kerangka Penjaminan Tata
Kelola yang sedang berjalan, memastikan efektivitas berkelanjutan dalam mempertahankan praktik
tata kelola perusahaan yang kuat di seluruh organisasi. Pada 2024, Perseroan memperluas proses
afirmasi tahunan dengan menerapkan hal-hal berikut:
• Pernyataan Kepatuhan Etika Kontraktor yang ditandatangani oleh manajemen kontraktor
(69%), E & P Domestik (54%), MPI (49%) dan MTBL (59%). Secara total, kami menjangkau
sekitar 54% dari kontraktor kami.
• Pernyataan Benturan Kepentingan bagi kontraktor jasa di Onshore, Offshore dan Corridor
menjangkau 3.391 pekerja kontraktor jasa (79 kontrak).
2. Sistem Manajemen Anti-Suap: Komite mengevaluasi penerapan dan kepatuhan terhadap standar
internasional untuk Sistem Manajemen Anti-Suap, sebagaimana diuraikan dalam ISO 37001:2016.
Pada 2024, Perseroan berhasil memperoleh 2 sertifikasi baru ISO 37001:2016 di Medco LLC
(Oman) dan Medco Ratch Power Riau (MRPR - salah satu anak perusahaan MPI). Secara total,
Perseroan memiliki 11 sertifikasi ISO 37001:2016.
87
Page 124
3. Kepatuhan Standar GRI: Komite menilai kemajuan Perseroan dalam menerapkan Standar Inisiatif
Pelaporan Global untuk Tata Kelola (GRI 205 tentang anti-korupsi), GRI 2-23 terkait dengan
pengungkapan komitmen kebijakan untuk praktik bisnis yang bertanggung jawab, GRI 2-24 terkait
dengan pengungkapan bagaimana perusahaan mengintegrasikan setiap komitmen kebijakan atas
praktik bisnis yang bertanggung jawab di seluruh aktivitas dan hubungan bisnis perusahaan.
4. Kolaborasi Pemangku Kepentingan: Komite mengevaluasi efektivitas dari inisiatif tindakan kolektif
yang dilakukan oleh berbagai pemangku kepentingan, termasuk asosiasi profesi dan komunitas
lokal, dalam rangka mempromosikan dan menerapkan langkah-langkah anti-korupsi. Pada 2024,
untuk aksi kolektif terkait pengembangan bisnis lokal di Corridor, Perseroan berkolaborasi dengan
Transparency International Indonesia (TII).
5. Sistem Manajemen Pelaporan Pelanggaran (WMS): Pada 2024, Komite mengevaluasi
penerapan WMS dengan mengacu pada standar internasional ISO 37002:2021 di mana Perseroan
mengembangkan kebijakan induk terkait Kebijakan Pengungkapan Pelanggaran, Panduan Sistem
Manajemen Pengungkapan Pelanggaran, dan Prosedur Pemeriksaan Investigasi.
6. Lokakarya Kebijakan Perlindungan Data Pribadi dan Anti Pencucian Uang (AML): Komite
menilai pengembangan kebijakan induk mengenai Perlindungan Data Pribadi yang diterbitkan
pada Q1 2025, dan lokakarya AML yang dilakukan pada Desember 2024 untuk tim Corporate
Treasury, Pengembangan Bisnis, dan Keuangan Medco Power.
Tingkat kehadiran dalam rapat Komite GCG tahun 2024 adalah sebagai berikut:
Alasan
Nama Jumlah Pertemuan Rapat yang Dihadiri Persentase
Ketidakhadiran
Marsillam Simandjuntak 1 1 100% –
Yani Y. Panigoro 1 1 100% –
Yaser R. A. Panigoro 1 1 100% –
Hilmi Panigoro 1 1 100% –
Roberto Lorato 1 1 100% –
Anthony R. Mathias 1 1 100% –
Amri Siahaan 1 1 100% –
Ronny Siahaan 1 1 100% –
6.6. Manajemen Risiko
Dalam mengantisipasi risiko-risiko yang dihadapi, Perseroan telah mengidentifikasi risiko, menganalisa
dan melakukan mitigasi terhadap dampak dari risiko yang ditimbulkan baik risiko yang berada dalam
kendali Perseroan maupun risiko yang berada di luar kendali Perseroan. Terdapat beberapa tindakan
untuk meminimalisasi risiko-risiko sebagaimana di bawah ini.
Jenis Risiko Mitigasi Risiko
Perseroan tergantung pada kemampuan untuk Perseroan terus meningkatkan eksplorasi migas dan mineral
mengembangkan menemukan cadangan baru. dengan teknologi dan analisis terbaru dan melakukan berbagai
studi kelayakan untuk memastikan keberlanjutan cadangan
energi dan menjaga pertumbuhan jangka panjang.
Data cadangan dan sumber daya Perseroan merupakan Perseroan secara berkala melakukan audit teknis terhadap
estimasi, sehingga data aktual dapat berbeda. cadangan oleh pihak independen dan menggunakan standar
internasional untuk meningkatkan akurasi estimasi.
Kegiatan operasi Perseroan memiliki risiko operasional yang Perseroan menerapkan sistem manajemen keselamatan dan
signifikan. risiko operasional terintegrasi sesuai standar industri energi
internasional.
Interpretasi data seismik dalam mengidentifikasi keberadaan Perseroan menggunakan metode interpretasi multi-seismik dan
minyak dan gas mungkin tidak akurat. simulasi reservoir untuk meningkatkan akurasi data eksplorasi
migas.
Kegiatan akuisisi atau ekspansi Perseroan di bidang usaha Setiap proyek pengembangan Perseroan dilengkapi studi
atau wilayah baru mengandung risiko teknis, konstruksi dan kelayakan menyeluruh, struktur pembiayaan yang disesuaikan
pembiayaan. dengan profil risiko proyek dan rencana mitigasi terkait dengan
risiko kemampuan Perseroan untuk mengelola aset akuisisi
secara berkelanjutan.
Kenaikan tingkat suku bunga dapat menimbulkan dampak Perseroan mengelola utang dengan strategi refinancing dan
material terhadap kondisi keuangan Perseroan. lindung nilai suku bunga untuk mengurangi dampak volatilitas
biaya pinjaman.
88
Page 125
Jenis Risiko Mitigasi Risiko
Fluktuasi nilai tukar mata uang asing selain Dolar AS dapat Perseroan melakukan lindung nilai terhadap eksposur mata uang
merugikan kinerja operasional Perseroan. asing dan mengelola arus kas operasional dalam mata uang
fungsional.
Keterbatasan infrastruktur distribusi dan transmisi gas dapat Perseroan berkolaborasi dengan pemerintah dan pemangku
membatasi penjualan. kepentingan untuk mendukung pembangunan infrastruktur hilir
dan ekspansi pasar gas domestik.
Kepentingan pemegang saham pengendali Perseroan, mitra Perseroan menjaga tata kelola perusahaan untuk memiliki
ventura bersama dan/atau mitra kerja Perseroan lainnya independensi dalam menetapkan kebijakan Perseroan
mungkin berbeda dengan kepentingan Perseroan. dan mekanisme pengawasan kemitraan yang ketat untuk
menyelaraskan kepentingan secara strategis dan independen.
Perseroan dapat mengalami kerugian yang tidak tercakup Perseroan secara berkala mengevaluasi perlindungan asuransi
oleh atau nilainya melebihi pertanggungan asuransi. dan membentuk dana cadangan untuk menutup potensi kerugian
di luar pertanggungan.
Biaya restorasi, penutupan dan pembongkaran tambang, Perseroan memperbarui provisi lingkungan sesuai hasil kajian
pipa dan fasilitas lain serta kewajiban terkait lingkungan ahli, berkerja dengan pemerintah setempat dan menerapkan
hidup mungkin melebihi provisi yang telah dibentuk. kebijakan keberlanjutan yang sesuai standar internasional.
Perseroan dapat mengalami kerugian akibat keterlibatan Perseroan memiliki unit kepatuhan dan legal internal yang proaktif
dalam perkara hukum, perkara regulatif dan perkara lainnya. memantau dan menyesuaikan operasi dengan perubahan
peraturan.
Pandemi dapat menimbulkan dampak merugikan terhadap Perseroan mengembangkan protokol krisis, menerapkan sistem
Perseroan. kerja hybrid, dan menjaga rantai pasok energi agar tetap berjalan.
Perubahan iklim dapat berdampak secara material terhadap Perseroan mengintegrasikan transisi energi rendah karbon ke
hasil operasi, akses modal, dan strategi Perseroan. dalam strategi jangka panjang dan mendukung proyek energi
terbarukan.
Fluktuasi harga minyak mentah dapat berdampak pada Perseroan menjalankan strategi efisiensi biaya dan diversifikasi
keuangan dan kinerja operasional Perseroan. aset migas di berbagai wilayah untuk menyeimbangkan dampak
harga.
Penurunan harga emas atau tembaga dapat merugikan AMNT, anak usaha Perseroan, menyesuaikan biaya produksi
AMNT. dan meninjau strategi penjualan untuk menjaga profitabilitas saat
harga turun.
Industri pertambangan menghadapi tantangan geoteknik Perseroan mengadopsi sistem pemantauan geoteknik real-time
yang terus-menerus. dan memperkuat desain tambang terbuka yang berkelanjutan.
Perseroan beroperasi di dalam industri yang kompetitif. Perseroan memperkuat daya saing melalui inovasi teknologi,
pengembangan aset, efisiensi biaya, dan peningkatan kualitas
SDM.
Kegiatan usaha Perseroan sangat bergantung kepada Perseroan aktif dalam asosiasi industri dan menjaga hubungan
peraturan dan otoritas pemerintah. baik dengan regulator dan pemerintah setempat untuk
memastikan kepatuhan dan keberlanjutan usaha.
Tantangan ekonomi regional atau global dapat mempengaruhi Perseroan menyusun strategi diversifikasi bisnis dan pengelolaan
ekonomi Indonesia dan kegiatan usaha Perseroan. kas yang fleksibel guna menghadapi tekanan makroekonomi.
Perseroan mungkin mengalami dampak perubahan peraturan Perseroan memantau perubahan regulasi pajak secara proaktif
pajak dan mengelola struktur pajak yang efisien dan sesuai hukum.
Peraturan perundang-undangan ketenagakerjaan dan Perseroan membangun hubungan industrial yang sehat melalui
perselisihan hubungan industrial di negara Perseroan dialog terbuka dan penerapan praktik ketenagakerjaan yang adil.
beroperasi dapat menimbulkan dampak merugikan.
6.7. Sumber Daya Manusia
Pentingnya peran sumber daya manusia bagi kelangsungan dan keberhasilan usaha sangat disadari
oleh Perseroan. Dengan demikian, Perseroan selalu berusaha untuk meningkatkan kualitas dan taraf
hidup sumber daya manusianya dengan memperhatikan kesejahteraan dan pengembangan.
Komposisi Pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak
• Komposisi pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak menurut jenjang pendidikan
31 Desember
2024 2023
Perseroan
Sarjana (S1/S2/S3) 111 112
Sarjana Muda (D3) 4 4
SMU dan sederajat - -
Sub total pekerja Perseroan 115 116
89
Page 126
31 Desember
2024 2023
Perusahaan Anak
Sarjana (S1/S2/S3) 2487 2.457
Sarjana Muda (D3) 543 598
SMU dan sederajat 3.173 1.981
Sub total pekerja Perusahaan Anak 6.203 5.036
Total 6.318 5.152
• Komposisi pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak menurut jenjang manajemen
31 Desember
2024 2023
Perseroan
Eksekutif senior 13 13
Manajer 24 21
Pelaksana 78 82
Sub total pekerja Perseroan 115 116
Perusahaan Anak
Eksekutif senior 107 107
Manajer 303 296
Pelaksana 5.793 4.633
Sub total pekerja Perusahaan Anak 6.203 5.036
Total 6.318 5.152
• Komposisi pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak menurut jenjang usia
31 Desember
2024 2023
Perseroan
≥ 50 tahun 15 15
40-49 tahun 59 52
30-39 tahun 32 35
≤ 29 tahun 9 14
Sub total pekerja Perseroan 115 116
Perusahaan Anak
≥ 50 tahun 1.105 765
40-49 tahun 2.451 2.004
30-39 tahun 1.801 1.612
≤ 29 tahun 846 655
Sub total pekerja Perusahaan Anak 6.203 5.036
Total 6.318 5.152
• Komposisi pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak menurut lokasi
31 Desember
2024 2023
Indonesia 6.001 4.841
Libya 3 7
Oman 206 195
Singapura 18 19
Malaysia - -
Tanzania 3 3
Thailand 87 87
Total 6.318 5.152
90
Page 127
• Komposisi pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak menurut aktivitas utama
31 Desember
2024 2023
Perseroan
Kantor Pusat 115 116
Sub total pekerja Perseroan 115 116
Perusahaan Anak
Minyak dan Gas 2.424 2.499
Ketenagalistrikan 1.013 901
Lain-lain 2.766 1.636
Sub total pekerja Perusahaan Anak 6.203 5.036
Total 6.318 5.152
• Komposisi pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak menurut status pegawai
31 Desember
2024 2023
Perseroan
Tetap 114 115
Kontrak 1 1
Sub total pekerja Perseroan 115 116
Perusahaan Anak
Tetap 3.213 3.272
Kontrak 2.990 1.764
Sub total pekerja Perusahaan Anak 6.203 5.036
Total 6.318 5.152
Catatan :
Jumlah pekerja tersebut tidak termasuk dengan jajaran Direktur.
Berkaitan dengan kegiatan usaha Perseroan dan Perusahaan Anak, jumlah pekerja yang dimiliki
Perseroan dan Perusahaan Anak dengan keahlian khusus adalah sebagai berikut:
- 52 orang geologist (ilmuwan yang bumi berdasarkan singkapan batuan, ataupun dari lubang galian
dan lubang bor, untuk memahami struktur, komposisi serta sejarah pembentukannya);
- 30 orang geophysicists (ilmuwan yang mendalami pengetahuan mengenai bumi dengan
menggunakan kaidah-kaidah serta prinsip-prinsip fisika untuk membantu pemahaman mengenai
sifat-sifat dan kondisi di bawah permukaan bumi, baik horizontal maupun vertikal); dan,
- 9 orang petrophysicist (ilmuwan yang mempelajari tentang sifat fisik dari suatu batuan, dengan
mengetahui karakter dari batuan-batuan tertentu, maka seseorang petrophysicist dapat menentukan
apakah pengeboran dapat dilakukan di sebuah reservoir atau tidak).
Catatan:
Jumlah pekerja Perseroan dan Perusahaan Anak dengan keahlian khusus tersebut belum termasuk pekerja dalam jabatan
manajer dan Chief G&G, namun telah memasukan pekerja permanen dan kontrak.
Penggunaan Tenaga Kerja Asing
Perseroan
Berdasarkan Keputusan Direktur Jenderal Pembinaan Penempatan Tenaga Kerja dan Perluasan
Kesempatan Kerja No. B.3/49721/PK.04.00/VIII/2024 tanggal 16 Agustus 2024 tentang Pengesahan
Rencana Penggunaan Tenaga Kerja Asing (“RPTKA”) Perpanjangan Perseroan, yang berlaku hingga
31 Desember 2025, Perseroan dapat mempekerjakan sampai dengan 3 tenaga kerja asing dengan
lokasi di Jakarta Barat, Jakarta Pusat, Jakarta Selatan, Jakarta Timur, dan Jakarta Utara.
91
Page 128
Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perseroan dan Perusahaan Anak di Indonesia mempekerjakan
8 (delapan) orang warga negara asing, dengan perincian sebagai berikut:
No. Nama Warga Negara Posisi Izin Tinggal Terbatas Elektronik
MLI
1 Roberto Lorato Italia President Director 2D41JE0217-V
Berlaku sampai dengan 8 September 2026
MEN
1 Anthony Robert Inggris President Director 2D41JE0179-V
Mathias
Berlaku sampai dengan 3 Agustus 2026
2 Roberto Lorato Italia Director 2D41JE0217-V
Berlaku sampai dengan 8 September 2026
Perseroan
1 Anthony Robert Inggris Direktur Perseroan 2D41JE0179-V
Mathias
Berlaku sampai dengan 3 Agustus 2026
2 Roberto Lorato Italia Direktur Perseroan 2D41JE0217-V
Berlaku sampai dengan 8 September 2026
3 Faizan Abdul Malaysia Marketing Advisor 2D41JE0281-X
Rahan
Berlaku sampai dengan 15 September 2028
MSI
1 Craig Douglas Canada Director 2C21JE8512-A
Stewart
Berlaku sampai dengan tanggal 18 Juli 2025
PT TJB Power Services
1 Anthony Kuzelj South Africa Station Manager 2C2C2C22LG001157-B
Berlaku sampai dengan 12 Juni 2026
Sistem Informasi dan Manajemen SDM Terintegrasi
Perseroan memahami pentingnya sistem yang terintegrasi dalam manajemen sumber daya manusia
(SDM), meliputi: pengembangan organisasi, kompetensi dan pengembangan karir, manajemen kinerja,
serta administrasi SDM. Seluruh aspek tersebut dijalankan dalam sistem dan teknologi informasi
yaitu SAP dan BPM (Business Process Management). Semua proses SDM mulai dari perencanaan,
perekrutan, pengembangan pekerja dan organisasi, administrasi personalia serta payroll dijalankan
melalui sistem tersebut. Perseroan menerapkan Sistem Manajemen Kinerja (Performance Management
System) dalam mengelola kinerja individu yang memastikan keselarasan/alignment sikap dan sasaran
setiap pekerja sesuai dengan nilai-nilai dan target Perseroan, serta dikaitkan dengan total reward dan
pengembangan kompetensi pekerja. Dalam hal ini Perseroan terus menerus melakukan penyempurnaan
peraturan dan prosedur terkait SDM, mengacu kepada best practice di industri agar manajemen SDM
berjalan dengan optimal.
Talent Management
Pembangunan yang berkesinambungan (sustainable development) adalah salah satu inisiatif dari
Perseroan untuk dapat menjawab tantangan global dan upaya untuk terus berkembang. Perseroan
memiliki sustainability policy di mana di dalamnya terdapat 3 pilar penting untuk mendukung upaya
sustainability development di dalam Perusahaan. Salah satu pilar yang merupakan komitmen
Perseroan terhadap pengembangan pekerja adalah Leadership by and of our people yang antara
lain menyebutkan; untuk mencapai kesuksesan, kita akan terus membangun kapasitas para pekerja
termasuk memperhatikan dan menghargai kinerja dan akuntabilitas individual yang diharapkan.
Perseroan menganggap bahwa pekerja adalah aset yang tak ternilai. Pekerja adalah kunci keberhasilan
operasi dan masa depan Perseroan. Oleh karena itu, Perseroan melakukan upaya terus menerus dan
berkomitmen untuk meningkatkan kompetensi pekerja.
92
Page 129
Medco Leadership Behaviors
Pekembangan bisnis Perseroan yang berkelanjutan telah menjadikan tempat bersatunya tenaga kerja
dari berbagai latar belakang, yang kemudian berintegrasi dengan Medco Values sebagai inti dari budaya
Perseroan. Medco Leadership Behaviors dibuat sebagai penjabaran dari Medco Values dan sebagai
fondasi dari pilar sustainability development yang diterapkan bagi semua pekerja. Terdapat lima (5)
dimensi didalam Medco Leadership Behaviors untuk mendukung organisasi yang berkinerja tinggi yaitu:
Grow People Capabilities, Take Ownership, Foster Collaboration, Deliver Result dan Sustain Growth.
Medco Leadership Development Program
Kepemimpinan di setiap tingkatan dianggap sangat penting oleh Perseroan untuk dimiliki setiap peekrja
agar dapat menginspirasi, memotivasi serta bekerja sama mencapai tujuan bisnis bersama. Perseroan
memiliki program pelatihan kepemimpinan yang disebut sebagai Medco Leadership Development
Program. Program ini dibuat secara komprehensif berdasarkan Medco Leadership Behaviors dan
Medco Leadership Competencies dan bertujuan untuk meningkatkan kompetensi seluruh pekerja pada
setiap level kepemimpinan.
Talent Mapping dan Succession Planning
Program pengembangan pekerja yang dianggap sangat kritikal adalah pengelolaan sebagian dari
pekerja yang termasuk di dalam kategori high potential untuk disiapkan sebagai suksesi dari posisi-
posisi kritikal. Sebagian dari pekerja high potential ini diberikan program pengembangan khusus untuk
terus mengasah kepemimpinan mereka di tataran yang lebih tinggi. Pekerja high potential dan semua
pekerja lainnya diberikan kesempatan dan keleluasaan untuk membuat Individual Development Plan
untuk dapat didiskusikan dengan Atasan masing-masing serta pelaksanaannya dimonitor di dalam
system. Selain diberikan pelatihan khusus kepemimpinan bagi pekerja high potential juga diberikan
tugas dan pekerjaan kritikal tambahan dengan mentoring oleh para pimpinan tinggi Medco agar dapat
terus terasah.
Program Mentoring
Mentoring juga merupakan salah satu inisiatif pengembangan pekerja untuk meningkatkan kemampuan
pekerja, yang diturunkan dari pekerja senior kepada pekera yang lebih junior. Kebijakan mentoring dan
perangkat sistemnya telah dipersiapkan untuk memfasilitasi program mentoring di Perusahaan. Inisiatif
ini merupakan salah satu upaya penutupan gap dalam kemampuan teknis maupun kepemimpinan di
berbagai fungsi organisasi, juga untuk mempercepat proses pengembangan kompetensi teknis dan
kepemimpinan mereka.
Hak dan Tanggung Jawab Pekerja
Perseroan senantiasa memastikan hak dan tanggung jawab para pekerja sesuai dengan hukum dan
peraturan ketenagakerjaan Republik Indonesia atau negara-negara lain tempat Perseroan beroperasi
untuk menjamin lingkungan kerja yang baik, termasuk di dalamnya adalah pemenuhan upah minimum
regional (UMR). Perseroan juga memberikan manfaat yang kompetitif kepada pekerja sesuai dengan
evaluasi kinerja dan tingkat tanggung jawab agar selalu berupaya meningkatkan kinerja untuk mencapai
pertumbuhan usaha yang berkelanjutan.
Kesejahteraan Pekerja
Guna meningkatkan kesejahteraan, Perseroan juga menyediakan kepada para pekerjanya fasilitas dan
tunjangan-tunjangan sebagai berikut:
• Jaminan Sosial Ketenagakerjaan dan Kesehatan
• Tunjangan cuti bagi seluruh pekerja.
• Fasilitas pinjaman (tanpa bunga) bagi pekerja.
• Fasilitas makan bagi pekerja-pekerja lapangan.
• Fasilitas kesehatan dan pengobatan untuk pekerja dan keluarganya.
• Benefit melahirkan bagi pekerja wanita.
• Program Dana Pensiun Iuran Pasti untuk pekerja.
• Pengelolaan Dana Pensiun Manfaat Pasti melalui Program Pensiun untuk Kompensasi Pascakerja
(PPUKP).
93
Page 130
Serikat Pekerja
Perseroan memiliki komitmen untuk senantiasa menciptakan hubungan Industrial yang harmonis yang
didasari dengan semangat kemitraan yang harmonis antara manajemen dengan Serikat Pekerja (SP)
untuk terus dibina dalam mencapai sasaran dan target Perseroan. Perseroan memiliki 1 Serikat Pekerja
yang mewakili pekerja Perseroan dengan nama Serikat Persaudaraan Pekerja Terpadu Medco Energi
Internasional (SP-KAT MEI) yang tercatat pada Dinas Tenaga Kerja, Transmigrasi, dan Energi Provinsi
Daerah Khusus Ibukota Jakarta.
Perjanjian Kerja Bersama (“PKB”) Perseroan telah didaftarkan pada Dinas Tenaga Kerja dan
Transmigrasi Provinsi Daerah Khusus Ibukota Jakarta dan berlaku sampai dengan 22 Januari 2026.
Selain SP-KAT MEI, di lingkungan Medco E & P domestik saat ini terdapat 10 (sepuluh) Serikat Pekerja
yang mewakili pekerja dimana Manajemen dan seluruh Serikat Pekerja telah menyepakati Perjanjian
Kerja Bersama sebagaimana diamanatkan oleh peraturan perundang-undangan ketenagakerjaan yang
berlaku, sebagai berikut:
Keberlakuan
Entitas Serikat Pekerja
Perjanjian Kerja Bersama
PT Medco E & P Indonesia SP PT Medco E & P Indonesia
SP PT Medco E & P Indonesia - Rimau Aset
SP PT Medco E & P Indonesia SSE Soka 24 Januari 2024 – 23 Januari 2026
SP PT Medco E & P Indonesia Tarakan
SP Lematang PT. Medco E & P Lematang
Medco E & P Natuna Ltd. SP Medco Blok B 1 April 2024 – 31 Maret 2026
PT Medco E & P Malaka SP PT Medco E & P Malaka 28 Juli 2024 – 27 Juli 2025
Medco Energi Sampang Pty. Ltd. SP Medco Energi Sampang Pty. Ltd 5 Juli 2024 – 4 Juli 2025
Medco Energi Bangkanai Ltd. SP FORKASI 4 Juli 2024 – 3 Juli 2025
Medco E & P Grissik Ltd. SP Medco E & P Grissik 1 Agustus 2024 – 31 Juli 2026
Tidak terdapat perjanjian untuk melibatkan karyawan dan manajemen dalam kepemilikan saham
Perseroan termasuk perjanjian yang berkaitan dengan program kepemilikan saham Perseroan oleh
karyawan atau anggota Direksi dan anggota Dewan Komisaris.
94
Page 131
6.8. Struktur Organisasi Perseroan
95
Page 132
6.9. Hubungan Kepemilikan, Penyertaan, Pengurusan dan Pengawasan Perseroan, Pemegang
Saham berbentuk Badan Hukum, Perusahaan Anak dan Perusahaan Asosiasi
Berikut adalah struktur kepemilikan Perseroan dan Perusahaan Anak per 31 Maret 2025 yang
dikeluarkan oleh BAE:
A. Struktur Kepemilikan antara Perseroan dengan Pemegang Saham
Catatan:
* Masyarakat dengan kepemilikan di bawah 5%, termasuk:
1. Saham treasuri Perseroan sebesar 138.753.088 saham; dan
2. Kepemilikan saham Direksi dan Dewan Komisaris Perseroan (Yani Yuhani Panigoro sebesar 8.703.146 saham, Yaser Raimi
Panigoro sebesar 2.223.533 saham, Hilmi Panigoro sebesar 31.269.683 saham, Roberto Lorato sebesar 168.421.200
saham, Ronald Gunawan sebesar 71.810.642 saham, Amri Siahaan sebesar 52.081.449 saham dan Anthony Robert
Mathias sebesar 40.035.752 saham)
Pihak yang menjadi Pengendali Perseroan adalah PT Medco Daya Abadi Lestari. Pemilik manfaat akhir
(ultimate beneficial owner) dari Perseroan adalah Hilmi Panigoro, sebagaimana disyaratkan dalam
Peraturan Presiden Nomor 13 Tahun 2018 tentang Penerapan Prinsip Mengenali Pemilik Manfaat Dari
Korporasi Dalam Rangka Pencegahan dan Pemberantasan Tindak Pidana Pencucian Uang dan Tindak
Pidana Pendanaan Terorisme, Peraturan Menkum No. 15 Tahun 2019 tentang Tata Cara Pelaksanaan
Penerapan Prinsip Mengenai Pemilik Manfaat dari Korporasi dan Peraturan OJK Nomor 3/POJK.04/2021
tentang Penyelenggaraan Kegiatan di Bidang Pasar Modal sebagaimana diubah dengan Peraturan
OJK No. 45 Tahun 2024 tentang Pengembangan dan Penguatan Emiten dan Perusahaan Publik.
96
Page 133
B. Hubungan Perusahaan Anak dan Perusahaan Asosiasi
97
Page 134
C. Keterangan tentang Penyertaan Perseroan
Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perusahaan Anak sebagaimana tersebut di bawah ini adalah
perusahaan-perusahaan yang beroperasi di mana 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 Perusahaan Anak
tersebut dikonsolidasikan dalam laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan Perusahaan Anak:
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan
Efektif Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan terhadap
Perseroan Operasional Penyertaan
Pendapatan
(%)
Perseroan (%)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
1. PT Medco E & P Indonesia Indonesia 100,00(1) 3,27 operasi 3 November 1995
2. PT Medco E & P Simenggaris Indonesia 100,00(2) 0,46 operasi 18 November 2005
3. PT Medco E & P Malaka Indonesia 100,00(3) 2,62 operasi 29 Februari 2000
4. PT Medco E & P Tarakan Indonesia 100,00(1) 0,72 operasi 29 Desember 1997
5. PT Medco E & P Rimau Indonesia 100,00(1) 2,85 operasi 19 Desember 2000
6. PT Medco E & P Lematang Indonesia 100,00(1) 0,49 operasi 18 Oktober 2002
7. PT Medco E & P Tomori Sulawesi Indonesia 100,00(4) 8,06 operasi 29 Februari 2000
8. PT Medco Energi Natuna Timur Indonesia 100,00(1) - operasi 18 November 1991
PT Medco Energi Beluga (dahulu PT Medco E
9. Indonesia 100,00 (47)
- operasi 18 November 2005
& P Kampar)
10. Lematang E & P Limited Cayman Islands 100,00 (5)
0,22 operasi 2 Mei 2008
11. Medco E & P Natuna Ltd. Bermuda 100,00(6) 6,58 operasi 17 November 2016
12. Medco E & P Grissik Ltd. Bermuda 100,00(25) 21,58 operasi 3 Maret 2022
13. Medco E & P Corridor Holding Ltd. British Virgin Islands 100,00(11) -a operasi 3 Maret 2022
14. Medco Energi West Bangkanai Limited British Virgin Islands 100,00(23) - operasi 22 Mei 2019
15. Medco Energi Bangkanai Limited British Virgin Islands 100,00(23) 0,81 operasi 22 Mei 2019
16. Medco Energi Madura Offshore Pty Ltd Australia 100,00(34) 1,69 operasi 22 Mei 2019
17. Medco Energi Sampang Pty Ltd Australia 100,00(35) 0,63 operasi 22 Mei 2019
18. Medco Energi Central Kalimantan Limited Belize 100,00(23) 0,16 operasi 22 Mei 2019
19. Medco Energi Kerendan Limited Mauritius 100,00(23) 0,07 operasi 22 Mei 2019
20. Medco Lematang B.V. Belanda 100,00(12) 0,25 operasi 12 Oktober 2006
21. Medco Indonesia Holding B.V. Belanda 100,00(7) -a operasi 28 April 2016
PT Medco Energi Amanah (dahulu PT Medco
22. Indonesia 100,00 (1)
- operasi 14 November 2006
Power Generation Indonesia)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
23. Medco Strait Services Pte. Ltd. Singapura 100,00(7) -a operasi 24 November 2005
24. Medco Energi Global Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) 28.29 operasi 5 Mei 2006
25. Ophir Energy Limited Inggris 100,00(11) -a operasi 22 Mei 2019
26. Salamander Energy Limited Inggris 100,00(20) -a operasi 22 Mei 2019
27. Ophir Jaguar 1 Limited British Virgin Islands 100,00(23) -a operasi 22 Mei 2019
28. Ophir Jaguar 2 Limited British Virgin Islands 100,00(21) -a operasi 22 Mei 2019
29. Ophir SPV Pty Ltd Australia 100,00(22) -a operasi 22 Mei 2019
30. Ophir Asia Pacific Pty Ltd Australia 100,00(22) -a operasi 22 Mei 2019
31. Salamander Energy Group Limited Inggris 100,00(32) -a operasi 22 Mei 2019
32. Medco Energi Thailand (E & P) Limited Inggris 100,00(23) 2,00 operasi 22 Mei 2019
Salamander Energy (Bualuang Holdings)
33. Inggris 100,00(24) - operasi 22 Mei 2019
Limited
34. Medco Energi Thailand (Bualuang) Limited British Virgin Islands 100,00(36) 2,99 operasi 22 Mei 2019
35. Ophir Holdings Limited Jersey 100,00(20) - operasi 22 Mei 2019
36. Ophir Asia Limited Jersey 100,00(20) - operasi 22 Mei 2019
37. Ophir Holdings & Services (UK) Limited Inggris 100,00(20) - operasi 22 Mei 2019
38. Ophir Tanzania (Block 1) Limited Jersey 100,00(31) - operasi 22 Mei 2019
39. Ophir (Indonesia South East Sangatta) Limited Inggris 100,00(33) - operasi 22 Mei 2019
40. Ophir Mexico Limited Inggris 100,00(26) - operasi 22 Mei 2019
41. Ophir Mexico Operations S.A. de C.V Meksiko 100,00(27) - operasi 22 Mei 2019
42. Medco LLC Oman 78,00(9) 5,98 operasi 20 Maret 2006
43. Medco Energi US LLC Amerika Serikat 100,00(10) - operasi 18 Juni 2004
44. Medco International Ventures Limited Malaysia 100,00(11) - operasi 16 Juli 2001
45. Medco International Enterprise Ltd. Malaysia 100,00(11) - operasi 25 September 2002
98
Page 135
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan
Efektif Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan terhadap
Perseroan Operasional Penyertaan
Pendapatan
(%)
Perseroan (%)
46. Medco Singapore Operations Pte. Ltd. Singapura 100,00(6) -a operasi 17 November 2016
47. Medco South China SEA Pte. Ltd. Singapura 100,00 (8)
-a operasi 30 Agustus 2016
48. Medco Natuna Pte. Ltd. Singapura 100,00(31) - operasi 18 April 2016
49. Medco Yemen Amed Limited British Virgin Islands 100,00(29) - operasi 16 Januari 2007
50. Medco Arabia Ltd. British Virgin Islands 100,00(46) 0,00 operasi 16 Januari 2007
51. Medco Yemen Malik Limited British Virgin Islands 100,00(29) - operasi 7 Februari 2012
52. Medco Energi Oman Block 60 Limited British Virgin Islands 100,00(11) 1,13 operasi 27 Februari 2007
53. Medco Energi Oman Block 48 Limited British Virgin Islands 100,00(11) - operasi 16 Januari 2007
Jasa Pengeboran dan Penunjang Kegiatan Minyak dan Gas
54. PT Exspan Petrogas Intranusa Indonesia 100,00(1) 0,24 operasi 7 Oktober 1997
55. PT Mitra Energi Gas Sumatera Indonesia 100,00(1) 0,01 operasi 3 November 2017
56. Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. Mauritius 85,00(41) - operasi 2 Februari 2024
Perdagangan
57. Far East Energy Trading Pte. Ltd. Singapura 100,00(11) - operasi 22 Maret 2016
58. PT Satria Raksa Buminusa Indonesia 100,00(13) 0,32 operasi 30 Desember 2016
Energi Listrik
59. PT Medco Power Indonesia Indonesia 100,00(14) 0,01 operasi 28 Januari 2004
60. PT Multidaya Prima Elektrindo Indonesia 51,00(15) 0,16 operasi 29 Juli 2010
61. PT Bio Jatropha Indonesia Indonesia 69,99(16) 0,05 operasi 12 September 2011
62. PT Medco Geothermal Sarulla Indonesia 62,00(19) 0,33 operasi 29 Desember 2006
63. PT Energi Prima Elektrika Indonesia 55,50(18) 0,14 operasi 7 Juli 2011
64. PT Pembangkitan Pusaka Parahiangan Indonesia 100,00(17) 0,06 operasi 12 Desember 2012
65. PT Medco Ratch Power Riau Indonesia 51,00(28) 1,27 operasi 24 Maret 2017
66. PT Medcopower Servis Indonesia Indonesia 62,00(37) 0,09 operasi 26 April 2018
67. PT Medco Cahaya Geothermal Indonesia 51,00(38) 3,44 operasi 16 Juni 2003
68. PT Medcopower Transportasi Listrik Indonesia 100,00(40) - operasi 17 Februari 2021
69. PT Medcosolar Bali Timur Indonesia 51,00(42) 0,46 operasi 5 Februari 2021
70. PT Medco Power Energi Services Indonesia 100,00(43) 0,08 operasi 29 Desember 2023
71. PT Medco Power Geothermal Services Indonesia 100,00(45) - operasi 18 Januari 2024
Lain-lain
72. Medco Oak Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 4 Januari 2019
73. Medco Bell Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 27 Desember 2019
74. Medco Laurel Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 4 Januari 2019
75. Medco Maple Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 16 Maret 2023
76. Medco Cypress Tree Pte. Ltd. Singapura 100,00(8) - operasi 20 Maret 2025
Catatan:
(a) Pendapatan dihasilkan oleh entitas anak
(1) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,01%.
(2) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,9% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,1%.
(3) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 1%.
(4) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,95% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,05%.
(5) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Petroleum Exploration & Production International Limited sebesar 100%.
(6) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Natuna Pte. Ltd. sebesar 100%.
(7) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%.
(8) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Strait Services Pte. Ltd. sebesar 100%.
(9) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco International Enterprise Ltd. sebesar 78%.
(10) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi USA Inc. sebesar 100%.
(11) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Global Pte. Ltd. sebesar 100%.
(12) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Indonesia Holding B.V. sebesar 100%.
(13) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,95% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,05%.
(14) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 49,00%, serta kepemilikan secara tidak langsung sebesar 51,00% melalui PT Medco Power
Internasional.
(15) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 51,00%.
(16) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari sebesar 69,99%.
(17) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,99% dan melalui PT Dalle Panaran
sebesar 0,01%.
(18) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 55,50%.
(19) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 4,96%, melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar
0,04% dan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 57,00%.
(20) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Energy Limited sebesar 100%.
(21) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Jaguar 1 Limited sebesar 100%.
(22) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Jaguar 2 Limited sebesar 100%.
(23) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy Group Limited sebesar 100%.
(24) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy (S.E. Asia) Limited sebesar 100%.
99
Page 136
(25) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco E & P Corridor Holdings Ltd. sebesar 100%.
(26) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Holdings & Services (UK) Limited sebesar 100%.
(27) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Mexico Limited sebesar 99% dan Ophir Holding & Services (UK) Limited
sebesar 1%.
(28) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Sentral Sumatera sebesar 51,00%.
(29) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Yemen Holding Limited sebesar 100%.
(30) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir East Africa Holdings Limited sebesar 100%.
(31) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco South China Sea Sea Pte. Ltd. Sebesar 100%.
(32) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy Limited sebesar 100%.
(33) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Thailand (E & P) Limited sebesar 100%.
(34) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir SPV Pty Ltd sebesar 100%.
(35) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Asia Pacific Pty Ltd sebesar 100%.
(36) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy (Bualuang Holdings) Limited sebesar 100%.
(37) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 57%, melalui PT Medco Power Indonesia
sebesar 4% dan melalui Medco Geothermal Nusantara sebesar 1%
(38) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Geothermal Indonesia sebesar 51%
(39) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT MedcoPower Energi Baru sebesar 50% dan melalui PT Amman Mineral Internasional Tbk
sebesar 50%
(40) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT MedcoPower Energi Baru sebesar 99% dan melalui PT Medco Power Indonesia
sebesar 1%
(41) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco E & P Corridor Holdings Ltd. Sebesar 85%.
(42) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 51%.
(43) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 96% dan melalui PT Dalle Panaran sebesar 4%.
(44) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia 99.90% dan melalui PT Medco Solar Pasifik sebesar 0,10%.
(45) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 59,40%, dan melalui PT Medco General
Power Services sebesar 49,60%.
(46) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco International Enterprise Ltd. sebesar 100%.
(47) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,98% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,02%.
Selain Perusahaan 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/atau pada saat ini telah masuk dalam tahap produksi.
Kontribusi
Kepemilikan
Pendapatan terhadap Status Tanggal
No. Nama Perusahaan Kedudukan Efektif
Pendapatan Operasional Penyertaan
Perseroan (%)
Perseroan (%)
Tenaga Listrik
1. Sarulla Operation Ltd. Cayman Island 18,99(5) - operasi 17 Januari 2008
2. PT TJB Power Services Indonesia 49,88(1) 0,76 operasi 13 April 2006
3. PT Dalle Energy Batam Indonesia 47,99(7) 0,09 operasi 22 Juni 2005
4. PT Mitra Energi Batam Indonesia 42,39(8) 0,32 operasi 17 November 2003
5. PT Energi Listrik Batam Indonesia 43,39(9) 1,32 operasi 7 Maret 2012
6. Pacific Medco Solar Energy Pte Ltd Singapura 37,00(10) - operasi 31 Oktober 2022
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
7. PT Donggi Senoro LNG Indonesia 11,10(2) - operasi 28 Desember 2007
Pertambangan Emas dan Tembaga
8. PT Amman Mineral Nusa Tenggara Indonesia 20,92(3) - operasi 2 November 2016
9. PT Amman Mineral Internasional Tbk Indonesia 20,92(6) - operasi 2 November 2016
Properti
10. PT Api Metra Graha Indonesia 49,00(4) - operasi 14 Februari 2013
Lain-lain
11. PT Teknologi Data Infrastruktur Indonesia 5,00(11) - operasi 25 Oktober 2023
12. PT Mitra Energi Pelayaran Indonesia 100,00(12) 0,04 operasi 20 Maret 2024
Catatan:
(1) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui (i) PT Medco General Power Services sebesar 75,10% dan (ii) PT Medco Power
Indonesia sebesar 5,00%.
(2) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco LNG Indonesia sebesar 11,10%.
(3) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Amman Mineral Internasional Tbk sebesar 20,92%.
(4) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 48,32% dan melalui PT Medco Energi Nusantara sebesar 0,68%.
(5) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 18,99%.
(6) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 20,915%.
(7) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 47,99%.
(8) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 10,00% dan melalui PT Medco Energi Menamas
sebesar 32,39%.
(9) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Universal Batam Energy sebesar 39,90% dan melalui PT Medco Power Indonesia
sebesar 3,49%.
(10) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Power Global Pte Ltd sebesar 37,00%.
(11) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 5%.
(12) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Mitra Energi Gas Sumatera sebesar 99% dan sisanya 1% melalui PT Medco
Energi Nusantara.
100
Page 137
Selain penyertaan saham pada perusahaan-perusahaan tersebut di atas yang telah beroperasi,
Perseroan juga mempunyai penyertaan saham baik secara langsung maupun tidak langsung pada
perusahaan-perusahaan yang saat ini tidak lagi beroperasi karena beberapa kondisi seperti tidak
lagi memiliki hak partisipasi (working interest) karena telah diserahkan kembali ke Pemerintah atau
sudah tidak beroperasi lagi karena pertimbangan komersial, beberapa perusahaan yang tidak lagi aktif
(dormant company) namun belum dilikuidasi menunggu assessment dan evaluasi bisnis perusahaan,
dan beberapa perusahaan dibentuk dengan tujuan untuk mengikuti proyek di masa depan maupun
untuk keperluan pendanaan. Perusahaan-perusahaan tersebut adalah sebagai berikut:
Kepemilikan
Status
No Nama Perusahaan Kedudukan Efektif Tanggal Penyertaan
Operasional
Perseroan (%)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
1. PT Medco E & P Bangkanai Indonesia 100,00(1) tidak operasi 29 Februari 2000
2. Medco Far East Limited Cayman Islands 100,00(2) tidak operasi 7 Juli 2005
3. PT Medco Energi Bangkanai Indonesia 100,00(3) tidak operasi 16 Juni 2003
4. PT Medco E & P Nunukan Indonesia 100,00(3) tidak operasi 28 Januari 2004
5. PT Medco E & P Sembakung Indonesia 100,00(4) tidak operasi 18 November 2005
6. Kuala Langsa (Block A) Limited Bermuda 50,00(5) tidak operasi 23 Januari 2007
7. PT Medco Energi Madura Indonesia 100,00(6) tidak operasi 26 Agustus 2005
8. PT Medco Energi Belida Indonesia 100,00(3) tidak operasi 24 Oktober 2003
9. PT Medco Energi Linggau Indonesia 100,00(6) tidak operasi 2 Desember 2015
10. PT Medco Energi CBM Indonesia Indonesia 100,00(6) tidak operasi 18 November 2008
11. PT Medco Sampang Indonesia Indonesia 100,00(6) tidak operasi 24 Maret 2006
12. PT Medco Energi Sampang Indonesia 100,00(6) tidak operasi 29 Mei 2019
13. PT Medco CBM Pendopo Indonesia 100,00(7) tidak operasi 16 Desember 2008
14. PT Medco E & P Bengara Indonesia 95,00(8) tidak operasi 12 Desember 2001
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
15. Medco Yemen Holding Limited British Virgin Islands 100,00(9) tidak operasi 16 Januari 2007
16. Medco Asia Pacific Limited British Virgin Islands 100,00(9) tidak operasi 27 Februari 2007
17. Medco Energi USA Inc. Amerika Serikat 100,00(9) tidak operasi 18 Juni 2004
18. Medco Simenggaris Pty. Ltd. Australia 100,00(10) tidak operasi 25 Januari 2000
19. Medco International Services Pte. Ltd. Singapura 100,00(9) tidak operasi 5 Juli 2006
20. Dominion Oil & Gas Limited British Virgin Island 100,00(11) tidak operasi 22 Mei 2019
21. Dominion Tanzania Limited Tanzania 100,00(12) tidak operasi 22 Mei 2019
22. Dominion Petroleum Acquisitions Limited Bermuda 100,00(13) tidak operasi 22 Mei 2019
23. Dominion Petroleum Kenya Limited Kenya 100,00(14) tidak operasi 22 Mei 2019
24. Ruvuma Pipeline Company Limited Tanzania 17,60(15) tidak operasi 22 Mei 2019
Mzalendo Gas Processing Company Tanzania 17,60(15) 22 Mei 2019
25. tidak operasi
Limited
26. Fahari Gas Marketing Company Limited Tanzania 17,60(15) tidak operasi 22 Mei 2019
27. Ophir Pipeline Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
28. Ophir LNG Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
29. Ophir East Africa Ventures Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
30. Ophir Gas Marketing Limited Jersey 100,00(16) tidak operasi 22 Mei 2019
31. Ophir East Africa Holdings Limited Jersey 100,00(17) tidak operasi 22 Mei 2019
32. Salamander Energy (S.E. Asia) Limited Inggris 100,00(18) tidak operasi 22 Mei 2019
33. Dominion Oil & Gas Limited (Tanzania) Tanzania 100,00(19) tidak operasi 22 Mei 2019
34. DOMPET Limited Bermuda 100,00(13) tidak operasi 22 Mei 2019
35. Dominion Petroleum Limited Bermuda 100,00(20) tidak operasi 22 Mei 2019
36. Ophir Energy Indonesia Limited Inggris 100,00(21) tidak operasi 22 Mei 2019
37. Ophir Equatorial Guinea (Block R) Limited Jersey 100,00(14) tidak operasi 22 Mei 2019
Produksi Kimia dan Industri Hilir
38. PT Medco Downstream Indonesia Indonesia 100,00(3) tidak operasi 28 Januari 2004
39. PT Medco Methanol Bunyu Indonesia 100,00(3) tidak operasi 29 Januari 1997
40. PT Medco LPG Kaji Indonesia 100,00(3) tidak operasi 31 Agustus 2001
41. PT Medco Ethanol Lampung Indonesia 100,00(3) tidak operasi 21 Februari 2005
Tenaga Listrik
42. PT Medco Geothermal Indonesia Indonesia 100,00(22) tidak operasi 28 Januari 2004
43. PT Dalle Panaran Indonesia 100,00(23) tidak operasi 22 Juni 2005
44. PT Medco Geothermal Sumatera Indonesia 100,00(24) tidak operasi 4 Juli 2023
101
Page 138
Kepemilikan
Status
No Nama Perusahaan Kedudukan Efektif Tanggal Penyertaan
Operasional
Perseroan (%)
45. PT Indo Medco Power Indonesia 99,98(25) tidak operasi 18 Oktober 2004
46. PT Medco Energi Menamas Indonesia 59,99(26) tidak operasi 27 Januari 2004
47. PT Muara Enim Multi Power Indonesia 80,00(27) tidak operasi 5 Agustus 2008
48. PT Medco Geothermal Nusantara Indonesia 100,00(28) tidak operasi 30 Januari 2014
49. PT Sangsaka Agro Lestari Indonesia 70,00(29) tidak operasi 12 September 2011
50. PT Sangsaka Hidro Lestari Indonesia 56,00(30) tidak operasi 12 September 2011
51. PT Sangsaka Hidro Selatan Indonesia 69,93(31) tidak operasi 12 September 2011
52. PT Sangsaka Hidro Kasmar Indonesia 67,20(32) tidak operasi 12 September 2011
53. PT Sangsaka Hidro Ciseureuh Indonesia 69,92(33) tidak operasi 23 Desember 2011
54. PT Sangsaka Hidro Patikala Lima Indonesia 67,20(34) tidak operasi 23 Desember 2011
55. PT Sangsaka Hidro Baliase Indonesia 67,20(34) tidak operasi 23 Desember 2011
56. PT Medco Hidro Indonesia Indonesia 100,00(35) tidak operasi 14 Maret 2013
57. PT Nawakara Energi Sumpur Indonesia 80,00(36) tidak operasi 29 Januari 2014
58. PT Medco Power Sentral Sumatera Indonesia 100,00(37) tidak operasi 23 November 2016
59. PT Medco General Power Services Indonesia 59,76(38) tidak operasi 20 Oktober 2005
60. PT Medco Kansai Power Indonesia Indonesia 60,00(39) tidak operasi 29 Maret 2021
61. PT Medcopower Energi Baru Indonesia 100,00(40) tidak operasi 10 Desember 2019
62. PT Medcopower Elektrika Indonesia Indonesia 100,00(41) tidak operasi 16 Februari 2021
63. PT Medco Solar Pasifik Indonesia 100,00(37) tidak operasi 25 Januari 2022
64. PT Medco Geopower Sarulla Indonesia 49,00(42) tidak operasi 30 Maret 2007
65. PT Universal Batam Energy Indonesia 42,00(43) tidak operasi 18 Februari 2010
66. Medco Power Global Pte Ltd Singapura 100,00(44) tidak operasi 1 Juli 2022
67. PT Medco Solar Bali Barat Indonesia 51,00(50) tidak operasi 2 Februari 2021
68. PT Medcopower Solar Nusantara Indonesia 100,00(47) tidak operasi 18 Juni 2021
69. PT Medco Power Geothermal Energi Indonesia 100,00(51) tidak operasi 30 Agustus 2024
70. PT Sangsaka Hidro Barat Indonesia 100,00(52) tidak operasi 26 Juli 2010
71. PT Medco Pasifik Solar Transmisi Indonesia 100,00(53) tidak operasi 26 Maret 2024
Perdagangan
72. PT Medco Sarana Balaraja Indonesia 100,00(3) tidak operasi 26 September 2002
73. Medco Petroleum Services Limited Cayman Island 100,00(45) tidak operasi 19 Januari 2012
74. Petroleum Exploration & Production Cayman Islands 100,00(45) tidak operasi 2 Mei 2008
International Limited
75. PT Mahakam Raksa Buminusa Indonesia 99,86(46) tidak operasi 28 April 2004
76. PT Musi Raksa Buminusa Indonesia 100,00(47) tidak operasi 30 Desember 2016
Entitas Investasi
77. PT Medco Energi Nusantara Indonesia 99,99(48) tidak operasi 28 Februari 2003
78. PT Medco Power Internasional Indonesia 100,00(49) tidak operasi 3 Oktober 2017
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
79. PT Medco LNG Indonesia Indonesia 100,00(3) tidak operasi 29 Mei 2007
Catatan:
(1) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,01%.
(2) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%.
(3) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,01%.
(4) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,75% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,25%.
(5) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Far East Limited sebesar 50%.
(6) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,9% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,1%.
(7) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi CBM Indonesia sebesar 99,99% dan melalui PT Medco Energi
Nusantara sebesar 0,01%.
(8) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 95%.
(9) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Global Pte Ltd sebesar 100%.
(10) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 100%.
(11) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Dominion Petroleum Acquisitions Limited sebesar 100%.
(12) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui DOMPET Limited sebesar 99,9% dan melalui Dominion Petroleum Acquisitions
Limited sebesar 0,1%.
(13) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Dominion Petroleum Limited sebesar 100%
(14) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Holdings & Services (UK) Limited sebesar 100%
(15) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Pipeline Limited sebesar 17,60%.
(16) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir East Africa Holdings Limited sebesar 100%.
(17) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Holdings Limited sebesar 100%.
102
Page 139
(18) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Energi Thailand (E & P) Limited sebesar 100%.
(19) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Dominion Oil & Gas Limited (BVI) sebesar 99,9%, dan melalui Dominion Petroleum
Acquisitions Limited sebesar 0,1%.
(20) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Ophir Energy Limited sebesar 100%.
(21) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Salamander Energy Limited sebesar 100%.
(22) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,99% dan melalui PT Medco Geothermal
Sarulla sebesar 0,01%.
(23) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 1%.
(24) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 49% dan melalui PT Medco Geothermal
Indonesia sebesar 51%.
(25) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,98%.
(26) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 59,99%.
(27) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 80%.
(28) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,96% dan melalui PT Dalle Panaran
sebesar 0,04%.
(29) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 70%.
(30) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari sebesar 56%.
(31) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari 69,93%.
(32) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari 67,20%.
(33) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Agro Lestari 0,01%, PT Bio Jatropha Indonesia sebesar 69,91%.
(34) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Sangsaka Hidro Kasmar 67,19% dan melalui PT Sangsaka Agro Lestari
sebesar 0,01%.
(35) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99,9% dan melalui PT Dalle Panaran
sebesar 0,1%.
(36) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Hidro Indonesia 80%.
(37) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia 99,90%, dan melalui PT Medco Geothermal Nusantara
sebesar 0,10%.
(38) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 99,6%.
(39) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 60%.
(40) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99% dan melalui PT Medco Geothermal
Indonesia sebesar 1%.
(41) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 99% dan melalui PT Dalle Panaran sebesar 1%.
(42) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 49%.
(43) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Kansai Power Indonesia sebesar 42%.
(44) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 100%.
(45) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui Medco Strait Services Pte Ltd sebesar 100%.
(46) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,86%
(47) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Sarana Balaraja sebesar 99,625% dan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,375%.
(48) Kepemilikan langsung Perseroan sebesar 99,99%.
(49) Kepemilikan langsung Perseroan 99,99% dan kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Energi Nusantara
sebesar 0,01%.
(50) kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia sebesar 51%.
(51) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Geothermal Indonesia sebesar 99,92% dan melalui PT Medco Geothermal
Nusantara 0,08%.
(52) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Hidro Indonesia sebesar 99,9% dan sisanya 0,1% PT Dalle Panaran.
(53) Kepemilikan tidak langsung Perseroan melalui PT Medco Power Indonesia 99.90% dan melalui PT Medco Solar Pasifik
sebesar 0,10%.
D. Hubungan Kepengurusan dan Kepengawasan
Tabel di bawah ini menggambarkan hubungan kepengurusan dan pengawasan Perseroan, Pemegang
Saham berbentuk badan hukum dan Perusahaan Anak 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
Perusahaan Anak tersebut dikonsolidasikan dalam laporan keuangan konsolidasian Perseroan dan
Perusahaan Anak.
Nama Perusahaan YYP MSS YRP HP RL ARM RG AS
Pemegang Saham
PT Medco Daya Abadi Lestari - - K DU - - - -
PT Medco Duta D - - DU - - - -
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
PT Medco E & P Indonesia K - - KU - - DU D
PT Medco E & P Simenggaris - - - K - - DU D
PT Medco E & P Malaka - - - K - - DU D
PT Medco E & P Tarakan - - - K - - DU D
103
Page 140
Nama Perusahaan YYP MSS YRP HP RL ARM RG AS
PT Medco E & P Rimau - - - K - - DU D
PT Medco E & P Lematang - - - K - - DU D
PT Medco E & P Tomori Sulawesi - - - K - - DU D
PT Medco Energi Natuna Timur - - - K - - DU D
PT Medco Energi Beluga (dahulu PT Medco
- - - K - - DU D
E & P Kampar)
Lematang E & P Limited - - - - - - - -
Medco E & P Natuna Ltd. - - - - D - D D
Medco E & P Grissik Ltd. - - - - - - D D
Medco E & P Corridor Holding Ltd. - - - - - D D D
PT Medco Energi Amanah (dahulu PT Medco
- - - K - - DU D
Power Generation Indonesia)
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
Medco Strait Services Pte. Ltd. - - - - - - - -
Medco Energi Global Pte. Ltd. - - - D D - - D
Medco LLC - - - - - M - -
Medco Energi US LLC - - - - M - - -
Medco International Ventures Limited - - - - D - - -
Medco Yemen Amed Limited - - - - D - - -
Medco Yemen Malik Limited - - - - D - - -
Medco Arabia Ltd. - - - - D - - -
Medco Singapore Operations Pte. Ltd. - - - - D - D D
Jasa Pengeboran dan Penunjang Kegiatan Minyak dan Gas
PT Exspan Petrogas Intranusa - - - - - - - -
PT Mitra Energi Gas Sumatera - - - - - - - -
PT Satria Raksa Buminusa - - - - - - - -
Transasia Pipeline Pvt. Ltd. - - - - - - - -
Gas Alam Cair (Liquid Natural Gas/LNG)
PT Medco LNG Indonesia - - - K DU - D D
PT Donggi Senoro LNG - - - - - - - -
Perdagangan
PT Medco Sampang Indonesia - - - K - - D D
Petroleum Exploration &
Production International Limited - - - - D - - -
Pertambangan Emas dan Tembaga
PT Amman Mineral Nusa Tenggara - - - - - - - -
PT Amman Mineral Internasional Tbk - - - - - - - -
Tenaga Listrik
PT Medco Cahaya Geothermal - - - - - - - -
PT Medco Power Indonesia - - - - - - - KU
PT Medco Geothermal Sarulla - - - - - - - -
PT Multidaya Prima Elektrindo - - - - - - - -
PT Energi Prima Elektrika - - - - - - - -
PT Medco Ratch Power Riau - - - - - - - -
PT Bio Jatropha Indonesia - - - - - - - -
PT Pembangkitan Pusaka Parahiangan - - - - - - - -
PT Medco Power Energi Services - - - - - - - -
PT Medco Power Geothermal Services - - - - - - - -
Lain-Lain
PT Teknologi Data Infrastruktur - - - - - - - -
PT Mitra Energi Pelayaran - - - - - - - -
Tabel di bawah ini menggambarkan hubungan kepengurusan dan pengawasan Perseroan, Pemegang
Saham berbentuk badan hukum dan Perusahaan Anak dimana Perseroan juga mempunyai penyertaan
saham baik secara langsung maupun tidak langsung pada perusahaan-perusahaan yang tidak beroperasi
yaitu perusahaan-perusahaan yang tidak memiliki hak partisipasi (working/participating interest) secara
langsung atau perusahaan yang tidak mempunyai kegiatan apapun (dormant company).
104
Page 141
Nama Perusahaan YYP MSS YRP HP RL ARM RG AS
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Indonesia
PT Medco E & P Bangkanai - - - K - - DU D
Medco Far East Limited - - - - D - - -
PT Medco Energi Bangkanai - - - K - - DU D
PT Medco E & P Nunukan - - - K - - DU D
PT Medco E & P Sembakung - - - K - - DU D
PT Medco Energi Madura - - - K - - DU D
PT Medco Energi Belida - - - K - - DU D
PT Medco Energi Linggau - - - K - - DU D
PT Medco CBM Pendopo - - - K - - DU D
Kuala Langsa (Block A) Limited - - - - - - - -
PT Medco E & P Bengara - - - K - - DU D
PT Medco Energi Sampang - - - K - - DU D
Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas – Aset di Luar Negeri
Medco Yemen Holding Limited - - - - D - - -
Medco Asia Pacific Limited - - - - D - - -
MedcoEnergi Oman Block 60 Limited - - - - D - D D
Medco Energi USA Inc. - - - - D - - -
Medco Simenggaris Pty. Ltd. - - - - - - - -
Medco International Services Pte. Ltd. - - - - D - - -
Medco International Enterprise Ltd. - - - - D - D -
MedcoEnergi Oman Block 48 Limited - - - - D - D D
Medco Natuna Pte. Ltd. - - - - D - - -
Produksi Kimia dan Industri Hilir
PT Medco Methanol Bunyu - - - K - - DU D
PT Medco Downstream Indonesia - - - K - - DU D
PT Medco LPG Kaji - - - KU - - DU D
PT Medco Ethanol Lampung - - - KU - - DU D
Jasa Pengeboran dan Penunjang Kegiatan Minyak dan Gas
PT Mahakam Raksa Buminusa - - - - - - - -
PT Musi Raksa Buminusa - - - - - - - -
Panas Bumi
PT Medco Geothermal Indonesia - - - - - - - -
Tenaga Listrik
PT Dalle Panaran - - - - - - - -
PT Medco Geothermal Sumatera - - - - - - - -
PT Indo Medco Power - - - - - - - -
PT Medco General Power Services - - - - - - - -
PT Medco Hidro Indonesia - - - - - - - -
PT Medco Energi Menamas - - - - - - - -
PT Muara Enim Multi Power - - - - - - - -
PT Medco Geothermal Nusantara - - - - - - - -
PT Medco Power Geothermal Energi - - - - - - - -
PT Medco Power Sentral Sumatera - - - - - - - -
PT Medcopower Servis Indonesia - - - - - - - -
PT Medco Kansai Power Indonesia - - - - - - - K
PT Medcopower Energi Baru - - - - - - - -
PT Medcopower Transportasi Listrik - - - - - - - -
PT Medcopower Elektrika Indonesia - - - - - - - -
PT Medco Solar Bali Barat - - - - - - - -
PT Medcosolar Bali Timur - - - - - - - -
PT Sangsaka Hidro Barat - - - - - - - -
PT Sangsaka Agro Lestari - - - - - - - -
PT Sangsaka Hidro Baliase - - - - - - - -
PT Sangsaka Hidro Patikala Lima - - - - - - - -
PT Medco Solar Pasifik - - - - - - - -
PT Medco Geopower Sarulla - - - - - - - -
PT Nawakara Energi Sumpur - - - - - - - -
PT Sangsaka Hidro Lestari - - - - - - - -
105
Page 142
Nama Perusahaan YYP MSS YRP HP RL ARM RG AS
PT Sangsaka Hidro Selatan - - - - - - - -
PT Sangsaka Hidro Kasmar - - - - - - - -
PT Medco Pasifik Solar Transmisi - - - - - - - -
Perdagangan
PT Medco Sarana Balaraja - - - K - - - D
PT Medco Energi CBM Indonesia - - - K - - DU D
Medco Petroleum Services Limited - - - - D - - -
Entitas Investasi
PT Medco Energi Nusantara - - - K D DU - D
PT Medco Power Internasional - - - K - - DU D
Konsultasi Manajemen
PT Universal Batam Energy - - - - - - - -
Catatan:
YYP : Yani Yuhani Panigoro HP : Hilmi Panigoro
MSS : Marsillam Simandjuntak RL : Roberto Lorato
YRP : Yaser Raimi Arifin Panigoro RG : Ronald Gunawan
KU : Komisaris Utama AS : Amri Siahaan
K : Komisaris ARM : Anthony Robert Mathias
DU : Direktur Utama
D : Direktur
M : Manajer
6.10. Keterangan Mengenai Pemegang Saham Utama
6.10.1. PT Medco Daya Abadi Lestari (“MDAL”)
a. Pendirian
MDAL berkedudukan di Jakarta Selatan dengan alamat Gedung The Energy, lantai 53 SCBD Lot 11-A,
Jalan Jenderal Sudirman Kav. 52-53, Senayan, Kebayoran Baru, Jakarta Selatan, didirikan berdasarkan
Akta Pendirian No. 12 tanggal 30 September 2016 yang dibuat di hadapan Siti Rumondang Bulan Lubis,
S.H., M.Kn., Notaris di Tangerang yang telah mendapatkan pengesahan dari Menkum berdasarkan
Surat Keputusan No. AHU-0044467.AH.01.01.Tahun 2016 tanggal 7 Oktober 2016 dan telah didaftarkan
dalam Daftar Perseroan pada Kemenkum di bawah No. AHU-0118107.AH.01.11.Tahun 2016.
Sejak pendirian, MDAL telah melakukan perubahan anggaran dasar MDAL. Perubahan anggaran dasar
MDAL yang terakhir adalah sebagaimana tercantum dalam Akta Pernyataan Keputusan Sirkulasi Para
Pemegang Saham Sebagai Pengganti Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa No. 26 tanggal
27 Juni 2022, yang dibuat di hadapan Siti Rumondang Bulan Lubis, S.H., M.Kn., Notaris di Kabupaten
Tangerang, yang telah mendapatkan persetujuan dari Menkum berdasarkan Surat Keputusan
No. AHU-0043694.AH.01.02.TAHUN 2022 tanggal 27 Juni 2022 dan telah diberitahukan kepada Menkum
sebagaimana ternyata dalam Surat Penerimaan Pemberitahuan Perubahan Anggaran Dasar No. AHU-
AH.01.03-0256376 tanggal 27 Juni 2022, serta didaftarkan dalam Daftar Perseroan pada Kemenkum di
bawah No. AHU-0120776.AH.01.11.TAHUN 2022 tanggal 27 Juni 2022 (“Akta No. 26/2022”).
Berdasarkan Akta No. 26/2022, pemegang saham MDAL telah menyetujui perubahan Pasal 4 dan
Pasal 5 anggaran dasar MDAL.
b. Kegiatan usaha
Berdasarkan Pasal 3 anggaran dasar MDAL, maksud dan tujuan MDAL ialah:
a. aktivitas perusahaan holding;
b. penyewaan dan sewa guna usaha tanpa hak opsi mesin, peralatan dan barang berwujud lainnya;
c. perdagangan besar mesin, peralatan dan perlengkapannya;
d. perdagangan besar khusus lainnya.
Kegiatan usaha utama MDAL saat ini adalah sebagai perusahaan holding yang melakukan pernyataan
saham di berbagai sektor usaha.
106
Page 143
c. Pengurusan
Berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Sirkulasi Para Pemegang Saham Sebagai Pengganti
rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa No. 27 tanggal 27 Juni 2022, yang dibuat di hadapan
Siti Rumondang Bulan Lubis, S.H., M.Kn., Notaris di Kabupaten Tangerang, yang telah diberitahukan
kepada Menkum sebagaimana ternyata dalam Surat Penerimaan Pemberitahuan Perubahan Data
Perseroan No. AHU-AH.01.09-0026411 tanggal 27 Juni 2022 dan dan telah didaftarkan dalam Daftar
Perseroan di bawah Kemenkum di bawah No. AHU-0121079.AH.01.11.TAHUN 2022 tanggal 27 Juni
2022, susunan anggota Dewan Komisaris dan Direksi MDAL pada tanggal Prospektus ini diterbitkan
adalah sebagai berikut:
Dewan Komisaris
Komisaris Utama : Arief Widyawan Sidarto
Komisaris : Yaser Raimi A. Panigoro
Direksi
Direktur Utama : Hilmi Panigoro
Direktur : Hannibal S. Anwar
Direktur : Raden Hario Soeprobo
Direktur : Benny Setiawan
d. Struktur permodalan dan susunan pemegang saham
Berdasarkan Akta No. 26/2022 juncto Akta Pernyataan Keputusan Sirkulasi Para Pemegang Saham
Sebagai Pengganti Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa No. 33 tanggal 29 Juni 2022, yang
dibuat di hadapan Siti Rumondang Bulan Lubis, S.H., M.Kn., Notaris di Kabupaten Tangerang, yang
telah diberitahukan kepada Menkum sebagaimana ternyata dalam Surat Pemberitahuan Perubahan
Data Perseroan No. AHU-AH.01.09-0027440 tanggal 29 Juni 2022 dan telah didaftarkan dalam Daftar
Perseroan di bawah Kemenkum di bawah No. AHU-0123287.AH.01.11.TAHUN 2022 tanggal 29 Juni
2022, struktur permodalan dan pemegang saham MDAL pada tanggal Prospektus ini diterbitkan adalah
sebagai berikut:
Nilai Nominal Rp1.000 per Saham Seri A dan
Uraian dan Keterangan Rp471 per Saham Seri B (%)
Jumlah Saham Jumlah Nominal (Rp)
Modal Dasar 16.417.200.000 Saham Seri A dan 19.316.887.950.000
6.156.450.000 Saham Seri B
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
PT Apramesis Meta Investama 2.062.410.750 Saham Seri A 2.062.410.750.000 29,45
PT Medco Abadi Lestari 2.041.889.250 Saham Seri A 2.041.889.250.000 29,15
6.156.450.000 Saham Seri B 2.899.687.950.000 41,40
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 4.104.300.000 Saham Seri A dan 7.003.987.950.000 100,00
6.156.450.000 Saham Seri B
Saham dalam Portepel 12.312.900.000 Saham Seri A 12.312.900.000.000
6.10.2. Diamond Bridge Pte. Ltd (“Diamond Bridge”)
Diamond Bridge berkedudukan di Singapura, merupakan private company limited by shares didirikan
berdasarkan hukum Singapura pada tanggal 10 Oktober 2017 dengan nomor registrasi 201728973H.
Diamond Bridge beralamat di 150 South Bridge Road #11 – 044, Fook Hai Building, Singapura 058727.
Kegiatan usaha utama Diamond Bridge saat ini adalah perusahaan holding.
107
Page 144
Berdasarkan Accounting and Corporate Regulatory Authority (ACRA) struktur permodalan dari Diamond
Bridge yang diterbitkan oleh Registrar and Business Name Singapore per tanggal 10 Oktober 2022
adalah sebagai berikut:
Nilai Nominal USD1 per saham
Uraian dan Keterangan (%)
Jumlah Saham Jumlah Nominal (USD)
Premium Return Ventures Limited 10 10 100
Sampai saat ini belum ada perubahan atas susunan pemegang saham Diamond Bridge.
Susunan pengurusan Diamond Bridge pada tanggal Prospektus ini diterbitkan adalah sebagai berikut:
Direktur : Agus Projosasmito
Direktur : Tan Hang Huat
Direktur : Lim Poh Kim
Direktur : Yang Teck Huat
6.11. Keterangan Mengenai Perusahaan Anak
Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perseroan memiliki Perusahaan Anak dengan rincian kontribusi
pendapatan sebagai berikut:
Nama Perusahaan Kontribusi Pendapatan Perusahaan Anak Kontribusi Aset Perusahaan Anak terhadap
No.
Anak terhadap Perseroan Perseroan
1 Medco E & P GrissikKontribusi pendapatan MEPGL terhadap Kontribusi aset MEPGL terhadap Perseroan
Ltd. (“MEPGL”) Perseroan pada periode yang berakhir 31 pada periode yang berakhir 31 Desember 2024
Desember 2024 adalah 21,58%. adalah 22,01%.
2 PT Medco E & P Kontribusi pendapatan MEPTS terhadap Kontribusi aset MEPTS terhadap Perseroan
Tomori Sulawesi Perseroan pada periode yang berakhir 31 pada periode yang berakhir 31 Desember 2024
(“MEPTS”) Desember 2024 adalah 8,06%. adalah 12,38%.
3 Medco E & P Natuna Kontribusi pendapatan MEPN terhadap Kontribusi aset MEPN terhadap Perseroan
Ltd. (“MEPN”) Perseroan pada periode yang berakhir 31 pada periode yang berakhir 31 Desember 2024
Desember 2024 adalah 6,58%. adalah 20,71%.
Berikut adalah keterangan singkat mengenai Perusahaan Anak Perseroan yang beroperasi.
6.11.1. Medco E & P Grissik Ltd (“MEPGL”)
a. Riwayat singkat
MEPGL berkedudukan di Bermuda. Didirikan pada tanggal 9 Februari 1976 di Bermuda dengan nama
Asamera (India) Limited. Pada tanggal 18 Januari 1980, berganti nama menjadi Asamera (Overseas)
Limited. Perusahaan melanjutkan operasinya di Barbados dan terdaftar pada tanggal 20 Juni 2000
dan berganti nama menjadi Gulf Resources (Grissik) Ltd. Pada tanggal 8 Desember 2002, kembali
melanjutkan operasinya di Bermuda dengan nama ConocoPhillips (Grissik) Ltd. sesuai dengan
Certificate of Continuance, nomor registrasi 33058. Pada tanggal 3 Maret 2022, berganti nama menjadi
Medco E & P Grissik Ltd. sesuai dengan Certificate of Change of Name.
MEPGL beralamat di Clarendon House, 2 Church Street, Hamilton HM 11, Bermuda.
b. Kegiatan usaha
Kegiatan usaha utama MEPGL saat ini adalah melakukan kegiatan eksplorasi (pencairan) dan
eksploitasi (mengusahakan) penambangan minyak bumi dan gas alam di Wilayah Kerja PSC Corridor
serta menjual minyak bumi dan gas alam kepada pembeli.
108
Page 145
c. Pengurusan dan pengawasan
Berdasarkan susunan anggota Direksi MEPGL pada tanggal Prospektus ini diterbitkan adalah sebagai
berikut:
Direksi
Direktur : Ronald Gunawan
Direktur : Amri Siahaan
Direktur : Sanjeev Bansal
d. Struktur permodalan dan susunan pemegang saham
Berdasarkan Register of Members struktur permodalan dari MEPGL per tanggal 31 Desember 2024
adalah sebagai berikut:
Nilai Nominal USD 1 per Saham
Uraian dan Keterangan (%)
Jumlah Saham Jumlah Nominal (USD)
Medco E & P Corridor Holdings Ltd. 39.679.029 39.679.029 100,00
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 39.679.029 39.679.029 100,00
e. Ikhtisar data keuangan penting
Tabel-tabel di bawah ini menggambarkan ikhtisar data keuangan penting dari MEPGL berdasarkan
Laporan Keuangan Perseroan pada tanggal 31 Desember 2024 dan 31 Desember 2023 dan untuk
tahun yang berakhir pada tanggal tersebut.
Laporan Posisi Keuangan
(dalam USD)
31 Desember
2024 2023
Jumlah aset 1.744.556.711 1.369.778.863
Jumlah liabilitas 505.463.808 345.850.863
Jumlah ekuitas 1.239.092.903 1.023.928.000
Tanggal 31 Desember 2024 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2023
Jumlah aset MEPGL pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD1.744,6 juta, dimana terjadi
kenaikan sebesar 27,4% atau setara USD374,8 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar
USD1.369,8 juta.
Jumlah liabilitas MEPGL pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD505,5 juta, dimana
terjadi kenaikan sebesar 46,2% atau setara USD159,6 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD345,9 juta.
Jumlah ekuitas MEPGL pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD1.239,1 juta, dimana
terjadi kenaikan sebesar 21,0% atau setara USD215,2 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD1.023,9 juta.
Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain
(dalam USD)
2024 2023
Penjualan minyak mentah dan gas – neto 543.932.212 660.560.015
Laba kotor 384.487.394 526.642.544
Jumlah laba komprehensif tahun berjalan 215.164.903 291.580.089
109
Page 146
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Penjualan minyak mentah dan gas - neto MEPGL pada tahun 2024 adalah sebesar USD543,9 juta,
dimana terjadi penurunan sebesar 17,7% atau setara USD116,6 juta dibandingkan penjualan minyak
mentah dan gas - neto pada tahun 2023 sebesar USD660,6 juta.
Laba kotor tahun berjalan MEPGL pada tahun 2024 adalah sebesar USD384,5 juta, dimana terjadi
penurunan sebesar 27,0% atau setara USD142,2 juta dibandingkan laba kotor pada tahun 2023 sebesar
USD526,6 juta.
Laba komprehensif tahun berjalan MEPGL pada tahun 2024 adalah sebesar USD215,2 juta, dimana
terjadi penurunan sebesar 26,2% atau setara USD76,4 juta dibandingkan laba komprehensif pada
tahun 2023 sebesar USD291,6 juta.
6.11.2. Medco E & P Natuna Ltd (“MEPN”)
a. Riwayat singkat
MEPN pada saat didirikan mempunyai status sebagai Perseroan terbatas dengan pengecualian
(exempted Company)
Perubahan Anggaran Dasar MPEN yang terakhir adalah 23 Mei 2000.
MEPN beralamat di 3rd Floor, Par La Ville Place. 14 Par-La-Ville Road. Hamilton HM 08. Bermuda
b. Kegiatan usaha
Kegiatan usaha utama MEPN saat ini adalah bergerak dalam bidang eksplorasi dan eksploitasi minyak
bumi dan gas alam. Kegiatan usaha utama MEPN saat ini adalah melakukan kegiatan eksplorasi
(pencairan) dan eksploitasi (mengusahakan) penambangan minyak bumi dan gas alam di Wilayah
Kerja PSC South Natuna Sea Block B serta menjual minyak bumi dan gas bumi kepada pembeli.
c. Pengurusan dan pengawasan
Berdasarkan susunan anggota Direksi MEPN pada tanggal Prospektus ini diterbitkan adalah sebagai
berikut:
Direksi
Direktur : Roberto Lorato
Direktur : Ronald Gunawan
Direktur : Amri Siahaan
Direktur : Sanjeev Bansal
d. Struktur permodalan dan susunan pemegang saham
Berdasarkan Register of Members struktur permodalan dari MEPN per tanggal 31 Desember 2024
adalah sebagai berikut:
Nilai Nominal USD100,00 per Saham
Uraian dan Keterangan (%)
Jumlah Saham Jumlah Nominal (USD)
Modal Dasar 1.000 USD100.000
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
Perseroan 1.000 USD100.000 100,00
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 1.000 USD100.000 100,00
110
Page 147
e. Ikhtisar data keuangan penting
Tabel-tabel di bawah ini menggambarkan ikhtisar data keuangan penting dari MEPN berdasarkan
Laporan Keuangan Perseroan pada tanggal 31 Desember 2024 dan 31 Desember 2023 dan untuk
tahun yang berakhir pada tanggal tersebut.
Laporan Posisi Keuangan
(dalam USD)
31 Desember
2024 2023
Jumlah aset 1.641.533.567 1.141.362.436
Jumlah liabilitas 1.277.210.890 839.107.345
Jumlah ekuitas 364.322.677 302.255.091
Tanggal 31 Desember 2024 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2023
Jumlah aset MEPN pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD1.641,5 juta, dimana terjadi
kenaikan sebesar 43,8% atau setara USD500,2 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar
USD1.141,4 juta.
Jumlah liabilitas MEPN pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD1.277,2 juta, dimana
terjadi kenaikan sebesar 52,2% atau setara USD438,1 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD839,1 juta.
Jumlah ekuitas MEPN pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD364,3 juta, dimana terjadi
kenaikan sebesar 20,5% atau setara USD62,1 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar
USD302,3 juta.
Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain
(dalam USD)
2024 2023
Penjualan minyak mentah dan gas – neto 241.929.532 256.588.086
Laba kotor 123.480.799 145.694.511
Jumlah laba komprehensif tahun berjalan 62.067.586 73.683.965
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Penjualan minyak mentah dan gas - neto MEPN pada tahun 2024 adalah sebesar USD241,9 juta,
dimana terjadi penurunan sebesar 5,7% atau setara USD14,7 juta dibandingkan penjualan minyak
mentah dan gas - neto pada tahun 2023 sebesar USD256,6 juta.
Laba kotor tahun berjalan MEPN pada tahun 2024 adalah sebesar USD123,5 juta, dimana terjadi
penurunan sebesar 15,2% atau setara USD22,2 juta dibandingkan laba kotor pada tahun 2023 sebesar
USD145,7 juta.
Laba komprehensif tahun berjalan MEPN pada tahun 2024 adalah sebesar USD62,1 juta, dimana terjadi
penurunan sebesar 15,8% atau setara USD11,6 juta dibandingkan laba komprehensif pada tahun 2023
sebesar USD73,7 juta.
6.11.3. PT Medco E & P Tomori Sulawesi (“MEPTS”)
a. Riwayat singkat
MEPTS didirikan mula-mula dengan nama PT Exspan Tomori Sulawesi berdasarkan Akta Pendirian
No.71 tanggal 29 Februari 2000, yang dibuat di hadapan Poerbaningsih Adi Warsito, S.H., Notaris di
Jakarta, yang telah memperoleh pengesahan dari Menkum berdasarkan Surat Keputusan No.C-16306.
HT.01.01.2000 tanggal 2 Agustus 2000.
111
Page 148
Anggaran Dasar Perusahaan beberapa kali mengalami perubahan, untuk menambah tata cara Rapat
Direksi yang dapat dilakukan melalui media telekonferensi, video konferensi, atau melalui sarana
media elektronik lainnya. Perubahan terakhir diaktakan dengan Akta Notaris Siti Rumondang Bulan
Lubis, S.H., M.Kn. No. 14 tertanggal 15 Mei 2023, yang telah diterima dan dicatat oleh Menteri Hukum
Republik Indonesia dalam surat penerimaan pemberitahuan No. AHU-AH.01.03-0063981 tertanggal
15 Mei 2023.
MEPTS beralamat di Gedung The Energy Lantai 38 SCBD, Lot 11A, Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53,
Rukun Tetangga 005, Rukun Warga 003, Kelurahan Senayan, Kecamatan Kebayoran Baru, Jakarta
Selatan 12190.
b. Kegiatan usaha
Sesuai dengan Pasal 3 anggaran dasar MEPTS, maksud dan tujuan MEPTS adalah berusaha dalam
bidang pertambangan dan penggalian, pertambangan gas alam, perdagangan besar bahan bakar
padat, cair, dan gas dan produk YBDI, dan angkutan saluran pipa. Kegiatan usaha utama MEPTS saat
ini adalah menjalankan usaha dalam bidang pertambangan minyak bumi dan gas alam.
c. Pengurusan dan pengawasan
Berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Sirkulasi Para Pemegang Saham No. 9 tanggal 22 Februari
2021, yang dibuat di hadapan Siti Rumondang Bulan Lubis, S.H., M.Kn., Notaris di Kabupaten Tangerang,
yang telah diberitahukan kepada Menkum sebagaimana ternyata Penerimaan Pemberitahuan
Perubahan Data Perseroan No. AHU-AH.01.03-0135251 tanggal 2 Maret 2021 dan didaftarkan dalam
Daftar Perseroan pada Kemenkum di bawah No. AHU-0039463.AH.01.11.Tahun 2021 tanggal 2 Maret
2021, susunan anggota Dewan Komisaris dan Direksi MEPTS pada tanggal Prospektus ini diterbitkan
adalah sebagai berikut:
Dewan Komisaris
Komisaris : Hilmi Panigoro
Direksi
Direktur Utama : Ronald Gunawan
Direktur : Amri Siahaan
d. Struktur permodalan dan susunan pemegang saham
Berdasarkan Akta struktur permodalan dari MEPTS dengan Nomor 5 tanggal 1 November 2021 adalah
sebagai berikut:
Nilai Nominal Rp1.000 per Saham
Uraian dan Keterangan (%)
Jumlah Saham Jumlah Nominal (Rp)
Modal Dasar 25.000.000 25.000.000.000
Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh
Perseroan 24.987.500 24.987.500.000 99,95
PT Medco Energi Nusantara 12.500 12.500.000 0,05
Jumlah Modal Ditempatkan dan Disetor Penuh 25.000.000 25.000.000.000 100,00
e. Ikhtisar data keuangan penting
Tabel-tabel di bawah ini menggambarkan ikhtisar data keuangan penting dari MEPTS berdasarkan
Laporan Keuangan Perseroan untuk tanggal 31 Desember 2024 dan 31 Desember 2023 dan untuk
tahun yang berakhir pada tangal tersebut. Laporan Keuangan Perseroan untuk tahun yang berakhir
pada tanggal 31 Desember 2023 telah diaudit dengan opini tanpa modifikasian oleh KAP Purwantono,
Sungkoro & Surja.
112
Page 149
Laporan Posisi Keuangan
(dalam USD)
31 Desember
2024 2023
Jumlah aset 981.001.778 748.501.405
Jumlah liabilitas 875.041.359 630.575.570
Jumlah ekuitas 105.960.419 117.925.835
Tanggal 31 Desember 2024 dibandingkan dengan tanggal 31 Desember 2023
Jumlah aset MEPTS pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD981,0 juta, dimana terjadi
kenaikan sebesar 31,1% atau setara USD232,5 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar
USD748,5 juta.
Jumlah liabilitas MEPTS pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD875,0 juta, dimana
terjadi kenaikan sebesar 38,8% atau setara USD244,5 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023
sebesar USD630,6 juta.
Jumlah ekuitas MEPTS pada tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD106,0 juta, dimana terjadi
penurunan sebesar 10,1% atau setara USD12,0 juta dibandingkan posisi 31 Desember 2023 sebesar
USD117,9 juta.
Laporan Laba Rugi dan Penghasilan Komprehensif Lain
(dalam USD)
2024 2023
Penjualan minyak mentah dan gas – neto 244.291.465 238.806.475
Laba kotor 183.393.006 200.640.738
Jumlah laba komprehensif tahun berjalan 99.608.584 108.272.653
Tahun 2024 dibandingkan dengan tahun 2023
Penjualan minyak mentah dan gas - neto MEPTS pada tahun 2024 adalah sebesar USD244,3 juta,
dimana terjadi kenaikan sebesar 2,3% atau setara USD5,5 juta dibandingkan penjualan minyak mentah
dan gas - neto pada tahun 2023 sebesar USD238,8 juta.
Laba kotor pada tahun 2024 adalah sebesar USD183,4 juta, dimana terjadi penurunan sebesar 8,6%
atau setara USD17,2 juta dibandingkan laba kotor pada tahun 2023 sebesar USD200,6 juta.
Sedangkan laba komprehensif tahun berjalan MEPTS pada tahun 2024 adalah sebesar USD99,6
juta, dimana terjadi penurunan sebesar 8,0% atau setara dengan USD8,7 juta dibandingkan laba
komprehensif pada tahun 2023 sebesar USD108,3 juta.
6.12. Dokumen Perizinan Perseroan dan Perusahaan Anak
Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perseroan dan Perusahaan Anak yang beroperasi di Indonesia
telah memiliki izin-izin penting antara lain Surat Izin Usaha Perdagangan (“SIUP”), Izin Usaha Industri
(“IUI”) dan Nomor Induk Berusaha (“NIB”) yang diperoleh dari instansi-instansi berwenang. Apabila
jangka waktu izin-izin berakhir, baik Perseroan maupun Perusahaan Anak akan melakukan perpanjangan
atas izin-izin tersebut. Selain izin-izin tersebut, Perusahaan Anak yang beroperasi di Indonesia memiliki
izin-izin sebagai berikut:
113
Page 150
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
1. Perseroan - Nomor Induk Berusaha dengan No. 9120204681677 tanggal 17 Juni 2019 dengan perubahan
ke-1 tanggal 18 Maret 2024 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara
Online Single Submission.
2. PT Medco E & P - Production Sharing Contract South Sumatera Extension tanggal 6 Juli 1989 sebagaimana
Indonesia telah beberapa kali diamandemen, terakhir dengan Second Amendment to The Production
Sharing Contract tanggal 7 Desember 2001, dan kemudian diperpanjang dengan Amended
and Restated Production Sharing Contract tanggal 28 Oktober 2010, berlaku sampai dengan
27 November 2033.
- Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko dengan No. 8120002991722 tanggal 12 September
2018, yang diubah dengan Perubahan ke-6 tanggal 24 Agustus 2023, yang dikeluarkan
oleh Lembaga OSS, berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan
peraturan perundang-undangan.
3. PT Medco E & P - Production Sharing Contract Blok Simenggaris tanggal 24 Februari 1998, sebagaimana
Simenggaris terakhir diubah dengan Amendment to Production Sharing Contract of Contract Area
Simenggaris Block tanggal 8 September 2010, berlaku sampai dengan 23 Februari 2028;
- Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko dengan No. 9120010261932 tanggal 13 Desember
2019 sebagaimana diubah dengan Perubahan ke-4 tanggal 29 September 2023 dan dicetak
terakhir tanggal 9 Oktober 2023, yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MEP
Simenggaris menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
4. PT Medco E & P - Amended and Restated Production Sharing Contract Blok A Aceh tanggal 28 Oktober 2010,
Malaka sebagaimana terakhir diubah dengan Amandemen Terhadap Kontrak Bagi Hasil antara
Badan Pengelola Migas Aceh dengan MEPM dan PT Medco Daya Energi Nusantara tanggal
2 Oktober 2020, berlaku sampai dengan 31 Agustus 2031.
- Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko dengan No. 8120117051681 tanggal 18 Oktober
2018 yang telah diubah dengan Perubahan ke-1 tanggal 15 Januari 2024, dan dicetak
terakhir tanggal 24 Oktober 2024, yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama
MEPM menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
5. PT Medco E & P - Amandemen dan Pernyataan Kontrak Bagi Hasil antara SKK Migas dan MEPT tanggal
Tarakan 29 November 2018, sehubungan dengan wilayah kerja Blok Tarakan, Kalimantan Timur.
Kontrak bagi hasil ini akan berlaku efektif sejak 14 Januari 2022 dan akan berakhir 20 tahun
sejak tanggal tersebut.
- Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko No. 8120311091681 tanggal 18 Oktober 2018
dengan perubahan ke-1 tanggal 28 September 2023 dan dicetak terakhir tanggal 29 Oktober
2024, yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MEPT menjalankan kegiatan
usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
6. PT Medco E & P Rimau - Amandemen dan Pernyataan Kembali Kontrak Bagi Hasil tanggal 14 Februari 2019 antara
MEP Rimau, Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi, dan SKK Migas, sehubungan
dengan wilayah kerja Blok Rimau, Onshore Sumatera Selatan. Kontrak bagi hasil ini akan
berlaku efektif sejak 23 April 2023 dan akan berakhir 20 tahun sejak tanggal tersebut.
- Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko No. 8120216031585 tanggal 18 Oktober 2018 dengan
perubahan ke-1 tanggal 28 September 2023, yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku
selama MEP Rimau menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-
undangan.
7. PT Medco E & P - Production Sharing Contract Lematang tanggal 6 April 1987 dan telah diubah terakhir dengan
Lematang Amandemen dan Pernyataan Kembali Kontrak Bagi Hasil antara Satuan Kerja Khusus
Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) dan MEP Lematang, Lundin
Lematang BV., Lematang E & P Limited tertanggal 28 Juni 2016. Kontrak bagi hasil ini berlaku
sampai dengan 6 April 2027;
- Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko No. 8120317051084 tanggal 18 Oktober 2018
dengan perubahan ke-1 tanggal 17 Januari 2024 dan dicetak tanggal 7 November 2024
yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MEP Lematang menjalankan kegiatan
usaha sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan.
8. PT Medco E & P Tomori - Production Sharing Contract tanggal 4 Desember 1997 sebagaimana diubah terakhir dengan
Sulawesi Amendment and Restated Production Sharing Contract of Contract Area: Senoro-Toili tanggal
19 April 2022, berlaku sampai dengan 4 Desember 2047.
- Nomor Induk Berusaha dengan No. 8120016072592 tanggal 29 Oktober 2018 yang
dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MEPTS menjalankan kegiatan usaha
sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
9. PT Medco Power - Nomor Induk Berusaha (“NIB”) No. 9120505771086 tanggal 18 Juli 2019 dan dicetak tanggal
Indonesia 2 Februari 2022 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online
Single Submission. NIB berlaku selama MPI menjalankan kegiatan usaha.
- Surat Izin Usaha Perdagangan Besar dengan No. 460/24.1PB.1/31.74/-1.824.27/e/2016
tanggal 2 November 2016 yang dikelurkan oleh Kepala Kantor Pelayanan Terpadu Satu Pintu
Kota Administrasi Jakarta Selatan, berlaku selama MPI menjalankan kegiatan usaha;
- Izin Usaha Penunjang Tenaga Listrik berdasarkan Keputusan Kepala Badan
Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi Daerah Khusus Ibukota Jakarta No. 21/
AB.4/31.74.1006/02.001.K.1.a.b/-1/824.15/e/2021 tanggal 29 Juli 2021, dengan jenis
usaha pemeliharaan instalasi tenaga listrik dan pengoperasian instalasi tenaga listrik
dengan sub bidang Pembangkitan Listrik Tenaga Gas-Uap dan berlaku untuk jangka waktu
5 tahun hingga 29 Juli 2026.
114
Page 151
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Sertifikat Badan Usaha yang dikeluarkan oleh Direktur Utama PT Sertifikasi Usaha Badan
Usaha Mandiri tanggal 7 Oktober 2024. Jenis usaha yang dapat dilakukan oleh MPI adalah
pemeliharaan instalasi tenaga listrik dengan bidang pembangkitan tenaga listrik dan
subbidang pembangkit listrik tenaga diesel. Sertifikat Badan Usaha berlaku sampai dengan
7 Oktober 2029.
- Sertifikat Badan Usaha yang dikeluarkan oleh Direktur Utama PT Sertifikasi Usaha Badan
Usaha Mandiri tanggal 13 September 2024. Jenis usaha yang dapat dilakukan oleh MPI
adalah pengoperasian instalasi tenaga listrik dengan bidang pembangkitan tenaga listrik dan
subbidang pembangkit listrik tenaga diesel. Sertifikat Badan Usaha berlaku sampai dengan
13 September 2029.
- Sertifikat Badan Usaha No. P.95.1.8.507.B.IF.3174.124 tanggal 7 Oktober 2024 yang
dikeluarkan oleh Direktur Utama PT Sertifikasi Usaha Badan Usaha Mandiri. Jenis usaha
yang dapat dilakukan oleh MPI adalah pemeliharaan instalasi tenaga listrik dengan bidang
pembangkitan tenaga listrik dan subbidang pembangkit listrik tenaga diesel. Berdasarkan
Sertifikat Badan Usaha, MPI telah memiliki kemampuan dan dapat melaksanakan kegiatan
usaha jasa penunjang tenaga listrik di seluruh wilayah Republik Indonesia sesuai dengan
klasifikasi dan kualifikasi sebagaimana tercantum dalam sertifikat. Sertifikat Badan Usaha
berlaku sampai dengan 7 Oktober 2029, sepanjang tidak ada perubahan data klasifikasi dan
kualifikasi.
- Keputusan Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal No. 1/1/PSPB/PMDN/2019 tentang
Penugasan Survei Pendahuluan dan Eksplorasi Panas Bumi kepada PT Medco Power
Indonesia di Wilayah Penugasan Survei Pendahuluan dan Eksplorasi (“PSPE”) Panas Bumi
Bonjor tanggal 8 Februari 2019 yang berlaku 5 tahun hingga 8 Februari 2024 dan telah
diperpanjang berdasarkan penghentian sementara sebagian kegiatan PSPE sebagaimana
terakhir kali disetujui oleh Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi
No. T-4070/EK.04/DJE.P/2024 tanggal 17 Oktober 2024 tentang Penghentian Sementara
Sebagian Kegiatan PSPE di Wilayah PSPE Panas Bumi di Daerah Bonjol sehingga jangka
waktu PSPE berlaku hingga 7 September 2025.
10. PT TJB Power Services - Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko No. 8120117040416 tanggal 1 Oktober 2018 dengan
perubahan ke-4 tanggal 16 Juni 2023 yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama
TJB menjalankan kegiatan usaha sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Sertifikat Badan Usaha dengan No. Sertifikat: D55.2.9.401.M.3F.3320.D21 dan
No. Registrasi: 1355,03.D21 tanggal 16 April 2021 untuk lokasi PLTU Tanjung Jati B,
Tubanan, Kembang, Kabupaten Jepara, Jawa Tengah, yang berlaku sampai dengan tanggal
16 April 2026, sepanjang tidak ada perubahan data klasifikasi dan kualifikasi.
- Sertifikat Badan Usaha dengan No. Sertifikat: C56.2.9.501.M.3E.3320.D21 dan
No. Registrasi: 1256.03.D21 tanggal9 April 2021 untuk lokasi PLTU Tanjung Jati B, Tubanan,
Kembang, Kabupaten Jepara, Jawa Tengah, yang berlaku sampai dengan tanggal 9 April
2026, sepanjang tidak ada perubahan data klasifikasi dan kualifikasi.
- Keputusan Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal No. 93/T/PERTAMBANGAN/2007
tanggal 7 Februari 2007 tentang Izin Usaha Tetap. Izin ini berlaku selama 30 tahun terhitung
sejak TJB mulai beroperasi komersial bulan Desember 2006 sampai dengan bulan November
2036.
- Surat Persetujuan Perluasan Penanaman Modal No. 383/II/PMA/2008 tanggal 8 September
2008 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal Deputi Bidang
Pelayanan Penanaman Modal, TJB telah memperoleh persetujuan perubahan penanaman
modal yang berlaku pula sebagai Persetujuan Prinsip Fasilitas Fiskal dan Izin Sementara
sampai dengan TJB memperoleh Izin Perluasan. Izin ini berlaku selama 30 tahun terhitung
sejak TJB mulai beroperasi komersial bulan Desember 2006 sampai dengan bulan November
2036.
- Keputusan Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal No. 753/T/PERTAMBANGAN/2009
tanggal 23 Juli 2009 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal
Deputi Bidang Pelayanan Penanaman Modal, TJB telah memperoleh izin perluasan dalam
rangka penanaman modal asing.
- Perizinan Berusaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik untuk Pengoperasian Instalasi
Tenaga Listrik yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online
Single Submission sehubungan dengan Sertifikat Badan Usaha dengan No. Sertifikat:
D55.2.9.401.M.3F.3320.D21 dan No. Registrasi: 1355,03.D21 tanggal 16 April 2021 untuk
lokasi PLTU Tanjung Jati B, Tubanan, Kembang, Kabupaten Jepara, Jawa Tengah. Izin ini
berlaku sepanjang TJBPS melakukan kegiatan usahanya dan tidak ada perubahan klasifikasi
dan kualifikasi usaha.
- Perizinan Berusaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik untuk Pemeliharaan Instalasi Tenaga Listrik
yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission
sehubungan dengan Sertifikat Badan Usaha dengan No. Sertifikat: C56.2.9.501.M.3E.3320.
D21 dan No. Registrasi: 1256.03.D21 tanggal 9 April 2021 untuk lokasi PLTU Tanjung Jati
B, Tubanan, Kembang, Kabupaten Jepara, Jawa Tengah. Izin ini berlaku sepanjang TJBPS
menjalankan kegiatan usahanya dan tidak ada perubahan klasifikasi dan kualifikasi usaha.
115
Page 152
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
11. PT Medco Energi - Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko No. 9120508830478 tanggal 7 Agustus 2019 dengan
Natuna Timur perubahan ke-3 tanggal 25 September 2023 dan dicetak terakhir tanggal 17 Januari 2024
yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MENT menjalankan kegiatan usaha
sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Production Sharing Contract tanggal 26 November 2010, berlaku untuk 30 tahun sejak
tanggal 26 November 2010.
12. PT Medco Cahaya - Nomor Induk Berusaha Berbasis Risiko No. 9120505771086 tanggal 18 Juli 2019 yang dicetak
Geothermal tanggal 30 September 2024 yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MCG
menjalankan kegiatan usaha sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum (“IUPTLU”) tanggal 5 Juli
2023 untuk KBLI No. 35111 (Pembangkitan Tenaga Listrik) yang dikeluarkan oleh Menteri
Investasi / Kepala Badan Koordinasi Badan Penanaman Modal atas nama Menteri Energi
dan Sumber Daya Mineral (“ESDM”) melalui Lembaga OSS untuk lokasi usaha di Blawan –
Ijen, Kelurahan Kalianyar, Kecamatan Sempol, Kabupaten Bondowoso, Provinsi Jawa Timur.
IUPTL ini telah memenuhi persyaratan, dan dengan demikian telah berlaku efektif. IUPTLU
ini telah memperoleh Lembar Pengesahan Evaluasi Teknis dari Kementerian ESDM tanggal
6 Mei 2023. IUPTLU ini berlaku untuk jangka waktu 30 tahun setelah Commercial Operation
Date (COD).
- Keputusan Menteri ESDM No. 2683K/30/MEM/2015 tanggal 7 April 2015 tentang Izin
Panas Bumi PT Medco Cahaya Geothermal di Wilayah Kerja Blawan-Ijen, Kabupaten
Bondowoso, Kabupaten Banyuwangi dan Kabupaten Situbondo, Provinsi Jawa Timur, MCG
telah diberikan Izin Usaha Pertambangan Panas Bumi dengan penyesuaian terhadap Izin
Usaha Pertambangan Panas Bumi No. 188/62/KPTS/119.3/2011 tanggal 25 Mei 2011, untuk
jenis kegiatan pengusahaan panas bumi untuk pemanfaatan tidak langsung. Izin ini berlaku
selama 35 tahun sejak tanggal 25 Mei 2011 atau sampai dengan tanggal 25 Mei 2046.
- SLO No. 294.0.U.DJ.304.3511.25 dengan nomor registarsi 29E.0.B25 yang dikeluarkan oleh
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan. SLO ini
berlaku sampai dengan 8 Februari 2030.
13. PT Dalle Energy Batam - IUPTL berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Perindustrian, Perdagangan, Energi dan
Sumber Daya Mineral Kota Batam No. 83/IUPL/Disperindagesdm/VI/2014 tentang Izin
Usaha Penyediaan Tenaga Listrik tanggal 9 Juni 2014 yang dikeluarkan oleh Kepala Dinas
Perindustrian, Perdagangan, Energi dan Sumber Daya Mineral Kota Batam, sebagaimana
diperpanjang berdasarkan Keputusan Gubernur Kepulauan Riau No. 659 Tahun 2017 tentang
Perpanjangan IUPTL tanggal 9 Juni 2017 yang dikeluarkan oleh Gubernur Kepulauan Riau,
berlaku sampai dengan 31 Maret 2025. Sampai dengan tanggal diterbitkannya Prospektus
ini, DEB sedang dalam proses perpanjangan izin tersebut. Berdasarkan situs web Lembaga
Online Single Submission pada tanggal 10 Juni 2025, persyaratan permohonan perpanjangan
IUPTL DEB telah dinyatakan lengkap dan akan diverifikasi oleh PTSP – OPD Teknis (KPBP
Batam).
- Izin Lokasi tanggal 9 April 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara
Online Single Submission.
- Nomor Induk Berusaha No. 8120111060153 tanggal 5 Oktober 2018, sebagaimana diubah
dengan perubahan ke-1 tanggal 17 April 2023, yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS. NIB
DEB berlaku selama DEB menjalankan kegiatan usaha.
- SLO No. JG9.O.30.121.2171.0000.21 tanggal 31 Mei 2021 dengan nomor registrasi E278.21
yang dikeluarkan oleh Kepala Cabang Batam PT Surveyor Indonesia (Persero). SLO berlaku
sampai dengan 31 Mei 2026.
- SLO No. JH1.O.30.121.2171.0000.21 tanggal 31 Mei 2021 dengan nomor registrasi E279.21
yang dikeluarkan oleh Kepala Cabang Batam PT Surveyor Indonesia (Persero). SLO berlaku
sampai dengan 31 Mei 2026.
- SLO No. 9SF.1.U.DJ.303.2171.25 tanggal 9 Mei 2025 dengan nomor registrasi 9SP.0.E25
tanggal 9 Mei 2025. SLO berlaku sampai dengan tanggal 9 Mei 2030.
- Rekomendasi Teknik Pembangkit No. 229/004A.06/SKT-JS/2006 tanggal 29 Desember 2006
yang diterbitkan oleh Manajer Sertifikasi Kelaikan Instalasi & Tera Meter atas nama General
Manajer PT PLN (Persero) Jasa Sertifikasi.
14. PT Energi Listrik Batam - Nomor Induk Berusaha No. 8120213252813 tanggal 12 Desember 2018, sebagaimana
diubah dengan perubahan ke-2 tanggal 9 November 2022 yang dikeluarkan oleh Lembaga
OSS. NIB ELB berlaku selama ELB menjalankan kegiatan usaha.
- Izin Usaha Proyek Pertama yang dikeluarkan oleh OSS pada tanggal 30 Desember 2019
untuk NIB Nomor 8120213252813 dengan KBLI No. 35101 tentang Pembangkitan Tenaga
Listrik.
- Izin Lokasi yang diterbitkan oleh Walikota Kota Batam pada tanggal 7 Juli 2020 lewat
Lembaga OSS untuk ELB dengan NIB Nomor 8120213252813 yang beralamat di Jl. Brigjen
Katamso Km. 7 Kelurahan Tanjung Ucang, Kecamatan Batu Aji, Batam koordinat geografis
1.091386,103.901291 dengan luas lahan sebesar 3 Ha dan direncanakan untuk kegiatan
Pembangkitan Tenaga Listrik.
116
Page 153
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Berdasarkan Keputusan Gubernur Kepulauan Riau No. 1817 Tahun 2015 tentang Izin Usaha
Penyediaan Tenaga Listrik Pembangkit (“IUPTL”) ELB yang dikeluarkan tanggal 29 Desember
2015 oleh Gubernur Kepulauan Riau, ELB telah mendapatkan izin untuk melakukan usaha
pembangkit listrik tenaga gas dengan daya terpasang sebesar 2 x 35 MW yang berlokasi di
Kelurahan Tanjung Uncang Kecamatan Batuaji Kota Batam. IUPTL berlaku selama 20 tahun
yaitu sampai dengan tanggal 29 Desember 2035.
- Sertifikat Laik Operasi untuk Instalasi Pembangkit Tenaga Listrik Unit #1A (No. Seri 850212)
dengan Sertifikat No. 11X.1.U.30.302.2171.23 tanggal 8 Februari 2023 dan berlaku sampai
dengan 8 Februari 2028.
- Sertifikat Laik Operasi untuk Instalasi Pembangkit Tenaga Listrik Unit #2B (No. Seri 850214)
dengan Sertifikat No. 0YE.1.30.302.2171.23 tanggal 2 Februari 2023.
- Keputusan Kepala Badan Pengusahaan Kawasan Perdagangan Bebas dan Pelabuhan Bebas
Batam No. 0015/KA-A3/111 Tahun 2021 tentang Izin Usaha Kepala Badan Pengusahaan
Kawasan Perdagangan Bebas dan Pelabuhan Bebas Batam.
- ELB telah memiliki Izin Lokasi yang diterbitkan oleh Walikota Kota Batam pada tanggal 7 Juli
2020 lewat Lembaga OSS untuk ELB dengan NIB Nomor 8120213252813 yang beralamat di
Jl. Brigjen Katamso Km. 7 Kelurahan Tanjung Ucang, Kecamatan Batu Aji, Batam koordinat
geografis 1.091386,103.901291 dengan luas lahan sebesar 3 Ha dan direncanakan untuk
kegiatan Pembangkitan Tenaga Listrik.
- ELB telah memiliki Izin Lingkungan tanggal 8 Januari 2013 yang dikeluarkan oleh Lembaga
OSS untuk lokasi di Desa Tanjung Uncang, Kecamatan Batu Aji, Kota Batam, Kepulauan
Riau dengan luas lahan 3 Ha.
15. PT Medco Solar Bali - Nomor Induk Berusaha No. 1284000200157 tanggal 5 Februari 2021, sebagaimana diubah
Timur dengan perubahan ke-6 tanggal 30 Mei 2023 yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS. NIB
MSBT berlaku selama MSBT menjalankan kegiatan usaha.
- Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Umum (IUPTLU) Pembangkitan
Baru No. 12840002001570003 yang dikeluarkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya
Mineral melalui Lembaga OSS tertanggal 5 Oktober 2023.
16. PT Mitra Energi Batam - Nomor Induk Berusaha No. 8120101873605 tanggal 30 Agustus 2018 yang dikeluarkan oleh
Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku selama MEB
menjalankan kegiatan usaha.
- IUPTL berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Perindustrian, Perdagangan, Energi dan
Sumber Daya Mineral Kota Batam No. 84/IUPL/Disperindagesdm/VI/2014 tanggal 9 Juni
2014 tentang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik yang dikeluarkan oleh Kepala Dinas
Perindustrian, Perdagangan, Energi dan Sumber Daya Mineral Kota Batam, sebagaimana
diperpanjang berdasarkan Keputusan Gubernur Kepulauan Riau No. 658 Tahun 2017 tentang
Perpanjangan IUPTL tanggal 9 Juni 2017 yang dikeluarkan oleh Gubernur Kepulauan Riau,
berlaku hingga 9 Juni 2027.
- Izin Usaha Jasa Penunjang Listrik (“IUJPTL”) Usaha Pengoperasian Instalasi Tenaga Listrik
berdasarkan Keputusan Gubernur Kepulauan Riau No. 2117 Tahun 2016 tanggal 5 Oktober
2016 yang dikeluarkan oleh Gubernur Kepulauan Riau, berlaku sampai dengan tanggal
5 Oktober 2021. Sampai dengan tanggal diterbitkannya Prospektus ini, MEB sedang dalam
proses perpanjangan izin tersebut. Berdasarkan Surat Keterangan No. Ref: 039/Easybiz/
SL/IV/2025 tanggal 17 April 2025 dan Surat Keterangan No. Ref: 040/Easybiz/SL/IV/2025
tanggal 17 April 2025, keduanya dikeluarkan oleh easybiz, MEB sedang dalam proses
pengurusan sertifikat standar dimana pengurusan tersebut telah dilakukan oleh easybiz di
instansi terkait. Adapun, sertifikat standar merupakan syarat dalam permohonan pengajuan
ulang IUJPTL MEB.
- IUJPTL Usaha Pemeliharaan Instalasi Tenaga Listrik berdasarkan Keputusan Gubernur
Kepulauan Riau No. 2123 Tahun 2016 tanggal 7 Oktober 2016 yang dikeluarkan oleh
Gubernur Kepulauan Riau, berlaku sampai dengan tanggal 7 Oktober 2021. Sampai dengan
tanggal diterbitkannya Prospektus ini, MEB sedang dalam proses perpanjangan izin tersebut.
Berdasarkan Surat Keterangan No. Ref: 039/Easybiz/SL/IV/2025 tanggal 17 April 2025
dan Surat Keterangan No. Ref: 040/Easybiz/SL/IV/2025 tanggal 17 April 2025, keduanya
dikeluarkan oleh easybiz, MEB sedang dalam proses pengurusan sertifikat standar dimana
pengurusan tersebut telah dilakukan oleh easybiz di instansi terkait. Adapun, sertifikat
standar merupakan syarat dalam permohonan pengajuan ulang IUJPTL MEB.
- Sertifikat Badan Usaha dengan nomor U56.1.6.403.b.1F.2171.121 tanggal 28 September
2021 yang dikeluarkan oleh Direktur Lembaga Sertifikasi Badan Usaha PT Sertifikasi Usaha
Kelistrikan, berlaku sampai dengan 28 September 2026.
- Sertifikat Badan Usaha dengan nomor W72.1.6.503.B.1F.2171.J21 tanggal 6 Oktober 2021
yang dikeluarkan oleh Direktur Lembaga Sertifikasi Badan Usaha PT Sertifikasi Usaha
Kelistrikan, berlaku sampai dengan 6 Oktober 2026.
- Izin Lokasi tanggal 9 April 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara
Online Single Submission.
- SLO No. JH2.O.30.121.2171.0000.21 tanggal 27 Mei 2021 dengan nomor registrasi E1S2.21
yang dikeluarkan oleh Kepala Cabang Batam PT Surveyor Batam Indonesia (Persero). SLO
berlaku sampai dengan 27 Mei 2026.
117
Page 154
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- SLO No. JH3.O.30.121.2171.0000.21 tanggal 27 Mei 2021 dengan nomor registrasi E1S1.21
yang dikeluarkan oleh Kepala Cabang Batam PT Surveyor Batam Indonesia (Persero). SLO
berlaku sampai dengan 27 Mei 2026.
- SLO No. 9SG.1.U.DJ.303.2171.25 serta nomor register 9SQ.0.E25 yang ditetapkan oleh
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Direktur Jenderal Ketenagalistrikan pada tanggal
14 Mei 2025. SLO berlaku sampai dengan 14 Mei 2030.
17. PT Bio Jatropha - NIB No. 9120208522631 tanggal 23 Mei 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola
Indonesia dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku selama BJI menjalankan kegiatan
usaha.
- Izin Lokasi yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single
Submission untuk lokasi Gedung Energy Lt. 50, SCBD Lot. 11A, Jl. Jend. Sudirman Kav. 52-
53, Kelurahan Senayan, Kecamatan Kebayoran Baru, Kota Administrasi Jakarta Selatan.
- Surat Izin Usaha Perdagangan (SIUP) Besar No. 1860/24.1PM.7/31.74/-1.824.27/e/2017
tanggal 23 Oktober 2017 tanggal 24 Mei 2019 yang dikeluarkan Kepala Suku Dinas Koperasi,
Usaha Mikro, Kecil dan Menenga dan Perdagangan Provinsi DKI Jakarta, berlaku selama BJI
menjalankan kegiatan usaha.
- Izin Komersial/Operasional untuk kegiatan usaha Pembangkitan Tenaga Listrik (KBLI
No. 35101) tanggal 14 November 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan
Penyelenggaran Online Single Submission.
- Izin Mendirikan Bangunan No. 504/3134/IMB/BPPTPM/2013 tanggal 24 Mei 2013
dikeluarkan oleh Kepala Badan Pelayanan Perizinan Terpadu dan Penanaman Modal
Kabupaten Cianjur untuk Bangunan Proyek Listrik Tenaga Minihydro (PLTMH) yang didirikan
diatas tanah BJI yang terletak di Kp. Cisuta/Sukarama RT 03/RW 05, Desa Waringinsari,
Kecamatan Takokak, Kabupaten Cianjur.
- Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik tanggal 15 Oktober 2022 dengan perubahan ke-4
tanggal 31 Oktober 2022, yang dikeluarkan Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online
Single Submission. Izin ini berlaku 15 tahun setelah COD.
- Izin Pengambilan dan Pemanfaatan Air Permukaan berdasarkan Keputusan Gubernur
Jawa Barat No. 593.3/KEP.29/03.1.04.2/DPMPTSP/2020 tanggal 13 Oktober 2020 yang
dikeluarkan oleh Kepala Badan Penanaman Modal dan Perizinan Terpadu Provinsi Jawa
Barat atas nama Gubernur Jawa Barat untuk lokasi pengambilan air di Desa Karangjaya,
Kecamatan Pasirkuda, Kabupaten Cianjur. Sampai dengan tanggal diterbitkannya Prospektus
ini, BJI sedang dalam proses perpanjangan izin tersebut. Berdasarkan tanda terima surat dari
BJI kepada Dinas Sumber Daya Air Provinsi Jawa Barat perihal kelengkapan persyaratan
administrasi perizinan berusaha pada sungai Cibalapulang pada tanggal 27 Mei 2025, BJI
sedang melakukan permohonan perpanjangan atas izin tersebut.
- Izin Pemanfaatan Tanah Pemerintah berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Penanaman
Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi Jawa Barat No. 593.3/Kep.16/03.1.03.0/
DPMPTSP/2020 tanggal 13 Oktober 2020. Berdasarkan Purchase Order antara BJI dengan
PT Gravia Lima Teknika, selaku pihak ketiga penyedia jasa pengurusan perpanjangan izin,
pada tanggal 26 Februari 2025, BJI sedang dalam proses perpanjangan izin tersebut, dimana
pengurusan tersebut dilakukan oleh PT Gravia Lima Teknika.
- Surat Izin Usaha Perdagangan tanggal 24 Mei 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola
dan Penyeleggara Online Single Submission. Izin ini berlaku selama BJI melakukan kegiatan
operasional.
- Izin Komersial/Operasional untuk KBLI No. 35101 – Pembangkitan Tenaga Listrik tanggal
14 November 2019, yang dikeluarkan Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online
Single Submission, yang mana izin tersebut baru akan berlaku efektif setelah BJI memenuhi
komitmen atas Izin Penggunaan Spektrum Frekuensi Radio.
- Penetapan Pengelola Tenaga Air Untuk Pembangkit Tenaga Listrik No. 12/20/DJE/2014
tanggal 3 November 2014 yang dikeluarkan oleh Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan
dan Konservasi Energi.
- Surat Rekomendasi Pemerintah Kabupaten Cianjur Dinas Perhubungan Komunikasi dan
Informatika No. 551.11/83/Dishubkominfo/2016 tentang Rekomendasi Melintas Kendaraan
Berat tanggal 1 Februari 2016. Perizinan tidak mencantumkan masa berlaku.
- Izin Pengusahaan Sumber Daya Air (Wilayah Sungai Kewenangan Pemerintah Daerah
Provinsi) PB-UMKU No. 912020852263100010001 tanggal 13 Juni 2023, untuk mengambil
debit air sebanyak 12.930,00 liter/detik setara dengan 33.514.560,00 m3/bulan di Sungai
Cibalapulang, Desa Waringinsari, Kecamatan Takokak, Kabupaten Cianjur. Izin ini berlaku
selama 2 tahun sejak tanggal diterbitkan. Berdasarkan Purchase Order antara BJI dengan
PT Gravia Lima Teknika, selaku pihak ketiga penyedia jasa pengurusan perpanjangan izin,
pada tanggal 26 Februari 2025, BJI sedang dalam proses perpanjangan izin tersebut, dimana
pengurusan tersebut dilakukan oleh PT Gravia Lima Teknika.
- Izin Pengusahaan Sumber Daya Air (Wilayah Sungai Kewenangan Pemerintah Daerah
Provinsi) PB-UMKU No. 912020852263100010004 tanggal 29 Juli 2024, untuk memanfaatkan
ruang pada sumber daya air seluas 8.798m2 di Sungai Cibalapulang, Desa Waringinsari,
Kecamatan Takokak, Kabupaten Cianjur. Izin ini berlaku selama 1 tahun sejak tanggal
diterbitkan.
118
Page 155
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- SLO No. Sertifikat: 0Y4.1.U.06.306.3202.23 No. Registrasi: 0Y4.1.B23 tanggal 5 Februari
2023 yang diterbitkan oleh PT Andalan Mutu Energi untuk Pembangkit PLTM – Cibalapulang
dengan Nomor Identitas Instalasi Tenaga Listrik (NIDI) P.01.2023.HL01. SLO ini berlaku
sampai dengan 5 Februari 2028.
- SLO No. Sertifikat: 0Z0.1.U.06.306.3202.23 No. Registrasi: 0Z0.1.B23 tanggal 6 Februari
2023 yang diterbitkan oleh PT Andalan Mutu Energi untuk Pembangkit PLTM – Cibalapulang
dengan Nomor Identitas Instalasi Tenaga Listrik (NIDI) P.01.2023.HL03. SLO ini berlaku
sampai dengan 6 Februari 2028.
- SLO No. Sertifikat: 0Y5.1.U.06.306.3202.23 No. Registrasi: 0Y5.1.B23 tanggal 5 Februari
2023 yang diterbitkan oleh PT Andalan Mutu Energi untuk Pembangkit PLTM – Cibalapulang
dengan Nomor Identitas Instalasi Tenaga Listrik (NIDI) P.01.2023.HK96. SLO ini berlaku
sampai dengan 5 Februari 2028.
- Izin Lingkungan Kegiatan Usaha Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro berdasarkan Keputusan
Kepala Badan Pelayanan Perijinan Terpadu dan Penanaman Modal Kabupaten Cianjur
No. 660.1/3022/ILK/BPPTPM/2016 tentang Izin Lingkungan Kegiatan Usaha Pembangkit
Listrik Tenaga Mini Hidro (PLTMH) Cibalapulang Yang Berlokasi di Sungai Kecamatan
Takokak dan Kecamatan Kadupandak Kabupaten Cianjur Jawa Barat oleh BJI tanggal
24 Juni 2016. Izin berlaku selama kegiatan usaha dijalankan.
18. PT Medco Power - Nomor Induk Berusaha No. 1202240067258 tanggal 12 Februari 2024 yang dikeluarkan oleh
Geothermal Services Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku selama MPGS
menjalankan kegiatan usaha.
- Sertifikat Badan Usaha Jasa Penunjang Listrik dengan Nomor Sertifikat P94.1.8.404.M.2F.3174.
J24 tanggal 7 Oktober 2024 untuk pembangkitan tenaga listrik dan sub bidang pembangkit
listrik tenaga panas bumi yang berlaku sampai dengan tanggal 7 Oktober 2029.
- Sertifikat Badan Usaha Jasa Penunjang Listrik dengan Nomor Sertifikat
V34.1.8.504.M.1H.3174.L24 tanggal 9 Desember 2024 untuk pembangkitan tenaga listrik
dan sub bidang pembangkit listrik tenaga panas bumi yang berlaku sampai dengan tanggal
9 Desember 2029.
- Sertifikat Standar No. 12022400672580003 tanggal 12 Februari 2024 yang dikeluarkan oleh
Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku selama MPGS
menjalankan kegiatan usaha.
19. PT Medco Power - Nomor Induk Berusaha No. 1101240139087 tanggal 11 Januari 2024 yang dikeluarkan oleh
Energi Services Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku selama MPES
menjalankan kegiatan usaha.
- Sertifikat Badan Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik No. 707.1.8.401.K.1F.3174.C24
tanggal 8 Maret 2024 untuk Pengoperasian Instalasi Instalasi Tenaga Listrik yang berlaku
sampai tanggal 8 Maret 2029.
- Sertifikat Badan Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik No. 789.1.8.501.K.1F.3174.C24
tanggal 18 Maret 2024 untuk Pemeliharaan Instalasi Tenaga Listrik yang berlaku sampai
tanggal 18 Maret 2029.
20. PT Medco Geothermal - Nomor Induk Berusaha No. 1283000302148 tanggal 11 Januari 24 Maret 2021 yang
Sarulla dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku
selama MGS menjalankan kegiatan usaha.
- Izin Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik tanggal 22 April 2021 yang dikeluarkan oleh
Lembaga Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, berlaku selama 5 tahun
sampai dengan tanggal 21 April 2026.
- Sertifikat Badan Usaha No. 016.1.6.504.B.1F.3174.A22 tanggal 4 Januari 2022 yang
dikeluarkan oleh Lembaga Sertifikasi Badan Usaha PT Sertifikasi Usaha Kelistrikan, berlaku
sampai dengan tanggal 4 Januari 2027.
21. PT Medco Ratch Power - Nomor Induk Berusaha No. 8120200981223 tanggal 12 September 2018 yang dikeluarkan
Riau oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggaraan Online Single Submission, berlaku selama
MRPR menjalankan kegiatan usaha.
- Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (“IUPTL”) tanggal 28 Januari 2019 yang dikeluarkan
oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggaraan Online Single Submission. IUPTL ini memiliki
No. Persetujuan 7/IUPTL/OSS/2019, berlaku sampai dengan tanggal 7 April 2037.
- Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan No. SK.891/MENLHK/SETJEN/
PLA.0/10/2019 tentang IPPKH Untuk Pembangunan dan Pengoperasian Jalur Pipa Gas
Bagi PLTGU 275 MW Seluas ± 3,31 Hektar pada Kawasan Hutan Produksi Yang Dapat
Dikonversi Atas Nama PT Medco Ratch Power Riau di Kota Pekanbaru, Provinsi Riau,
tanggal 18 Oktober 2019 juncto Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan No.
SK.6484/MENLHK-PKTL/REN/PLA.0/11/2020 tentang Penetapan Areal Kerja Izin Pinjam
Pakai Kawasan Hutan Untuk Pembangunan dan Pengoperasian Jalur Pipa Gas Bagi PLTGU
275 MW Seluas 3,30 Hektar pada Kawasan Hutan Produksi Yang Dapat Dikonversi Atas
Nama PT Medco Ratch Power Riau di Kota Pekanbaru, Provinsi Riau, tanggal 27 November
2020. IPPKH ini berlaku sampai dengan tanggal 7 April 2037.
119
Page 156
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Keputusan Kepala Dinas Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi
Riau No. 503/DPMPTSP/IZIN/PUPR/2019/7 tentang Perubahan Keputusan Kepala Dinas
Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi Riau No. 503/DPMPTSP/
IZIN/PUPR/2019/4 tentang Izin Pemanfaatan Ruang Pada Ruas Jalan Provinsi atas
nama PT Medco Power Ratch Riau tanggal 6 Mei 2019 sebagaimana diubah berdasarkan
Keputusan Kepala Dinas Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi
Riau No. 503/DPMPTSP/IZIN/PUPR/2019/4 tentang Izin Pemanfaatan Ruang Pada Ruas
Jalan Provinsi atas nama PT Medco Power Ratch Riau tanggal 27 Februari 2019. Jangka
waktu izin Pemanfaatan Ruang Pada Ruas Jalan Provinsi ini tidak diatur.
22. PT Pembangkitan - NIB No. 1909220073405 tanggal 19 September 2022 yang telah diubah dengan perubahan
Pusaka Parahiangan ke-1 tanggal 28 Juli 2024, berlaku selama PPP menjalankan kegiatan usaha.
- Surat Izin Usaha Perdagangan (SIUP) Besar No. 503/IG/BN01/BPPT tanggal 20 Oktober
2014 yang diterbitkan oleh Kepala Badan Pelayanan Perijinan Terpadu Kota Bandung. Izin
ini berlaku selama PPP menjalankan kegiatan usahanya.
- Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan (“IPPKH”) untuk Pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga
Minihidro (PLTM) Pusaka 1 pada kawasan Hutan Produksi Terbatas di Kabupaten Cianjur,
Provinsi Jawa Barat seluas 4,7488 hektar berdasarkan Keputusan Kepala Badan Koordinasi
Penanaman Modal No. 38/1/IPPKH/PMDN/2016 tentang Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan
untuk Pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro (PLTM) Pusaka 1 atas nama
PT Pembangkitan Pusaka Parahiangan pada Kawasan Hutan Produksi Terbatas di
Kabupaten Cianjur, Provinsi Jawa Barat seluas 4,7488 Hektar tertanggal 31 Mei 2016. IPPKH
berlaku sejak tanggal ditetapkan dengan jangka waktu paling lama sampai dengan tanggal
29 Desember 2029.
- Pengelola Tenaga Air untuk Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro Pusaka 3 dengan lokasi
potensi air di Sungai Cibuni, Desa Pasirjambu, Kecamatan Tanggeung, Kabupaten Cianjur,
Jawa Barat berdasarkan Penetapan Pengelola Tenaga Air Untuk Pembangkit Listrik Di Desa
Pasirjambu, Kecamatan Tanggeung, Kabupaten Cianjur, Provinsi Jawa Barat No. 45/20/
DJE/2014 tanggal 5 Desember 2014 yang dikeluarkan oleh Direktur Jenderal Energi Baru
Terbarukan dan Konservasi Energi. Perizinan tidak mencantumkan masa berlaku.
- Izin Pengusahaan Sumber Daya Air (Pemanfaatan Daya Air) Wilayah Sungai Kewenangan
Pemerintah Daerah Provinsi PB-UMKU No. 190922007340500000002 tanggal 9 Maret
2023 dengan perubahan ke-1 tanggal 17 April 2025 yang dikeluarkan oleh Gubernur Jawa
Barat melalui Lembaga OSS untuk lokasi pengambilan air di Sempadan Sungai CIbuni Desa
Karangjaya, Kecamatan Pasirkuda, Kabupaten Cianjur. SIPPA berlaku selama 2 tahun atau
sampai dengan 17 April 2027.
- Izin Pengusahaan Sumber Daya Air (Pemanfaatan Ruang Pada Sumber Air) Wilayah Sungai
Kewenangan Pemerintah Daerah Provinsi PBUMKU No. 190922007340500000001 tanggal
6 Maret 2023 yang dikeluarkan oleh Gubernur Jawa Barat melalui Lembaga OSS, yang telah
habis masa berlakunya pada tanggal 6 Maret 2025. Sampai dengan tanggal diterbitkannya
Prospektus ini, PPP sedang dalam proses perpanjangan izin tersebut. Berdasarkan tanda
terima surat dari PPP kepada Dinas Sumber Daya Air Provinsi Jawa Barat perihal permohonan
izin pemanfaatan ruang pada sumber air pada tanggal 19 Mei 2025, PPP sedang melakukan
permohonan perpanjangan atas izin tersebut.
- IUPTL berdasarkan IUPTL No. 1089K/20/DJL.3/2014 tanggal 30 Desember 2014 yang
dikeluarkan oleh Direktur Jenderal Ketenagalistrikan atas nama Menteri Energi dan Sumber
Daya Mineral untuk Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro (PLTM) yang berlokasi di Desa
Pusaka Jaya dan Karang Jaya, Kecamatan Pasir Kuda, Kabupaten Cianjur, Provinsi Jawa
Barat. IUPTL berlaku selama 15 tahun sampai dengan 30 Desember 2029.
- Izin Pengusahaan Sumber Daya Air (Pemanfaatan Ruang Pada Sumber Air) Wilayah Sungai
Kewenangan Pemerintah Daerah Provinsi PB-UMKU No. 190922007340500000001 tanggal
6 Maret 2023 yang dikeluarkan oleh Gubernur Jawa Barat melalui Lembaga Pengelola dan
Penyelenggara Online Single Submission. Perizinan tidak mencantumkan masa berlaku.
- Nomor Identitas Kepabeanan berdasarkan Surat Pemberitahuan NIK No. S-00698/BC.92/
RK/2015 tanggal 24 Februari 2015 yang dikeluarkan oleh Direktur Informasi Kepabeanan
dan Cukai u.b Kasubdit Registrasi Kepabeanan dengan NIK 01.051264 dan status pengguna
jasa sebagai importir.
- SLO No. Sertifikat: 8GG.1.U.DJ.306.3203.23 No. Register: 8GX.0.H23 tanggal 8 Agustus
2023 yang diterbitkan oleh PT Indo Karya Senior untuk Pembangkit PLTM Pusaka-1 dengan
Nomor Identitas Instalasi Tenaga Listrik (NIDI) P.06.2023.Z930. SLO ini berlaku sampai
dengan 8 Agustus 2028.
- SLO No. Sertifikat: 8GH.1.U.DJ.306.3203.23 No. Register: 8GY.0.H23 tanggal 8 Agustus
2023 yang diterbitkan oleh PT Indo Karya Senior untuk Pembangkit PLTM Pusaka-1 dengan
Nomor Identitas Instalasi Tenaga Listrik (NIDI) P.06.2023.Z930. SLO ini berlaku sampai
dengan 8 Agustus 2028.
- Persetujuan Kesesuaian Kegiatan Pemanfaatan Ruang untuk Kegiatan berusaha (PKKPR)
No. 19092210213203006 tanggal 10 Januari 2022.
120
Page 157
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
23. PT Medcopower Servis - Nomor Induk Berusaha No. 1298000302147 tanggal 24 Maret 2021 dengan perubahan ke-8
Indonesia tanggal 7 Agustus 202 yang dikeluarkan oleh Lembaga Pengelola dan Penyelenggaraan
Online Single Submission, berlaku selama MPSI menjalankan kegiatan usaha.
- Sertifikat Badan Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik No. V34.1.8.504.M.1H.3174.L24
tanggal 9 Desember 2024 untuk kegiatan usaha Pemeliharaan Instalasi Tenaga Listrik. SBU
berlaku hingga tanggal 9 Desember 2029.
- Sertifikat Badan Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik No. b.No. P94.1.8.404.M.2F.3174.J24
tanggal 7 Oktober 2024 untuk kegiatan usaha Pengoperasian Instalasi Tenaga Listrik. SBU
berlaku hingga tanggal 7 Oktober 2029.
24. PT Energi Prima - Nomor Induk Berusaha dengan No. 8120210221104 tanggal 10 Desember 2018 yang
Elektrika dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama EPE menjalankan kegiatan usaha sesuai
ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik tanggal 23 Mei 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga
OSS.
- SLO No. Sertifikat: B68.0.U.30.307.1674.22 dengan Nomor Registrasi B68.1.D22 tanggal
28 April 2022 yang diterbitkan oleh PT Surveyor Indonesia. SLO ini berlaku sampai dengan
28 April 2027.
- SLO No. Sertifikat B69.1.U.30.307.1674,22 dengan Nomor Registrasi B69.1.D22 tanggal
28 April 2022 yang diterbitkan oleh PT Surveyor Indonesia. SLO ini berlaku sampai dengan
28 April 2027.
- SLO No. Sertifikat B70.1.U.30.307.1674,22 dengan Nomor Registrasi B70.1.D22 tanggal
28 April 2022 yang diterbitkan oleh PT Surveyor Indonesia. SLO ini berlaku sampai dengan
28 April 2027.
25. PT Multidaya Prima - Nomor Induk Berusaha dengan No. 8120113261676 tanggal 17 Desember 2018 dan dicetak
Elektrindo pada tanggal 9 Desember 2021 yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku selama MPE
menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik tanggal 31 Desember 2019 yang dikeluarkan oleh
Lembaga OSS.
- SLO No. I21.U.06.171.1671.0000.18 dengan Nomor Registrasi I0N4.18 tanggal 14 September
2018 yang dikeluarkan oleh Direktur Utama PT Andalan Mutu Energi. SLO ini berlaku sampai
dengan tanggal 14 September 2023. Sampai dengan tanggal diterbitkannya Prospektus ini,
MPE sedang dalam proses pembaruan sertifikat tersebut. Berdasarkan dokumen Notula
Rapat Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan perihal Permohonan Audiensi PT Multidaya
Prima Elektrindo dan PT Energi Prima Elektrika tanggal 19 Desember 2024 (”Notula Rapat”),
MPE akan berkoordinasi dengan tim Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan untuk melanjutkan
pengurusan persetujuan harga jual tenaga listrik sebagai salah satu prasyarat perpanjangan/
pembaruan SLO.
- SLO No. I22.U.06.171.1671.0000.18 dengan Nomor Registrasi I0N5.18 tanggal 14 September
2018 yang dikeluarkan oleh Direktur Utama PT Andalan Mutu Energi. SLO ini berlaku sampai
dengan tanggal 14 September 2023. Sampai dengan tanggal diterbitkannya Prospektus ini,
MPE sedang dalam proses pembaruan sertifikat tersebut. Berdasarkan dokumen Notula
Rapat, MPE akan berkoordinasi dengan tim Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan untuk
melanjutkan pengurusan persetujuan harga jual tenaga listrik sebagai salah satu prasyarat
perpanjangan/pembaruan SLO.
- SLO No. KA8.O.06.171.1671.0000.18 dengan Nomor Registrasi K.159.PLG-SS.2018
tanggal 29 November 2018 yang dikeluarkan oleh Direktur Utama PT Andalan Mutu Energi.
SLO ini berlaku sampai dengan tanggal 29 November 2023. Sampai dengan tanggal
diterbitkannya Prospektus ini, MPE sedang dalam proses pembaruan sertifikat tersebut.
Berdasarkan dokumen Notula Rapat, MPE akan berkoordinasi dengan tim Direktorat
Jenderal Ketenagalistrikan untuk melanjutkan pengurusan persetujuan harga jual tenaga
listrik sebagai salah satu prasyarat perpanjangan/pembaruan SLO.
26. PT Medcopower - Nomor Induk Berusaha dengan No. 1273000340329 tanggal 2 Maret 2021 yang dikeluarkan
Transportasi Listrik oleh Lembaga OSS, berlaku selama MPE menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan
peraturan perundang-undangan.
27. PT Satria Raksa - Nomor Induk Berusaha dengan No. 8120115252263 tanggal 26 Desember 2018 dengan
Buminusa perubahan ke-21 tanggal 11 Oktober 2023 yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS, berlaku
selama SRB menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Sertifikat Standar No. 81201152522630028 tanggal 5 Januari 2024 yang diterbitkan oleh
Menteri Investasi/Kepala BKPM. Sertifikat Standar ini berlaku selama SRB menjalankan
kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Izin Usaha Perusahaan Penyedia Jasa Pekerja/Buruh yang diterbitkan oleh Lembaga OSS
pada tanggal 12 Februari 2020 (perubahan ke-13). Izin Usaha ini menjalankan kegiatan
usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Izin Badan Usaha Jasa Konsultasi Keamanan dengan No. 775/I/SIO-POLRI/2023 yang
diterbitkan oleh Menteri Investasi/Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal atas nama
Kepala Kepolisian Negara Republik Indonesia pada tanggal 7 Agustus 2023. Izin ini berlaku
hingga 7 Agustus 2025.
121
Page 158
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Izin Badan Usaha Jasa Penerapan Peralatan Keamanan dengan No. 756/I/SIO-POLRI/2023
yang diterbitkan oleh Menteri Investasi/Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal atas
nama Kepala Kepolisian Negara Republik Indonesia pada tanggal 7 Agustus 2023. Izin ini
berlaku sampai dengan tanggal 7 Agustus 2025.
- Izin Stasiun Radio No. 02387676-000SU/0620202025 tertanggal 19 November 2020 untuk
18 stasiun radio yang dikeluarkan oleh Direktur Operasi Sumber Daya, Kementerian
Komunikasi dan Informatika Republik Indonesia. Izin ini berlaku hingga 18 November 2025.
28. PT Mitra Energi - Nomor Induk Berusaha dengan No. 2604240060833 tanggal 26 April 2024 yang dikeluarkan
Pelayaran oleh Lembaga OSS, berlaku selama MEPL menjalankan kegiatan usaha sesuai ketentuan
peraturan perundang-undangan.
- Sertifikat Standar No. 26042400608330003 tanggal 4 September 2024 yang diterbitkan oleh
Menteri Investasi/Kepala BKPM. Sertifikat Standar ini berlaku selama MEPL menjalankan
kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
- Sertifikat Standar No. 26042400608330001 tanggal 4 September 2024 yang diterbitkan oleh
Menteri Investasi/Kepala BKPM. Sertifikat Standar ini berlaku selama MEPL menjalankan
kegiatan usaha sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.
- SIUPAL No. AL.001/1327/SP_SIUPAL/IX/2024 yang diterbitkan oleh Direktur Lalu Lintas
dan Angkutan Laut, Direktorat Jenderal Perhubungan Laut pada tanggal 4 September 2024.
SIUPAL ini berlaku hingga 4 September 2026.
Perizinan Terkait Lingkungan Hidup
Sebagai bagian dari kepatuhan dan komitmen, Perseroan dan Perusahaan Anak melakukan analisa
dampak lingkungan dan upaya pengelolaan dan pemantauan lingkungan hidup dari setiap kegiatan
yang menyebabkan dampak terhadap lingkungan hidup. Beberapa peraturan yang telah ditegakkan
oleh Pemerintah Indonesia melalui Kementerian Negara Lingkungan Hidup dan Kehutanan seperti
pembuatan Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) yang berisi dokumen tentang Kerangka
Acuan Dampak Lingkungan, Analisis Dampak Lingkungan Hidup, Rencana Pengelolaan Lingkungan
Hidup dan/atau Dokumen Upaya Pengelolaan Lingkungan dan Upaya Pemantauan Lingkungan (“UKL-
UPL”), serta memiliki Izin Lingkungan.
Berikut adalah daftar dokumen-dokumen UKL-UPL dan/atau Izin Lingkungan yang dimiliki oleh
Perusahaan Anak:
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
1. PT Medco E & P Indonesia Perizinan Lingkungan
- Persetujuan kelayakan lingkungan hidup berdasarkan Surat Keputusan Menteri
Negara Lingkungan Hidup No. 589 Tahun 2016 tanggal 28 Desember 2006 tentang
Kelayakan Lingkungan Hidup Pengembangan Lapangan Singa Di Blok Lematang
Kabupaten Muara Enim, Provinsi Sumatera Selatan oleh MEPI yang menyatakan
bahwa rencana pengembangan Lapangan Singa di Blok Lematang, Kabupaten Muara
Enim, Provinsi Sumatera Selatan adalah layak ditinjau dari aspek lingkungan hidup.
Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin
tersebut.
- Persetujuan UKL/UPL berdasarkan Surat Keputusan Direktur Teknik dan Lingkungan
Migas Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Departemen Energi dan Sumber
Daya Mineral Republik Indonesia No. 8647/10.08/DMT/2009 tanggal 6 Mei 2009,
yang menyatakan bahwa UKL/UPL untuk kegiatan pengembangan lapangan Migas
terbatas META, Blok South Sumatera Extension dari aspek teknis dapat disetujui. Izin
ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin
tersebut.
- Persetujuan UKL-UPL berdasarkan Surat Keputusan Badan Lingkungan Hidup Daerah
Kabupaten Musi Rawas No. 660/11/KPTS/BLHD/2010 tanggal 19 April 2010 tentang
Persetujuan Dokumen Upaya Pengelolaan Lingkungan dan Upaya Pemantauan
Lingkungan (UKL, UPL) Kegiatan Pengembangan Lapangan Soka dan Sembatu
Blok South Sumatera Extension (SSE) di Kecamatan BTS ULU Kabupaten Provinsi
Sumatera Selatan yang menyatakan bahwa berdasarkan hasil evaluasi teknis yang
telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL untuk kegiatan Pengembangan Lapangan
Soka dan Sembatu Blok South Sumatera Extension (SSE) di Kecamatan BTS ULU
Kabupaten Provinsi Sumatera Selatan secara teknis dapat di setujui. Izin ini berlaku
selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
122
Page 159
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Persetujuan RKL-RPL berdasarkan Keputusan Menteri Negara Lingkungan Hidup
No. 272 Tahun 2010 tanggal 24 September 2010 tentang Rencana Pengelolaan
Lingkungan Hidup (RKL) dan Rencana Pemantauan Lingkungan Hidup (RPL)
Tambahan Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Kaji – Semoga, Blok
Rimau, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatera Selatan, oleh MEPI, yang
menyatakan bahwa kegiatan pengembangan lapangan minyak dan gas Kaji-Semoga,
Blok Rimau, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatera Selatan oleh MEPI adalah
layak ditinjau dari aspek lingkungan hidup. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan
kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Pemboran Eksplorasi Sumur Tanjung Laut dan
Tanjung Barat di Kecamatan Betung berdasarkan Surat No. 660/166/Bapedalda/2011
tanggal 19 Januari 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Pengendalian Dampak
Lingkungan Daerah Kabupaten Banyuasin yang menyatakan bahwa berdasarkan
hasil evaluasi teknis yang telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL untuk kegiatan
Pemboran Eksplorasi 3 (tiga) sumur di Tanjung Laut dan 2 (dua) sumur di Tanjung
Barat secara teknis dapat di setujui. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan
sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
- Persetujuan dan Pengesahan Dokumen UKL dan UPL Rencana Kegiatan Pemboran
Eksplorasi dan Pengaliran Hasil Produksi Sumur Rumbi-2 di Desa Langkap Kecamatan
Babat Supat Kabupaten Musi Banyuasin Provinsi Sumatera Selatan berdasarkan Surat
No. 660/116/II/BLHPP/2011 tanggal 28 Januari 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala
Badan Lingkungan Hidup dan Penelitian Pengembangan Kabupaten Musi Banyuasin
yang menyatakan bahwa berdasarkan rapat pemberian arahan penyempurnaan yang
telah dilaksanakan pada tanggal 26 Januari 2011 dinyatakan bahwa dokumen UKL-
UPL dapat disetujui dan disahkan. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan
sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Survei 2D Seismik Blok Rimau berdasarkan
Surat No. 660/555/BAN.LH/I/2011 tanggal 26 Mei 2011 yang dikeluarkan Kepala Badan
Lingkungan Hidup Provinsi Sumatera Selatan menyatakan bahwa berdasarkan hasil
evaluasi teknis yang telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL tersebut secara teknis
dapat disetujui. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana
dimaksud dalam izin tersebut.
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Pemboran Sumur North Temelat -2 Blok South
Sumatera Extension (SSE) di Kabupaten Musi Rawas berdasarkan Surat No. 660/04/
BLHD/2011 tanggal 21 Juli 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Lingkungan
Hidup Daerah Kabupaten Musi Rawas. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan
kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
- Persetujuan dan Pengesahan Dokumen UKL dan UPL Rencana Pemboran Sumur
dan Pengaliran Produksi Lapangan Lica Blok South Sumatera Extension (SSE)
di Kabupaten Musi Banyuasin Provinsi Sumatera Selatan berdasarkan Surat
No. 660/1620/II/BLHPP/2011 tanggal 18 Agustus 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala
Badan Lingkungan Hidup dan Penelitian Pengembangan Kabupaten Musi Banyuasin.
Apabila dalam lokasi Rencana Kegiatan Pemboran Sumur dan Pengaliran Produksi
Lapangan Lica Blok South Sumatera Extension (SSE) oleh MEPI di Kabupaten Musi
Banyuasin Provinsi Sumatera Selatan terdapat kawasan hutan hendaknya dalam
penggunannya mengikuti ketentuan peraturan perundangan yang berlaku dan wajib
mendapat izin dari Menteri Kehutanan Republik Indonesia. Izin ini berlaku selama
MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Pemboran Eksplorasi Sumur Genta-1 di
Blok SSE Kabupaten Rawas berdasarkan Surat No. 660/363.A/BLHD/2001 tanggal
26 Desember 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Lingkungan Hidup Daerah
Kabupaten Musi Rawas yang menyatakan bahwa berdasarkan hasil evaluasi teknis
yang telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL tersebut secara teknis dapat disetujui.
Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin
tersebut.
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Pengembangan Lapangan Migas Jene Blok
SSE Kabupaten Rawas berdasarkan Surat No. 660/363.B/BLHD/2011 tanggal
26 Desember 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Lingkungan Hidup Daerah
Kabupaten Musi Rawas yang menyatakan bahwa berdasarkan hasil evaluasi teknis
yang telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL tersebut secara teknis dapat disetujui.
Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin
tersebut.
123
Page 160
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Pemboran Pengembangan Sumur Hijau-2
(2012-1) di Blok SSE Kabupaten Rawas berdasarkan Surat No. 660/363.C/BLHD/2011
tanggal 26 Desember 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Lingkungan Hidup
Daerah Kabupaten Musi Rawas yang menyatakan bahwa berdasarkan hasil evaluasi
teknis yang telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL tersebut secara teknis dapat
disetujui. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan kegiatan sebagaimana dimaksud
dalam izin tersebut.
- Rekomendasi atas UKL-UPL Kegiatan Pemboran Sumur Eksplorasi Salina-1, Blok
Rimau oleh MEPI di Desa Tanjung Kerang, Kecamatan Babat Supat, Kabupaten Musi
Banyuasin, Provinsi Sumatera Utara berdasarkan Surat No. 660/3257/II/BLHPP/2013
tanggal 17 Oktober 2013 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Lingkungan Hidup
Dan Penelitian Pengembangan Kabupaten Banyuasin yang menyatakan bahwa
berdasarkan hasil evaluasi teknis yang telah dilakukan, maka terhadap UKL-UPL
tersebut secara teknis dapat disetujui. Izin ini berlaku selama MEPI menjalankan
kegiatan sebagaimana dimaksud dalam izin tersebut.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Pemboran Sumur Eksplorasi Lagan Deep-1A Blok
South Sumatera Extension oleh MEPI di Desa Ujan Mas Lama Kecamatan Ujan Mas,
Kabupaten Muara Enim, Provinsi Sumatera Selatan, berdasarkan Surat Keputusan
Bupati Muara Enim No. 336/KPTS/BLH-I/2013 tertanggal 20 Maret 2013. Berdasarkan
Izin Lingkungan ini, MEPI wajib memperoleh Izin Tempat Penyimpanan Sementara
Limbah B3. Izin Lingkungan ini berakhir apabila MEPI telah mengakhiri usaha dan/atau
kegiatannya, atau MEPI melakukan perubahan atas usaha dan/atau kegiatannya.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Survei Seismik 2D Rambutan Complex-Blok South &
Cental Sumatera di Kabupaten Muara Enim dan Kabupaten Lahat Provinsi Sumatera
Selatan oleh MEPI, berdasarkan Surat Keputusan Gubernur Sumatera Selatan
No. 432/KPTS/BAN.LH/2013 tertanggal 17 Mei 2013. Berdasarkan Izin Lingkungan
tersebut MEPI telah diberikan izin untuk melakukan seluruh tahapan yang diperlukan
untuk melakukan kegiatan tersebut. Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan
berakhirnya Izin Usaha dan/atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan kepada MEPI atas Kegiatan Pemboran Sumur Eksplorasi Seputi Kiri-
1 dan Pastel-1, Blok Tarakan, Kota Tarakan, Provinsi Kalimantan Utara berdasarkan
Surat Keputusan Walikota Tarakan No. 660.1/HK-VIII/329/2013 tertanggal 19 Agustus
2013. Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/
atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Seismic 2D Lakitan Complex dan Seismic 3D Temelat
Complex Blok South & Central Sumatera (S&CS) atas nama MEPI di Kabupaten Musi
Rawas, berdasarkan Surat Keputusan Bupati Musi Rawas No. 636/KPTS/BLHD/2013
tertanggal 20 September 2013. Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan
berakhirnya Izin Usaha dan/atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Pemboran Sumur Eksplorasi Arung-1 Blok South
Sumatera Extension oleh MEPI di Desa Purwaraja dan Desa Sukoharjo, Kecamatan
Kikim Timur, Kabupaten Lahat, Provinsi Sumatera Selatan. Berdasarkan Surat
Keputusan Bupati Lahat No. 315/KEP/BLH-4/2013 tertanggal 1 Oktober 2013. Izin
Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Pengembangan Lapangan Gas Terbatas Temelat di Blok
South Sumatera Extension atas nama MEPI di Kabupaten Musi Rawas, berdasarkan
Surat Keputusan Bupati Musi Rawas No. 347/KPTS/BLHD/2014 tertanggal 30 April
2014. Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/
atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Survei Sesimic 2D Wahalo Complex Blok South
Sumatera oleh MEPI di Kecamatan Sekayu, Sungai Keruh, dan Plakat Tinggi, di
Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatera Selatan, berdasarkan Surat Keputusan
Kepala Badan Lingkungan Hidup dan Penelitian Pengambangan Kabupaten Musi
Banyuasin No. 1325 tahun 2014 tertanggal 5 Mei 2014. Izin Lingkungan ini berakhir
bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Pemboran Sumur Eksplorasi North Temelet-3 atas nama
MEPI di Kecamatan Tiang Pumpung Kepungut, Kabupaten Musi Rawas, berdasarkan
Surat Keputusan Bupati Musi Rawas No. 796/KPTS/BLHD/2014 tertanggal
30 Desember 2014. Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin
Usaha dan/atau Kegiatan.
124
Page 161
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Izin Lingkungan Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Bumi di
Lapangan Matra, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatera Selatan oleh MEPI,
berdasarkan Surat Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik
Indonesia No. 02.87.12 Tahun 2014 tertanggal 31 Desember 2014. Izin Lingkungan ini
berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan atas UKL-UPL Kegiatan Pemboran Delineasi Sumur Arung-1A,
Arung-2A, dan Nowera-2 Blok South Sumatera oleh MEPI di Desa Sukoharjo dan
Desa Purwaraja, Kecamatan Kikim Timur, Kabupaten Lahat, Provinsi Sumatera
Selatan berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Penanaman Modal dan Pelayanan
Terpadu Satu Pintu Kabupaten Lahat No. 503/35/KEP/DPM-PTSP/2018 tertanggal
31 Desember 2018. Izin lingkungan ini berlaku selama MEPI masih beroperasi dan
melakukan kegiatan usaha sesuai dengan bidangnya.
- Izin Lingkungan Rencana Kegiatan Seismik 2D Arung – Nowera, Kaktus – East Lily,
Hijau – North Teras, Aini dan South Sugihwaras Blok South Sumatera oleh MEPI di
Kabupaten Lahat, Kabupaten Empat Lawang dan Kabupaten Musi Rawas, Provinsi
Sumatera Selatan berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Penanaman Modal dan
Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi Sumatera Selatan No. 0413/DPMPTSP.V/
VI/2019 tertanggal 19 Juni 2019. Izin lingkungan ini berlaku selama MEPI masih
beroperasi dan melakukan kegiatan usaha sesuai dengan bidangnya.
- Izin Lingkungan Kegiatan Pemboran Eksplorasi Sumur Rambutan Deep-2 dan
Rambutan Deep-3 Blok South Sumatera oleh MEPI di Desa Padang Bindu, Kecamatan
Benakat, Kabupaten Muara Enim berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Penanaman
Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Kabupaten Muara Enim No. 02/KPTS/DPM-
PTSP/2019 tertanggal 24 Juni 2019. Izin lingkungan ini berlaku selama MEPI masih
beroperasi dan melakukan kegiatan usaha sesuai dengan bidangnya.
- Izin Lingkungan atas Rencana Kegiatan Survei Sesimik 2D Tambahan Dengan
Total Panjang Lintasan 167.275 KM dan Blok South Sumatera di Kabupaten Muara
Enim, Kabupaten Lahat, Kabupaten Empat Lawang dan Kabupaten Musi Rawas,
Provinsi Sumatera Selatan berdasarkan Keputusan Kepala Dinas Penanaman
Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Provinsi Sumatera Selatan No. 0031/
DPMPTSP.V/I/2020 tertanggal 29 Januari 2020. Izin lingkungan ini berakhir bersamaan
dengan berakhirnya izin usaha dan/atau Kegiatan Survei Seismik 2D Tambahan di
Wilayah Kerja Blok South Sumatera, Kabupaten Muara Enim, Kabupaten Lahat,
Kabupaten Empat Lawang dan Kabupaten Musi Rawas Provinsi Sumatera Selatan
kepada MEPI.
- Izin Kelayakan Lingkungan Hidup Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan
Gas Bumi South Sumatra Block berdasarkan Keputusan Menteri Lingkungan Hidup
dan Kehutanan Republik Indonesia No. SK.1121/MENLHK/SETJEN/PLAN.4/11/2023
tanggal 13 November 2023 tentang Kelayakan Lingkungan Hidup Kegiatan
Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Bumi South Sumatra Block Sistem Selatan
di Kabupaten Lahat, Kabupaten Muara Enim, Kabupaten Musi Rawas, Kabupaten
Penukal Abab Lematang Ilir, Kabupaten Empat Lawang, Kabupaten Ogan Ilir dan
Kabupaten Banyuasin, Provinsi Sumatera Selatan oleh PT Medco E & P Indonesia.
Izin ini berlaku pada tanggal ditetapkan dan berakhir bersamaan dengan berakhirnya
Perizinan Berusaha atau Persetujuan Pemerintah.
Izin Penyimpanan Sementara Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3)
- Izin Penyimpanan Sementara Limbah B3 berdasarkan Keputusan Kepala Badan
Pelayanan Perizinan dan Penanaman Modal Kabupaten Banyuasin No. 313 Tahun
2016 tentang Izin Penyimpanan Sementara Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun
(B3) kepada MEPI Desa Lais Utara, Kecamatan Lais Kabupaten Musi Banyuasin
tanggal 18 Mei 2016, untuk kegiatan penyimpanan sementara limbah B3 yang berlokasi
di Jalan Lais-Babat (Lapangan Kaji), Kecamatan Lais, Kabupaten Musi Banyuasi.
Izin tersebut kemudian telah diperpanjang berdasarkan Keputusan Kepala Dinas
Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Kabupaten Musi Banyuasin
No. 0002/LB3/DPMPTSP-IV/VI/2021 tentang Perpanjangan Izin Pengelolaan Limbah
B3 Untuk Kegiatan Penyimpanan Limbah B3 kepada MEPI – Rimau Asset Kegiatan
Eksplorasi dan Eksploitasi Migas yang Berlokasi di Jalan Lais- Babat (Kaji) Kecamatan
Lais Kabupaten Musi Banyuasin Provinsi Sumatera Selatan tanggal 22 Juni 2021. Izin
ini berlaku sampai dengan 22 Juni 2027.
125
Page 162
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
Izin Pengelolaan Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun
- MEPI telah memperoleh Persetujuan Teknis berdasarkan Surat No. S.278/PSLB3/
PLB3/PLB.3/4/2022 tanggal 19 April 2022 yang diterbitkan oleh Direktorat Jenderal
Pengelolaan Sampah, Limbah dan Bahan Berbahaya Beracun Kementerian
Lingkungan Hidup dan Kehutanan untuk Persetujuan Teknis di Bidang Pengelolaan
Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun untuk Kegiatan Pengolahan Landfarming
pada Fasilitas Bioremediasi PT Medco E & P Indonesia-Rimau Asset.
- Berdasarkan Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia
No. SK.1121/MENLHK/SETJEN/PLAN.4/11/2023 tanggal 13 November 2023 tentang
Kelayakan Lingkungan Hidup Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas
Bumi South Sumatra Block Sistem Selatan di Kabupaten Lahat, Kabupaten Muara
Enim, Kabupaten Musi Rawas, Kabupaten Penukal Abab Lematang Ilir, Kabupaten
Empat Lawang, Kabupaten Ogan Ilir dan Kabupaten Banyuasin, Provinsi Sumatera
Selatan oleh PT Medco E & P Indonesia. Izin ini berlaku pada tanggal ditetapkan
dan berakhir bersamaan dengan berakhirnya Perizinan Berusaha atau Persetujuan
Pemerintah.
Izin Pembuangan Air Limbah
- Berdasarkan Lampiran III Izin Kelayakan Lingkungan Hidup No. 1280 Tahun 2024.
MEPI telah diberikan Izin Pembuangan Air Limbah Domestik atas kegiatan eksplorasi
dan eksploitas minyak dan gas yang berlokasi di Kabupaten Lahat, Kabupaten Muara
Enim, Kabupaten Musi Rawas, Kabupaten Penukal Abab Lematang Ilir, Kabupaten
Empat Lawang, Kabupaten Ogan Ilir, dan Kabupaten Banyuasin.
2. PT Medco E & P Tarakan - Izin Lingkungan atas Kegiatan Pemboran Sumur Pengembangan MBT 2014-I Blok
Tarakan di Kelurahan Mamburungan Timur, Kecamatan Tarakan Timur, Kota Tarakan,
Provinsi Kalimantan Utara, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Lingkungan
Hidup Kota Tarakan No. 669.13/12/BPLH.II tertanggal 12 Februari 2014. Izin
Lingkungan ini berakhir apabila MEPT telah mengakhiri usaha dan/atau kegiatannya,
atau MEPT melakukan perubahan atas usaha dan/atau kegiatannya.
- Izin Pembuangan Air Limbah Domestik berdasarkan Keputusan Kepala
Dinas Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Kota Tarakan
No. 660.1/6/I/6/2020 tanggal 9 Juli 2020 tentang Izin Pembuangan Air Limbah Domestik
Ke Sumber Air. Berdasarkan izin tersebut, MEPT telah diberi izin pembuangan air
limbah domestik untuk usaha Migas yang berlokasi Jl. P. Sumatera No. 141, Kelurahan
Pamuasin, Kecamatan Tarakan Tenga, Kota Tarakan atas air limbah yang berasal
dari sumber domestik (toilet, pantry, air buangan AC) pada drainase umum di lokasi
tersebut. Izin ini berlaku selama 5 (lima) tahun sejak 9 Juli 2020 sampai dengan 9 Juli
2025.
- Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia No. 1129
Tahun 2024 tanggal 28 Agustus 2024 tentang Kelayakan Lingkungan Hidup Kegiatan
Pengembangan Lapangan Migas di WKP Tarakan, Pulau Tarakan, Kota Tarakan,
Provinsi Kalimantan Utara oleh MEP Tarakan.
3. PT Medco E & P Rimau - Izin lingkungan berdasarkan Surat Keputusan Bupati Banyuasin No. 438/KPRS/
BLH/2016 tanggal 23 Mei 2016 tentang Pemberian Izin Lingkungan Kegiatan Iliran
High Field Study Blok Rimau oleh MEP Rimau Yang Berlokasi di Kecamatan Suak
Tapeh Kabupaten Banyuasin Tahun 2016. Berdasarkan Izin Lingkungan tersebut
MEP Rimau telah diberikan izin untuk melakukan kegiatan Iliran High Field Study Blok
Rimau. Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/
atau Kegiatan.
- Izin Lingkungan Kegiatan Pengoperasian Terminal Khusus Floating Storage Offloading
(FSO) Bangka Marine Terminal di Selat Bangka, Kabupaten Bangka Barat, Provinsi
Kepulauan Bangka Belitung oleh MEP Rimau berdasarkan Keputusan Menteri
Lingkungan Hidup dan Kehutanan No. SK.383/Menlhk/Setjen/PLA.4/6/2019 tanggal
13 Juni 2019. Berdasarkan Izin Lingkungan tersebut, MEP Rimau diberikan izin untuk
melakukan kegiatan pengoperasian Terminal Khusus Floating Storage Offloading
(FSO). Izin Lingkungan ini berakhir bersamaan dengan berakhirnya Izin Usaha dan/
atau Kegiatan.
- Surat No. S/278/PSLBS/PLBS/PLB.3/4/2022 tanggal 15 April 2022 untuk kegiatan
usaha berlokasi di Jalan Lais-Babat (Kaji), Desa Lais Utara.
126
Page 163
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
- Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia No. 373
Tahun 2024 tanggal 27 Maret 2024 tentang Kelayakan Lingkungan Hidup Kegiatan
Pengembangan Lapangan Migas di Blok Rimau Kabupaten Musi Banyuasin dan
Kabupaten Banyuasin, Prov. Sumatera Selatan oleh MEP Rimau.
- Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia No. 9455
Tahun 2024 tanggal 12 Juli 2024 tentang Persetujuan Pernyataan Kesanggupan
Pengelolaan Lingkungan Hidup Kegiatan Rencana Pengeboran Eksplorasi Sumur
West Kalabau-1, Di Desa Epil dan Epil Barat, Kec. Lias, Kab. Musi Banyuasin, Prov.
Sumatera Selatan oleh MEP Rimau.
4. PT Medco E & P Lematang - Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia No. SK.1339/
MENLHK/SETJEN/PLA.4/12/2023 tanggal 15 Desember 2023 tentang Kelayakan
Lingkungan Hidup Kegiatan Pengembangan Lapangan Migas di Blok Lematang di
Kecamatan Gunung Megang, Kab. Muara Enim, Prov. Sumatera Selatan oleh MEP
Lematang.
5. PT Medco E & P Malaka - Izin Lingkungan atas Kegiatan Pemboran Sumur Matang-2, Matang-3, Matang-4
dan Pengembangan Lapangan Matang Blok A, berdasarkan Surat Keputusan Bupati
Aceh Timur No. 660/73/2016 tertanggal 22 Januari 2016. Izin Lingkungan ini berakhir
apabila MEPM telah mengakhiri usaha dan/atau kegiatannya, atau MEPM melakukan
perubahan atas usaha dan/atau kegiatannya.
- Izin Lingkungan atas Kegiatan Pemboran Sumur dan Pemanfaatan Air Tanah di Alur
Siwah Central Processing Plant (CPP) Blok A, berdasarkan Surat Keputusan Bupati
Aceh Timur No. 660/1122/2015 tertanggal 26 November 2015. Izin Lingkungan ini
berakhir apabila MEPM telah mengakhiri usaha dan/atau kegiatannya, atau MEPM
melakukan perubahan atas usaha dan/atau kegiatannya.
- Persetujuan kelayakan lingkungan hidup atas rencana kegiatan pengembangan
Lapangan Minyak dan Gas Alur Rambong, Alur Siwah, dan Julu Rayeu di Wilayah
Kerja (Blok) A, Kabupaten Aceh Timur, Provinsi Aceh oleh MEPM, berdasarkan
Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia No. SK.244/
Menlhk/Setjen/PLA.4/5/2017 tanggal 19 Mei 2017, yang menyatakan bahwa rencana
kegiatan pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Alur Rambong, Alur Siwah, dan
Julu Rayeu di Wilayah Kerja (Blok) A, Kabupaten Aceh Timur, Provinsi Aceh oleh
MEPM dinyatakan layak ditinjau dari aspek lingkungan hidup. Izin ini terus berlaku dan
berakhir bersamaan dengan berakhirnya izin usaha dan/atau kegiatan.
- Izin Lingkungan Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Alur Rambong,
Alur Siwah, dan Julu Rayeu di Wilayah Kerja (Blok) A, Kabupaten Aceh Timur,
Provinsi Aceh kepada MEPM, berdasarkan Keputusan Menteri Lingkungan Hidup
dan Kehutanan Republik Indonesia No. SK.245/Menlhk/Setjen/PLA.4/5/2017 tanggal
19 Mei 2017. Izin Lingkungan ini diberikan untuk Kegiatan Eksisting (pra konstruksi
dan konstruksi), serta tahap pengembangan. Izin Lingkungan ini terus berlaku dan
berakhir bersamaan dengan berakhirnya izin usaha dan/atau kegiatan.
- Izin Lingkungan Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Alur Rambong,
Alur Siwah, dan Julu Rayeu di Wilayah Kerja (Blok) A, Kabupaten Aceh Timur,
Provinsi Aceh kepada MEPM, berdasarkan Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan
Kehutanan Republik Indonesia No. 193 Tahun 2024 tentang Kelayakan Lingkungan
Hidup Kegiatan Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas Alur Rambong, Alur Siwah,
dan Julu Rayeu di Wilayah Kerja Blok A, Kabupaten Aceh Timur, Provinsi Aceh oleh
PT Medco E & P Malaka tanggal 19 Februari 2024, yang juga termasuk pemberian izin
pengoperasian limbah bahan berbahaya dan beracun (B3).
6. PT Medco Ratch Power Riau - Izin Lingkungan tanggal 16 November 2018 yang dikeluarkan oleh Lembaga
Pengelola dan Penyelenggara Online Single Submission, yang berlaku selama MRPR
menjalankan kegiatan usaha.
7. PT Bio Jatropha Indonesia - Berdasarkan Keputusan Kepala Badan Pelayanan Perijinan Terpadu dan Penanaman
Modal Kabupaten Cianjur No. 660.1/3022/ILK/BPPTPM/2016 tentang Izin Lingkungan
Kegiatan Usaha Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro (PLTMH), BJI telah mendapatkan
Izin PLTMH untuk lokasi Cibalapulang Yang Berlokasi di Sungai Kecamatan Takokak
dan Kecamatan Kadupandak Kabupaten Cianjur Jawa Barat tanggal 24 Juni 2016.
8. PT Energi Prima Elektrika - Surat Persetujuan UKL dan UPL No. 660/340/DLPHE/2004 tanggal 15 Desember
2004 yang dikeluarkan oleh Kepala Dinas Lingkungan Hidup, Pertambangan dan
Energi Pemerintah Kota Prabumulih.
9. PT Multidaya Prima Elektrindo - Izin Lingkungan berdasarkan Keputusan Kepala Badan Pengendalian Dampak
Lingkungan Daerah Kota Palembang No. 03 Tahun 2006 tentang Kesepakatan
Dokumen UKL & UPL PLTMG Sako 2 x 8,7 MW Kelurahan Sei Selincah Kecamatan
Kalidoni Palembang tanggal 8 Februari 2006 yang diterbitan oleh Kepala Bapeda Kota
Palembang.
127
Page 164
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
10. PT Medco Cahaya Geothermal - Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia Nomor
SK.1231/MENLHK/SETJEN/PLA.4/12/2022 tanggal 13 Desember 2022 tentang
Kelayakan Lingkungan Hidup Rencana Kegiatan Eksploitasi Panas Bumi dan
Pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) Blawan – Ijen di Dusun
Curah Macan, Desa Kalianyar, Kecamatan Ijen, Kabupaten Bondowoso, Provinsi Jawa
Timur oleh MCG. Keputusan Kelayakan Lingkungan Hidup ini merupakan persetujuan
lingkungan dan prasyarat dari penerbitan Perizinan Berusaha atau Persetujuan
Pemerintah. Izin ini berlaku selama MCG menjalankan kegiatan usaha.
- Keputusan Bupati Bondowoso No. 188.45/795/430.6.2/2013 tanggal 1 April 2013
tentang Izin Lingkungan Kegiatan Pengeboran Lima Sumur Eksplorasi Panas Bumi
di Kecamatan Sempol, Kabupaten Bondowoso, Provinsi Jawa Timur, MCG telah
diberikan izin lingkungan kegiatan pengeboran sumur eksplorasi pada 5 lokasi di
Kecamatan Sempol, Kabupaten Bondowoso dengan luas area sekitar 100m x 150m
untuk setiap masing-masing titik pengeboran yang akan digunakan untuk meletakkan
alat bor dan alat pendukung lainnya. Izin ini berlaku selama izin usaha MCG berlaku.
- Izin Lingkungan tanggal 11 Juni 2019 yang dikeluarkan oleh Lembaga OSS untuk
lokasi di Desa Kalianyar, Kecamatan Sempol, Kabupaten Bondowoso, Kecamatan
Sempol, Provinsi Jawa Timur dengan luas lahan 1,3030 Ha dan rencana kegiatan
berupa pengusahaan tenaga panas bumi. Jangka waktu izin lingkungan ini tidak diatur.
- Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia No. SK.8/
MENLHK/SETJEN/PLA.0/1/2023 tanggal 11 Januari 2023 tentang Persetujuan
Penggunaan Kawasan Hutan Untuk Kegiatan Pembangunan Pembangkit Listrik
Tenaga Panas Bumi atas nama MCG di Wilayah Kerja Panas Bumi Blawan Ijen
Seluas +/- 117.74 Ha pada Kawasan Hutan Produksi Tetap di Kabupaten Bondowoso,
Provinsi Jawa Timur. Izin ini berlaku sejak tanggal 11 Januari 2023 untuk jangka waktu
paling lama sampai dengan tanggal 24 Mei 2046, kecuali apabila dicabut oleh Menteri
Lingkungan Hidup dan Kehutanan.
- Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan No. SK.1333/MENLHK/
SETJEN/PLA.0/12/2023 tanggal 14 Desember 2023 tentang Persetujuan Penggunaan
Kawasan Hutan Untuk Kegiatan Pembangunan Jaringan Transmisi 150 KV atas nama
MCG di Wilayah Kerja Panas Bumi Blawan – Ijen seluas +- 72,85 Ha pada Kawasan
Hutan Lindung dan Kawasan Hutan Produksi Tetap di Kabupaten Bondowosan dan
Kabupaten Banyuwangi, Provinsi Jawa Timur. Keputusan ini berlaku sampai dengan
24 Mei 2026.
- Izin Pengusahaan Sumber Daya Air No. 70/05.06/01/XII/2024 tanggal 27 Desember
2024 yang dikeluarkan oleh Pemerintah Provinsi Jawa Timur Dinas Penanaman Modal
dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu. Izin Pengusahaan Sumber Daya Air ini berlaku
sampai dengan 26 Desember 2027.
11. PT Dalle Energy Batam - Izin Lingkungan berdasarkan Keputusan Walikota Batam Nomor 01-P.A/KOMDAL/BTM/
II/2011 tentang Kelayakan Lingkungan Kegiatan Pengembangan dan Pembangunan
Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Kapasitas 107,5 MW di Kelurahan
Tembesi Kecamatan Sagulung Kota Batam Provinsi Kepulauan Riau tanggal
11 Februari 2011 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Pengendalian Dampak
Lingkungan Kota Batam a.n. Walikota Batam, kegiatan pengembangan dan
pembangunan PLTGU Kapasitas 107,5 MW oleh DEB di Kelurahan Tembesi
Kecamatan Sagulung Kota Batam Provinsi Kepulauan Riau adalah layak ditinjau dari
aspek lingkungan hidup.
- Rekomendasi UKL-UPL No. 26/BAPEDAL/REKOM/UKL-UPL/V/2009 tanggal
20 Mei 2009 yang dikeluarkan oleh Kepala Badan Pengendalian Dampak Lingkungan
(“Bapedal”) Kota Batam. Berdasarkan Rekomendasi UKL-UPL, pejabat penerbit
Rekomendasi UKL-UPL menyetujui dokumen UKL-UPL DEB dengan kegiatan
Pengembangan Pusat Listrik Tenaga Gas (PLTG) Kapasitas 2 x 32,75 Mega Watt dan
1 x 22 Mega Watt.
- Izin Penyimpanan Sementara Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3)
berdasarkan Keputusan Kepala Badan Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu
Satu Pintu Kota Batam No. KPTS.048/IPSLB3/BPMPTSP-BTM/VI/2016 tentang Izin
Penyimpanan Sementara Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) Kepada DEB
di Jalan Lintas Gas Negara – Trans Barelang KM 3.5 Panaran Kelurahan Tembesi
Kecamatan Sagulung – Kota Batam tanggal 14 Juni 2016 yang diterbitkan oleh
Kepala Badan Penanaman Modal dan Pelayanan Terpadu Satu Pintu Kota Batam a.n.
Walikota Batam.
128
Page 165
No. Perusahaan Anak Izin Operasional
12. PT Medcosolar Bali Timur - Keputusan Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia
No. SK.10326/MENLHK-PKTL/PDLUK/PLA.4/9/2023 tanggal 19 September 2023
tentang Persetujuan Pernyataan Kesanggupan Pengelolaan Lingkungan Hidup
Kegiatan Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) Bali Timur (Proyek Solar PV
1x25 MWp) dan Transmisi Tenaga Listrik 150 Kv Seluas ± 39,5 Ha di Desa Tianyar,
Kecamatan Kubu, Kabupaten Karangasem, Provinsi Bali oleh PT Medcosolar Bali
Timur.
13. PT Mitra Energi Batam - Rekomendasi UKL-UPL No. 73/BAPEDAL/REKOM/UKL-UPL/VIII/2021 tanggal
2 Agustus 2021 yang diterbitkan oleh Kepala Badan Pengendalian Dampak Lingkungan
Kota Batam.
- Persetujuan Teknis Pemenuhan Baku Mutu Air Limbah berdasarkan Surat Kementerian
Lingkungan Hidup dan Kehutanan No. S.2167/PPKL/PPA/PKL.2.12/13/11/2024
tanggal 19 November 2024 perihal Persetujuan Teknis Pemenuhan Baku Mutu Air
Limbah untuk Aplikasi ke Tanah sebagai Penyiraman.
6.13. Perjanjian-perjanjian Penting dengan Pihak Ketiga
1. Perjanjian Pasokan Gas
Perusahaan / Pihak
Tanggal Perjanjian Komitmen Periode Kontrak
Lain
PT Medco E & P
Indonesia
MEPI sebagai Penjual Perjanjian Jual Beli Gas di Jumlah Penyerahan Harian Sampai dengan 31 Desember 2027
dan PT Mitra Energi Kabupaten Muara Enim, adalah sebesar 4,0 BBTUD atau sampai seluruh jumlah kontrak
Buana sebagai Sumatera Selatan tanggal untuk periode sepanjang 2019 terpenuhi.
Pembeli 24 Juli 2006, sebagaimana dan akan meningkat menjadi 5
terakhir diubah dengan BBTUD sepanjang 2020, dan
Amandemen Kelima tanggal kemudian menurun menjadi 3,5
11 Juli 2024. – 3,65 BBTUD sepanjang 2021-
2022 dan meningkat menjadi
4,0 BBUTD sepanjang 2023
sampai dengan 2024.
Total Jumlah Kontrak adalah
sebesar 30.119 BBTU.
MEPI dan MEP Perjanjian Jual Beli Gas MEPI dan MEP Lematang Sampai dengan 31 Desember 2027
Lematang sebagai untuk PLTG Gunung bersedia untuk menjual dan atau sampai dengan terpenuhinya
Penjual serta Megang, Kabupaten Muara menyerahkan gas dari Wilayah Total Jumlah Kontrak, mana yang
PT Metaepsi Pejebe Enim, Sumatera Selatan Kerja South Sumatera dan lebih dahulu terjadi.
Power Generation No. 618/MGT/MEDC/X/2014 Wilayah Kerja Lematang di titik
(MEPPO-GEN) tertanggal 17 Oktober 2014, penyerahan yang berlokasi
sebagai Pembeli sebagaimana terakhir kali di PLTG Gunung Megang,
diubah dengan Amandemen Kabupaten Muara Enim,
dan Pernyataan Kembali Sumatera Selatan, dengan Total
atas Perjanjian Jual Beli Gas Jumlah Kontrak dari Wilayah
tanggal 17 Oktober 2019. Kerja South Sumatera dan
Wilayah Kerja Lematang adalah
sebesar 48.051.300 BBTU.
MEPI dan MEPT Perjanjian Jual Beli Gas Berdasarkan perjanjian ini, MEPI Perjanjian ini berlaku efektif sejak
sebagai Penjual, serta Bumi No. 010/COM/MEDC/ dan MEPT merupakan Penjual 1 Januari 2022 sampai dengan
PT PLN (Persero) XI/22 (Nomor Penjual) dan dan PLN merupakan Pembeli. tanggal 31 Desember 2025 atau
(“PLN”) sebagai No. 0038.PS/EPI.01.02/ Penjual akan melakukan sampai terpenuhinya jumlah kontrak
Pembeli F01010600/2022 tanggal dengan prinsip usaha penyerahan gas, mana yang lebih
25 November 2022. sewajarnya untuk menyerahkan dahulu dicapai.
gas sesuai dengan Jumlah
Penyerahan Harian (JPH) yang
untuk periode 1 April 2023 s.d.
31 Desember 2025 adalah
sebesar 3 BBTUD dan Jumlah
Penyerahan Maksimum Harian
(JPMH) maksimum sebesar
115% x JPH.
129
Page 166
Perusahaan / Pihak
Tanggal Perjanjian Komitmen Periode Kontrak
Lain
MEPI sebagai Penjual Perjanjian Jual Beli Gas Memasok gas sejumlah 1,35 31 Desember 2027 berdasarkan
dan Perusahaan untuk Kebutuhan Kelistrikan BBTUD dengan total jumlah keekonomian wilayah kerja dari
Daerah Mura Energi di Kabupaten Musi Rawas, kontrak penyerahan gas Tanggal Efektif atau sampai total
sebagai Pembeli Sumatera Selatan tanggal sebesar 6.039 BBTU. jumlah kontrak terpenuhi, mana yang
4 Agustus 2009, sebagaimana terjadi terlebih dahulu.
terakhir diubah dengan
Amandemen Keempat tanggal
25 Maret 2022.
MEPI sebagai Penjual Perjanjian Jual Beli Gas Memasok gas untuk jaringan Perjanjian mulai berlaku efektif
dan PT Pertamina Bumi antara MEPI dan distribusi gas bumi untuk sejak tanggal dimulai penyaluran
(Persero) sebagai PT Pertamina (Persero) rumah tangga di Kabupaten Gas atau mulai dari 8 Maret 2018
Pembeli untuk Jaringan Distribusi Gas Muara Enim dengan Jumlah sampai dengan 20 Juli 2027 atau
Bumi Untuk Rumah Tangga Penyerahan Harian (JPH) sampai dengan berakhirnya produksi
Di Kabupaten Muara Enim, adalah sebesar 0,25 MMSCFD, gas bumi dari wilayah kerja Penjual,
Sumatera Selatan No. 987/ sejak Tanggal Dimulai yang mana yang lebih dulu terjadi.
MGT/MEDC/XI/2019 tanggal akan jatuh pada 31 Januari
15 November 2019. 2018 sampai dengan 20 Juli
2027.
Total Jumlah Kontrak (TJK)
adalah sebesar 855,25 MMSCF.
MEPI sebagai Penjual Kesepakatan Bersama atas Total Jumlah Kontrak adalah Perjanjian ini berlaku sejak tanggal
dan MEP Rimau Perjanjian Jual Beli Gas Bumi sebesar 9,015 BBTU. 18 Januari 2016 sampai dengan (i)
sebagai Pembeli untuk Lifting Minyak Blok terpenuhinya total jumlah kontrak;
Rimau tanggal 31 Agustus atau (ii) 31 Desember 2027, mana
2020. yang lebih dahulu terjadi.
MEPI sebagai Penjual Perjanjian Jual Beli Gas Penjual akan menjual dan Perjanjian ini berlaku efektif sejak 20
dan PT Pupuk Bumi untuk Kebutuhan menyalurkan gas kepada September 2023 sampai berakhirnya
Sriwidjaja Palembang Pabrik Pupuk No: (i) 005/ Pembeli untuk memenuhi PSC South Sumatera pada tanggal
sebagai Pembeli COM/MEDC/XII/2021; dan kebutuhan pabrik di Palembang, 27 November 2033 atau habisnya
(ii) 598/SP/DIR/2021 tanggal Sumatera Selatan. Total Jumlah Kontrak, mana yang
1 Desember 2022. lebih dulu terjadi.
Total Jumlah Kontrak adalah
45,225 BBTU.
MEPI dan MEP Perjanjian Jual Beli Gas Penjual akan menjual dan Perjanjian ini berlaku efektif sejak
Lematang sebagai Bumi untuk Kebutuhan menyalurkan gas kepada
20 September 2023 sampai:
Penjual dan PT Pupuk Pabrik Pupuk No: (i) 007/ Pembeli untuk memenuhi
(a) untuk MEPI, (i) berakhirnya
Sriwidjaja Palembang COM/MEDC/IX/2023; dan kebutuhan pabrik di Palembang,
PSC South Sumatera pada tanggal
sebagai Pembeli (ii) 492A/SP/DIR/2023 tanggal Sumatera Selatan. 27 November 2033; atau (ii) habisnya
20 September 2023. Total Jumlah Kontrak untuk MEPI,
Total Jumlah Kontrak adalah mana yang lebih dulu terjadi; dan
31,150 BBTU untuk MEPI dan (b) untuk MEP Lematang, (i)
10,679 untuk MEP Lematang. berakhirnya PSC Lematang pada
tanggal 5 April 2027; atau (ii)
habisnya Total Jumlah Kontrak untuk
MEP Lematang, mana yang lebih
dulu terjadi.
PT Medco E & P Lematang
MEP Lematang dan Perjanjian Jual Beli Gas antara Memasok gas sebanyak 20 Sampai dengan tanggal 31 Januari
MEPI sebagai Penjual MEP-Lematang dan MEPI BBTUD sejak 6 April 2017, 2027 atau sampai terpenuhinya
serta PLN sebagai dengan PT PLN (Persero) dengan total jumlah kontrak jumlah kontrak penyerahan gas,
Pembeli untuk Pemenuhan Kebutuhan 19.327,2 BBTU dari Kontrak mana yang lebih dahulu dicapai.
Listrik PT PLN (Persero) di Bagi Hasil Lematang dan
Sumatera Selatan, No. 808/ 50.932,80 BBTU dari Kontrak
MGT/MEDC/IX/2017 tanggal Bagi Hasil Sumatera Selatan.
19 September 2017.
PT Medco E & P Tarakan
MEPT sebagai Penjual Perjanjian Jual Beli Gas MEPT akan menjual dan Sejak 14 Januari 2022 sampai
dan PGN sebagai antara MEPT dan PGN untuk menyalurkan gas kepada dengan berakhirnya produksi gas
Pembeli Kebutuhan Gas Rumah PGN di titik penyerahan untuk dari wilayah kerja Tarakan atau
Tangga dan Pelanggan Kecil memenuhi kebutuhan jaringan berakhirnya PSC Tarakan, mana
di Kota Tarakan No. (i) A-005/ distribusi gas rumah tangga dan yang terjadi terlebih dahulu.
COM/INA/MEDC/2024 dan (ii) pelanggan kecil di Kota Tarakan
028400.PK/HK.02/SBD/2024 sebanyak 982,20 MMSCF.
tanggal 21 Juni 2024.
130
Page 167
Perusahaan / Pihak
Tanggal Perjanjian Komitmen Periode Kontrak
Lain
PT Medco E & P Malaka
MEPM sebagai Perjanjian Jual Beli MEPM setuju untuk Perjanjian ini dimulai pada saat
Penjual dan Gas antara MEPM dan menggunakan usaha yang wajar Tanggal Penandatanganan dan
PT Pertagas Niaga PT Pertamina (Persero) untuk menjual dan menyerahkan berakhir pada saat dimana keadaan
sebagai Pembeli tertanggal 27 Januari 2015 kepada PT Pertagas Niaga, dan sebagai berikut terjadi:
sebagaimana diubah dengan PT Pertagas Niaga setuju untuk • Seluruh jumlah Gas yang
(i) Amandemen Pertama membeli dari Penjual, menerima diperjanjikan berdasarkan
Terhadap Perjanjian Jual Beli dan membayar untuk, atau Perjanjian ini telah diserahkan
Gas tanggal 7 September membayar apabila tidak sepenuhnya; atau
2020 antara MEPM (Penjual), diambil, Gas, dalam jumlah • PT Pertagas Niaga bertindak
PT Pertamina (Persero) kuantitas dan pada harga yang sebagai Reasonable and Prudent
(Pembeli) dan PT Pertagas sesuai dengan syarat-syarat Operator, mempertimbangkan
Niaga (Penerima Novasi) dan ketentuan-ketentuan yang bahwa penyerahan Gas dari
dan (ii) Amandemen Kedua termuat dalam perjanjian ini. Sumber Pasokan Gas yang
Terhadap Perjanjian Jual Beli Berdasarkan perjanjian ini, diperuntukkan untuk Pembeli
Gas tanggal 2 Oktober 2020. MEPM setuju untuk memasok tidak lagi mempunyai nilai
gas kepada PT Pertagas Niaga ekonomis berdasarkan Perjanjian
sejumlah 54 BBTUD dengan ini; atau
total volume 198.000 BBTU. • Tidak berlakunya PSC Blok-A;
atau
• Periode 13 tahun sejak Tanggal
Penyerahan Gas Pertama ini
telah berlalu
Mana yang lebih dahulu terjadi.
PT Medco E & P
Tomori
MEP Tomori, PT PHE 22 Januari 2009 diubah Memasok gas sejumlah 277,8 15 tahun (dimulai pada tanggal
Tomori Sulawesi terakhir dengan Amandemen BBTUD dengan harga yang operasi komersial kilang LNG) atau
(Pertamina) sebagai Kedua atas Perjanjian Jual ditentukan berdasarkan rumus total jumlah kontrak terpenuhi, atau
Penjual serta Beli Gas tanggal 19 Agustus dan dinyatakan dalam USD/ berakhirnya Kontrak Bagi Hasil
PT Donggi Senoro 2021. MMBTU dan dengan mengacu Senoro-Toili.
LNG sebagai Pembeli kepada nilai Japan Crude
Cocktail (JCC).
MEP Tomori, PT PHE 13 Maret 2014, sebagaimana Memasok gas bumi untuk Saat total jumlah kontrak dalam
Tomori Sulawesi terakhir diubah tanggal kebutuhan pabrik amoniak perjanjian telah terpenuhi atau
(Pertamina) dan 11 Januari 2018 sejumlah 248.200 MSCF sampai dengan berakhirnya
Tomori E & P Limited dengan Jumlah Kontrak Harian Kontrak Bagi Hasil Senoro-Toili
(TEL) sebagai Penjual sebesar 55 MMSCFD. (4 Desember 2027), mana yang
serta sebagai Penjual terjadi terlebih dahulu.
serta PT Panca
Amara Utama sebagai
Pembeli
MEP Tomori, 6 Februari 2018 Memasok listrik bagi PLN yang Sampai dengan terpenuhinya TJK
PT Pertamina Hulu akan digunakan oleh Pembeli atau sampai dengan berakhirnya
Energi Tomori untuk memenuhi kebutuhan hak pengelolaan Wilayah Kerja yaitu
Sulawesi (PHE listrik di Provinsi Sulawesi pada tanggal 4 Desember 2027,
Tomori) dan Tomori Tengah Jumlah Penyerahan mana yang lebih dahulu.
E & P Limited (TEL) Harian (“JPH”) sebesar 5
sebagai Penjual serta BBTUD.
sebagai Penjual serta
PT PLN (Persero) Total Jumlah Kontrak (“TJK”)
sebagai Pembeli adalah sebesar 15,63 TBTU/
MEP Tomori, MEP Perjanjian Jual Beli Gas Bumi Penjual akan menjual dan Sejak 20 Desember 2019 sampai
Tomori Wulawesi, dan Melalui Jaringan Distribusi menyalurkan gas kepada dengan 3 Desember 2027.
Tomori E & P Limited Gas Bumi untuk Rumah Pembeli untuk memenuhi
sebagai Penjual dan Tangga yang Dibangun kebutuhan jaringan distribusi
PGN sebagai Pembeli oleh Pemerintah di Wilayah gas untuk rumah tangga di
Kabupaten Banggai, Provinsi Kabupaten Banggai dengan
Sulawesi Tengah tanggal 22 total jumlah kontrak sebesar
September 2023 581.00 MMSCF.
131
Page 168
Perusahaan / Pihak
Tanggal Perjanjian Komitmen Periode Kontrak
Lain
PT Medco E & P Simenggaris
MEP Simenggaris dan Perjanjian Jual Beli Gas Dari Komitmen untuk memasok gas Perjanjian ini berlaku efektif 10 tahun
PT Pertamina Hulu Lapangan South Sembakung sebanyak 0,1 BBTUD dengan sejak tanggal dimulai atau sampai
Energi Simenggaris Wilayah Kerja Simenggaris nilai kontrak 181,900 BBTU. terpenuhinya total jumlah kontrak
sebagai Penjual serta – Kalimantan Utara dan/atau pengambilan seluruh sisa
PLN sebagai Pembeli. No. 181/MGT/MEDC/II/2018 gas make up oleh Pembeli telah
tanggal 6 Februari 2018 selesai dilaksanakan dan/atau
sebagaimana diubah dengan perjanjian ini diakhiri lebih awal,
Amandemen atas Perjanjian mana yang terjadi lebih dahulu.
Jual Beli Gas No. (i) SP-
001/PHESG0/2022-S0004/
COM/MEDC/VI/22; dan
(ii) 0016.Amd/EPI.01.02/
C14000000/2022 tanggal
30 Juni 2022.
MEP Simenggaris dan Perjanjian Jual Beli Gas Penjual akan melakukan usaha Perjanjian ini berlaku sejak 20 Mei
PT Pertamina Hulu Wilayah Kerja Simenggaris No. sewajarnya untuk menyediakan, 2020 dan akan terus berlaku sampai
Energi Simenggaris 001/PHESG0/2020-S0 dan menjual dan menyerahkan gas terpenuhinya Total Jumlah Kontrak
sebagai Penjual, No. 426/MGT/MEDC/V/2020 kepada Pembeli dan Pembeli atau sampai dengan berakhirnya
serta PT Kayan LNG (Nomor Penjual) dan akan membeli, menerima hak pengelolaan wilayah kerja, yaitu
Nusantara sebagai No. 035/K-LNG/TRK/V/2020 dan membayar gas yang 23 Februari 2028, mana yang terjadi
Pembeli (Nomor Pembeli), antara (I) diserahkan Penjual tersebut lebih dahulu atau jika perjanjian ono
PT Pertamina Hulu Energi dan di titik penyerahan yang akan diakhiri lebih awal oleh para pihak
MEP Simenggaris (sebagai digunakan oleh Pmebeli untuk berdasarkan ketentuan pengakhiran
Penjual) dan PT Kayan LNG memenuhi kebutuhan LNG dalam perjanjian ini.
Nusantara (sebagai Pembeli) domestik dan/atau ekspor
tanggal 20 Mei 2020. sesuai dengan ketentuan
dalam perjanjian ini dan surat
penetapan alokasi gas bumi
dari pemerintah. Penyediaan
gas dalam perjanjian ini berasal
dari wilayah kerja Simenggaris-
Kalimantan Utara. Harga gas
per MMBTU yang diserahkan
Penjual dan diterima Pembeli di
titik penyerahan selama jangka
waktu perjanjian ini adalah
USD4,41/MMBTU.
MEPI dan Perjanjian Jual Beli Gas MEP Simenggaris dan Perjanjian ini berlaku efektif sejak
PT Pertamina Hulu Dari Lapangan South PT Pertamina Hulu Energi ditandatangani oleh Para Pihak
Energi Simenggaris Sembakung Blok Simenggaris Simenggaris akan menyerahkan dengan jangka waktu penyaluran
sebagai Penjual, antara PT Pertamina Hulu Gas dengan rincian Jumlah Gas adalah 10 tahun sejak Tanggal
serta PLN sebagai Energi Simenggaris dan Penyerahan Harian, Jumlah Dimulai atau sejak terpenuhinya Total
Pembeli MEP Simenggaris, dengan Penyerahan Maksimum Harian, Jumlah Kontrak (536 BBTU) dan/
PT PLN (Persero) Jumlah Pembelian Minum atau pengambilan seluruh sisa gas
No. OPCOM/PHESGO/2012- Bulanan dan Jumlah Kontrak make up oleh Pembeli telah selesai
SO tertanggal 17 Oktober Bulanan dilaksanakan dan/atau Perjanjian
2014 sebagaimana terakhir seperti diatur dalam Perjanjian ini diakhiri lebih awal, mana yang
diubah dengan Amandemen ini, dan spesfikasi Gas terlebih dahulu.
atas Perjanjian Jual Beli Gas sebagaimana uang disepakati
No. SP-001/PHESG0/2022 dalam Perjanjian ini di Titik
dan No. 004/COM/MEDC/ Penyerahan, secara terus
VI/22 (Nmor Penjual) dan menerus selama jangka waktu
No. 0016.Amd/EPI.01.02/ Perjanjian, dan tidak akan
C14000000/2022 tanggal dihentikan, kecuali karena hal –
30Juni 2022 hal yang telah ditentukan dalam
perjanjian.
Medco E & P Natuna Ltd.
PT Pertamina 28 Maret 2001, terakhir diubah Komitmen untuk memasok gas 20 tahun atau yang mana yang
(Persero) pada tanggal 8 Mei 2012 kepada PT Pertamina (Persero) terjadi lebih dahulu sesuai perjanjian.
untuk Petroliam Nasional
Berhad (Petronas) dengan total
kontrak sebanyak 1.648 TBTU.
132
Page 169
Perusahaan / Pihak
Tanggal Perjanjian Komitmen Periode Kontrak
Lain
PT Pertamina 15 Januari 1999 Komitmen untuk memasok gas 27 tahun sejak tanggal dimulai atau
(Persero) kepada PT Pertamina (Persero) sampai terpenuhinya jumlah kontrak,
untuk SembCorp Gas Pte Ltd mana yang lebih dahulu terjadi.
dengan total kontrak sebanyak
2.625 TBTU.
Medco Energi Sampang Pty Ltd
PT Indonesia Power 29 Juli 2022 Komitmen untuk memasok gas Hingga 31 Desember 2031.
(“IP”) dari Lapangan Oyong, Wortel
dan Paus Biru dengan Jumlah
Kontrak Keseluruhan 138.6
TBTU.
Ophir Indonesia (Madura Offshore) Pty Ltd
PGN 31 Mei 2005, diubah terakhir Komitmen untuk memasok Hingga 31 Desember 2023 atau
melalui Kesepakatan Bersama seluruh gas dari Lapangan hingga total kumulatif penyaluran
tanggal 23 Juli 2019 Maleo hingga jumlah kumulatif penjualan gas dari dan sejak 14 Juli
penyaluran penjualan gas 2019 mencapai 17,9 TBTU, mana
mencapai 17,9 TBTU. yang tercapai terlebih dahulu.
PLN 15 Mei 2013, diubah terakhir Komitmen untuk memasok Hingga 31 Desember 2021 atau
melaui Kesepakatan Bersama seluruh gas dari Lapangan sampai perkiraaan JMKK 58,0 TBTU,
tanggal 6 Desember 2019 Peluang sampai perkiraan mana yang tercapai terlebih dahulu.
Jumlah Maksimum Kontrak
Keseluruhan (“JMKK”) 58,0 Sampai dengan tanggal
TBTU. diterbitkannya Prospektus ini, JMKK
58.0 belum tercapai.
PGN 19 Februari 2019 Komitmen untuk memasok gas Hingga 31 Agustus 2023 atau sampai
dari Lapangan Meliwis sampai perkiraaan JMKK 22,8 TBTU, mana
perkiraan Jumlah Maksimum yang tercapai terlebih dahulu.
Kontrak Keseluruhan (“JMKK”)
22,8 TBTU.
Ophir Indonesia Bangkanai Limited
PLN 28 Juni 2011 Komitmen untuk memasok gas Hingga Kontrak PSC berakhir,
dari Lapangan Karendan sampai 30 Desember 2033 atau sampai
perkiraan Jumlah Maksimum perkiraan JMKK 130 TBTU, mana
Kontrak Keseluruhan (“JMKK”) yang tercapai terlebih dahulu.
130 TBTU.
2. Perjanjian Pengangkutan Gas
MEP Lematang
Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa antara MEP Lematang dan MEGS (Pengangkutan
Gas Bumi Lapangan Singa di Blok Lematang ke Gunung Megang Station) No. 833/MEGS/
IX/2017 tertanggal 19 September 2017 sebagaimana diubah dengan Amandemen Perjanjian
Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa antara MEGS dan MEP Lematang Untuk Pengangkutan
Gas Bumi Dari Lapangan Singa di Blok Lematang ke Gunung Megang Station No. 837/MGT/
MEDC/VIII/2021 tertanggal 24 Agustus 2021
Pada tanggal 19 September 2017, MEGS melakukan perjanjian tripartit dengan PLN dan MEP Lematang
terkait pemanfaatan jalur transmisi pipa atas pengangkutan gas bumi dari Lapangan Singa di Blok
Lematang ke Gunung Magang Station dengan jasa transportasi gas hingga telah terpenuhinya total
pengangkutan gas dalam perjanjian. Dalam perjanjian, MEGS sebagai pihak yang mengoperasikan
pipa dan melakukan transportasi gas bumi. Jangka waktu perjanjian adalah sampai dengan 31 Januari
2027 atau telah terpenuhinya Total Pengangkutan Gas sebagaimana dirinci dalam perjanjian.
133
Page 170
Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa antara PT Pertamina Gas dan MEP Lematang
(Pengangkutan Gas Bumi dari Lematang ke Pusat Listrik Indralaya, Borang & Keramasan)
No. 719/MGT/MEDC/XII/2014 tanggal 1 Desember 2014 sebagaimana diubah berdasarkan
(i) Amandemen Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa antara PT Pertamina Gas dengan
MEP Lematang (Pengangkutan Gas Bumi Dari Lematang ke Pusat Listrik Indralaya, Borang &
Keramasan) No. 1108A/MGT/MEDC/XII/2017 tertanggal 19 Desember 2017, (ii) Amendemen-II
Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa antara PT Pertamina Gas dengan MEP Lematang
(Pengangkutan Gas Bumi Dari Lematang ke Pusat Listrik Indralaya, Borang & Keramasan) No. 1442/
MGT/MEDC/XI/2018 tertanggal 21 Desember 2018, (iii) Amandemen-III Perjanjian Pengangkutan
Gas Bumi Melalui Pipa antara PT Pertamina Gas dengan MEP Lematang (Pengangkutan Gas
Bumi Dari Lematang ke Pusat Listrik Indralaya, Borang & Keramasan) No. 93/MGT/MED/XI/2019
tanggal 4 November 2019, dan (iv) Amandemen-IV Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui
Pipa antara PT Pertamina Gas dengan MEP Lematang (Pengangkutan Gas Bumi Dari Lematang
ke Pusat Listrik Indralaya, Borang & Keramasan) No. 991/MGT/MEDC/X/2020 tanggal 27 Oktober
2020
Pada tanggal 1 Desember 2014, MEP Lematang melakukan perjanjian dengan PT Pertamina Gas
terkait pengangkutan gas bumi dan penyediaan kapasitas pipa sehubungan dengan Perjanjian Jual
Beli Gas antara MEP Lematang dan PLN No. GMk-PJBG/001/III/2007 dan 053-1.Pj/041/DIR/2007
tanggal 21 Maret 2007, sebagaimana diubah dari waktu-ke waktu. Dalam perjanjian ini, MEP Lematang
sebagai shipper dan PT Pertamina Gas sebagai transporter yang memberikan jasa pengangkutan gas
bumi. Jangka waktu perjanjian adalah sampai dengan 31 Desember 2027 atau telah terpenuhinya total
Reserved Capacity sebagaimana dirinci dalam perjanjian.
3. Perjanjian Lain-Lain
Operation and Maintenance Agreement for Tanjung Jati B Coal Fired Power Plant (2 x 660 MW)
No. 009.PJ/613/UBP.TJB/2005 tanggal 9 Juni 2005 sebagaimana telah diubah dengan Amendment
Agreement No. 1 of the Operation and Maintenance Agreement for PLTU Tanjung Jati-B, antara
Perseroan, PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dan PT Medco Power Indonesia
Pada tanggal 9 Juni 2005, Berdasarkan Finance Lease Agreement tanggal 23 Mei 2003 antara
PT Central Java Power (“CJP”) dan PLN (“FLA”), PLN menyewa dari CJP, coal-fired power plant Tanjung
Jati-B 2 x 660 MW (“Pabrik”). Lebih lanjut berdasarkan FLA, PLN bertanggung jawab atas operasional
dan pemeliharaan Pabrik dan menyediakan bahan bakar untuk menggerakan, mentransmisikan,
mendistribusikan dan menjual energi listrik kepada konsumen publik di Indonesia. Dalam hal ini, PLN
bermaksud untuk menunjuk Perseroan untuk mengoperasikan dan melakukan pemeliharaan pabrik
sesuai dengan ketentuan dalam perjanjian. Nilai perjanjian adalah sebesar Rp2.854.780.500.000
dan berlaku selama 20 tahun sejak 9 Juni 2005. Sampai dengan tanggal diterbitkannya prospektus,
perjanjian ini masih berlaku.
6.14. Transaksi Pinjaman dengan Pihak Ketiga
Perseroan
1. Fasilitas Pinjaman Jangka Pendek Dengan Bank Mandiri
Pada tanggal 8 Maret 2018 sebagaimana telah diubah beberapa kali dan terakhir pada tanggal
13 Maret 2025, Perseroan telah menandatangani perjanjian kredit jangka pendek dengan Bank
Mandiri dengan nilai pokok pinjaman tidak lebih dari USD50.000.000 (“Fasilitas KJP”). Fasilitas
KJP tidak dijamin dengan jaminan khusus dan berlaku sampai dengan 12 Maret 2026.
Tidak terdapat jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024.
134
Page 171
2. Fasilitas Non-Cash Loan Dengan Bank Mandiri
Pada tanggal 5 April 2007 sebagaimana telah diubah beberapa kali dan terakhir pada tanggal
13 Maret 2025, Perseroan telah menandatangani perjanjian pemberian fasilitas non-cash loan
dengan Bank Mandiri dengan nilai pokok pinjaman tidak lebih dari USD100.000.000 (“Fasilitas
Non-Cash Loan”). Fasilitas Non-Cash Loan dapat digunakan untuk keperluan penerbitan Bank
Garansi (Bid, uang muka, pelaksanaan, pemeliharaan, custom), pembukaan Standby Letter of
Credit, Letter of Credit Import dan Surat Keterangan Berdokumen Dalam Negeri sight dan usance
oleh grup Perseroan yaitu PT Medco E & P Indonesia, PT Exspan Petrogas Intranusa, PT Medco
LNG Indonesia, PT Mitra Energi Gas Sumatra, PT Satria Raksa Buminusa, PT Medco E & P
Tarakan, PT Medco E & P Malaka, PT Medco E & P Lematang, PT Medco E & P Rimau, Medco E
& P Natuna Ltd., Medco Singapore Operation Pte Ltd, Ophir Indonesia (Madura Offshore) Pty Ltd,
Medco Energi Sampang Pty Ltd, Medco Energi Bangkanai Ltd, PT Medco E & P Tomori Sulawesi,
PT Medco Energi Linggau, PT Medco E & P Simenggaris, PT Medco Energi Natuna Timur, Medco
Energi Madura Offshore Pty Ltd, Medco E & P Grissik Ltd, Medco Energi Global Pte.Ltd., PT Medco
Energi Beluga, PT Medco Energi Amanah, dan PT Mitra Energi Pelayaran. Fasilitas Non-Cash
Loan tidak dijamin dengan jaminan khusus dan akan berlaku sampai dengan tanggal 12 Maret
2026.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD38,35 juta.
3. Fasilitas Perbankan Umum Dengan Standard Chartered Bank, Cabang Indonesia
Pada tanggal 4 Juni 2018 sebagaimana telah diubah beberapa kali, terakhir pada 4 Agustus
2023, Perseroan telah menandatangani perjanjian fasilitas perbankan umum uncommitted
dengan Standard Chartered Bank, Cabang Indonesia dengan total pagu fasilitas tidak lebih dari
USD125.000.000 (“Fasilitas Perbankan Umum”), yang terdiri dari (i) obligasi dan jaminan; (ii) L/C
impor – dijamin; (iii) L/C impor - tidak dijamin; (iv) jaminan/surat kredit berdokumen siaga komersial
1; (v) jaminan/surat kredit berdokumen siaga keuangan 1; (vi) jaminan/surat kredit berdokumen
siaga komersial 2; (vii) jaminan/ surat kredit berdokumen siaga keuangan 2; dan (viii) pinjaman
jangka pendek. Fasilitas Perbankan Umum ini tidak dijamin dengan jaminan khusus dan tersedia
sampai dengan 30 Juni 2024. Pada saat berakhirnya periode fasilitas maka periode fasilitas
akan diperpanjang secara otomatis untuk basis periode setiap 12 bulan, kecuali ditentukan lain
oleh Standard Chartered Bank, Cabang Indonesia dari waktu ke waktu. Sampai dengan tanggal
Prospektus ini diterbitkan, perjanjian ini masih berlaku.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD56,82 juta.
4. Fasilitas Perbankan Korporasi Dengan PT Bank HSBC Indonesia
Pada tanggal 6 Agustus 2018 sebagaimana telah diubah beberapa kali, terakhir pada 17 November
2023, Perseroan telah menandatangani perjanjian pemberian fasilitas perbankan korporasi
dengan PT Bank HSBC Indonesia (“Fasilitas Perbankan Korporasi”), yang terdiri dari (i) limit
gabungan tidak lebih dari USD60.000.000 dengan sub-limit berupa pinjaman berulang sebesar
USD35.000.000 dan bank garansi sebesar USD60.000.000 dan (ii) fasilitas treasury tidak lebih dari
USD5.000.000. Fasilitas Perbankan Korporasi ini tidak dijamin dengan jaminan khusus. Jangka
waktu dari setiap pinjaman untuk fasilitas pinjaman berulang adalah maksimal 90 hari terhitung sejak
tanggal pencairan. Jangka waktu Fasilitas Perbankan Korporasi adalah 1 tahun sejak 17 November
2023 dan akan terus berlaku setelahnya kecuali perjanjian dibatalkan/dihentikan oleh HSBC secara
tertulis (sesuai ketentuan perjanjian) atau dalam keadaan lain, diubah dengan kesepakatan tertulis
antara Perseroan dan HSBC. Sampai dengan tanggal Prospektus ini diterbitkan, perjanjian ini
masih berlaku.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD0,07 juta.
135
Page 172
5. Perjanjian Kredit Dengan PT Bank QNB Indonesia Tbk
Pada tanggal 4 Januari 2023, sebagaimana telah diubah terakhir kali pada 5 Maret 2025,
Perseroan telah menandatangani perjanjian kredit dengan PT Bank QNB Indonesia Tbk (“Bank
QNB”) dengan penyediaan fasilitas Omnibus Revolving Credit Facility sublimit Bank Garansi dan/
atau Standby Letter of Credit dengan limit yang dapat digunakan secara bersama-sama sebesar
USD18.000.000. Fasilitas Ini tidak dijamin dengan jaminan khusus dan berlaku sampai dengan
tanggal 4 Januari 2026.
Tidak terdapat jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024.
6. Perjanjian Kredit Dengan PT Bank Maybank Indonesia Tbk
Pada tanggal 31 Agustus 2023, sebagaimana telah diubah terakhir kali pada tanggal 25 Maret
2025, Perseroan telah menandatangani perjanjian kredit dengan PT Bank Maybank Indonesia
Tbk (“Maybank”) dengan penyediaan fasilitas pinjaman promes berulang sampai jumlah setinggi-
tingginya sebesar USD30.000.000 dengan fasilitas sublimit Bank Garansi dan/atau Standby Letter
of Credit. Fasilitas ini tidak dijamin dengan jaminan khusus dan berlaku sampai dengan tanggal
16 Maret 2026.
Tidak terdapat jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024.
7. Fasilitas Term Loan III Dengan Bank Mandiri
Pada tanggal 3 April 2024, Perseroan telah menandatangani perjanjian fasilitas term loan III non
revolving dengan Bank Mandiri dengan nilai pokok pinjaman tidak lebih dari Rp3.500.000.000.000
(“Fasilitas Term Loan III”). Fasilitas Term Loan III tidak dijamin dengan jaminan khusus dan akan
jatuh tempo pada tanggal 23 Maret 2029.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp3.500.000.000.000.
8. Fasilitas Term Loan II Dengan Bank Mandiri
Pada tanggal 14 September 2023, Perseroan telah menandatangani perjanjian fasilitas term loan II
non revolving dengan Bank Mandiri dengan nilai pokok pinjaman tidak lebih dari Rp5.250.000.000.000
(“Fasilitas Term Loan II”). Fasilitas Term Loan II tidak dijamin dengan jaminan khusus dan akan
jatuh tempo pada tanggal 23 Juni 2028.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp5.100.000.000.000.
9. Fasilitas Kredit Term Loan Dengan PT Bank DBS Indonesia
Pada tanggal 18 September 2024, Perseroan telah menandatangani perjanjian fasilitas kredit term
loan dengan PT Bank DBS Indonesia dengan nilai pokok pinjaman hingga maksimum sebesar
Rp2.330.000.000.000 (“Fasilitas Kredit Term Loan”). Fasilitas Kredit Term Loan tidak dijamin
dengan jaminan khusus dan akan jatuh tempo pada tanggal 18 September 2029.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp1.170.000.000.000.
10. Amendment and Restatement Facility Agreement Terkait Medco E & P Grissik Ltd.
sehubungan dengan suatu Perjanjian Fasilitas awalnya dengan Medco Energi Global Pte
Ltd.
Pada tanggal 23 Oktober 2023, Perseroan sebagai Guarantor dan Medco E & P Grissik Ltd.
sebagai debitur telah menandatangani Amendment and Restatement Facility Agreement senilai
USD350.000.000 dengan antara lain Australia and New Zealand Banking Group Limited, Cabang
Singapura, DBS Bank Ltd, ING Bank N.V. Cabang Singapura, Credit Agricole Corporate and
136
Page 173
Investment Bank, Singapore Branch, MUFG Bank Ltd., Standard Chartered Bank (Singapore)
Limited, United Overseas Bank Limited, dan PT Bank Mandiri (Persero) Tbk sebagai kreditur
sehubungan dengan Facility Agreement tanggal 11 Desember 2021 yang dibuat antara lain oleh
Medco Energi Global Pte. Ltd dan lain sebagainya. Fasilitas ini berlaku hingga 31 Desember 2026.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD155.000.000.
11. Fasilitas Kredit Dengan PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk
Pada tanggal 26 Mei 2025, Perseroan telah menandatangani perjanjian fasilitas kredit dengan
PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk dengan nilai pokok pinjaman hingga maksimum sebesar
Rp8.000.000.000.000. Fasilitas kredit ini tidak dijamin dengan jaminan khusus dan berlaku selama
120 bulan sejak penandatanganan perjanjian.
Tidak terdapat jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024.
MPI
1. Fasilitas Pinjaman Dengan Bank Mandiri
a. Fasilitas Non Cash Loan-Bank Garansi
Pada tanggal 21 November 2011 sebagaimana diubah terakhir kali pada tanggal 29 November
2024, Perseroan menandatangani perjanjian kredit dengan Bank Mandiri dimana Bank Mandiri
setuju untuk menyediakan kepada Perseroan suatu Fasilitas Non Cash Loan dengan limit
sebesar Rp650.000.000.000 (switchable) atas fasilitas Bank Garansi (BG) dan Letter of
Credit (LC)/Surat Kredit Berdokumen Dalam Negeri (SKBDN)/Standby LC (SBLC) dengan
pembatasan limit SBLC untuk penjaminan pemenuhan equity portion pada anak perusahaan
Perseroan sebesar maksimal ekuivalen USD40.000.000. Berdasarkan amandemen terakhir,
jangka waktu fasilitas ini ditetapkan sejak tanggal 21 November 2024 sampai dengan tanggal
20 November 2025. Jangka waktu transaksi LC/SKBDN UPAS/UPAU maksimal 360 hari.
Fasilitas ini tidak dijamin dengan suatu jaminan/agunan khusus
Jumlah pinjaman outstanding per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp140,16 miliar.
b. Fasilitas Treasury Line
Pada tanggal 21 November 2011 sebagaimana diubah terakhir kali pada tanggal 29 November
2024, Perseroan menandatangani perjanjian kredit dengan Bank Mandiri dimana Bank
Mandiri setuju untuk menyediakan kepada Perseroan suatu Fasilitas Treasury Line dengan
limit sebesar USD40.000.000 dengan sublimit fasilitas cross currency swap / interest rate
swap bersifat switchable sampai dengan USD15.000.000. Fasilitas ini akan jatuh tempo pada
tanggal 20 November 2025. Fasilitas ini tidak dijamin dengan suatu jaminan/agunan khusus.
Jumlah pinjaman outstanding per tanggal 31 Desember 2024 adalah nil.
Selama seluruh utang yang timbul berdasarkan perjanjian dan/atau perjanjian-perjanjian lain
yang merupakan satu kesatuan dengan perjanjian belum dibayar lunas, tanpa persetujuan tertulis
terlebih dahulu dari Bank Mandiri, yang mana persetujuan tersebut tidak dapat ditunda apapun
tanpa alasan yang wajar, MPI tidak boleh melakukan hal-hal sebagai berikut: (i) melakukan
perubahan komposisi pemegang saham dimana Perseroan tidak lagi menjadi pemegang saham
mayoritas dan/atau pemegang saham pengendali baik secara langsung maupun tidak langsung
pada MPI; (ii) memperoleh fasilitas kredit atau pinjaman dari bank atau lembaga keuangan lain
dan/atau menerbitkan efek bersifat utang dan/atau sukuk. Namun apabila rasio keuangan atas
dasar Laporan Keuangan audited terkini dan unaudited triwulan terakhir memenuhi rasio keuangan
sebagaimana dipersyaratkan dalam perjanjian, maka tanpa pemberitahuan tertulis kepada Bank
Mandiri, MPI dapat menerima fasilitas kredit dan/atau menerbitkan efek bersifat utang dan/ atau
137
Page 174
sukuk tersebut, selama informasi tersebut telah tersedia pada situs/website perusahaan atau pada
laporan keuangan; (iii) mengikatkan diri sebagai penjamin utang atau menjaminkan harta kekayaan
MPI kepada pihak lain kecuali penjaminan utang yang telah ada berdasarkan perjanjian sebelum
penandatangan perjanjian; (iv) menggunakan fasilitas kredit di luar tujuan penggunaan fasilitas
kredit sebagaimana diatur dalam perjanjian; atau (v) pembagian dividen dapat dilakukan tanpa
persetujuan tertulis dari Bank Mandiri sepanjang MPI dapat memenuhi rasio keuangan (sebelum
dan sesudah pembagian dividen) dan MPI berkewajiban untuk melaporkan pembagian dividen
tersebut kepada Bank Mandiri paling lambat 30 hari sejak dilakukannya pembagian dividen tersebut.
2. Fasilitas Pinjaman Dengan PT Bank Woori Saudara Indonesia 1906 Tbk (“Woori”)
Pada tanggal 30 Mei 2024, MPI telah menandatangani perjanjian fasilitas kredit dengan Woori,
dimana Woori setuju untuk menyediakan kepada MPI suatu fasilitas kredit sejumlah tidak lebih dari
USD8.000.000 dengan tunduk pada syarat dan ketentuan perjanjian fasilitas kredit (“Perjanjian
Fasilitas Kredit Woori”). Fasilitas kredit ini akan jauh tempo pada tanggal 29 Mei 2026. Fasilitas
ini tidak dijamin dengan suatu jaminan/agunan khusus.
Selama jangka waktu fasilitas kredit, tanpa persertujuan dari Woori terlebih dahulu, MPI dilarang
untuk: (i) melakukan kegiatan usaha selain yang disebutkan dalam Anggaran Dasar MPI;
(ii) mengajukan permohonan pernyataan pailit kepada pengadilan niaga untuk menyatakan pailit
dari MPI sendiri; dan (iii) melakukan investasi jangka panjang dalam bentuk obligasi dan saham
yang belum likuid yang diperdagangkan di bursa saham.
Perjanjian Fasilitas Kredit Woori tersebut menggantikan perjanjian fasilitas kredit yang telah
ditandatangani sebelumnya oleh MPI dan Woori berdasarkan Perjanjian Fasilitas Kredit No. 113
tanggal 29 Mei 2019, yang dibuat di hadapan Haji Teddy Anwar, S.H., Spesialis Notariat, Notaris di
Jakarta sebagaimana diubah beberapa kali, terakhir dengan Adendum Ketiga tanggal 25 Agustus
2023.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD3,25 juta.
3. Fasilitas Pinjaman Dengan PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk (“BNI”)
a. Fasilitas Kredit Modal Kerja
Berdasarkan Akta Perjanjian Kredit Modal Kerja PT Medco Power Indonesia No. 17 tanggal
20 Desember 2019, yang dibuat di hadapan Emi Susilowati, S.H., Notaris di Jakarta sebagaimana
diubah beberapa kali, terakhir dengan Persetujuan Perubahan Perjanjian Kredit No. (8) 17
KMK Maksimum USD85.250.000 tanggal 19 Desember 2024, MPI menandatangani perjanjian
kredit dengan BNI dimana BNI setuju untuk mengubah maksimum kredit menjadi sebesar
USD85.250.000 dari semula sebesar USD60.000.000 dengan penambahan USD25.250.000
dari fasilitas term loan dimana fasilitas ini akan jatuh tempo pada tanggal 19 Desember 2025.
Fasilitas ini dijamin dengan jaminan bersifat negative pledge, yaitu tanpa adanya agunan dari
MPI kepada BNI dan oleh karenanya MPI tidak akan menjaminkan harta kekayaan MPI sebagai
agunan dengan cara apapun kepada pihak ketiga manapun untuk fasilitas kredit yang serupa.
MPI menggunakan seluruh jumlah terutang berupa Kredit Modal Kerja Sub Limit Garansi Bank/
SBLC/LC/SKBDN corporate working capital loan untuk kebutuhan operasional perusahaan.
Fasilitas kredit ini dapat digunakan sebagai sub limit untuk pembukaan LC/ SKBDN (Sight/
UPAS/UPAU) dan/atau penerbitan GB/SBLC terkait kegiatan operasional Perseroan serta
anak perusahaan MPI, dengan persetujuan tertulis terlebih dahulu dari Perseroan, yaitu MEB,
MCG, TJBPS, MGS, PPP, MPRR, BJI, DEB, MPE, EPE, ELB, MPSOS, MPTL, MSBB, MSBT
dan MPSI.
Nilai pinjaman outstanding per 31 Desember 2024 adalah USD15,12 juta.
138
Page 175
b. Fasilitas Treasury Line
Berdasarkan Akta Perjanjian Pemberian Fasilitas Treasury Line PT Medco Power Indonesia
No. 18 tanggal 20 Desember 2019, yang dibuat di hadapan Emi Susilowati, S.H., Notaris
di Jakarta sebagaimana diubah beberapa kali, terakhir dengan Persetujuan Perubahan
Perjanjian Kredit No. (8) 18 USD5.000.000 tanggal 19 Desember 2024, MPI menandatangani
perjanjian kredit dengan BNI dimana BNI setuju untuk menyediakan kepada MPI suatu fasilitas
dengan sifat/bentuk kredit adalah plafond/revolving, yaitu treasury line maksimum sebesar
USD5.000.000 dimana fasilitas ini akan jatuh tempo pada tanggal 19 Desember 2025. Fasilitas
kredit ini dapat digunakan sebagai sub limit untuk pembukaan LC/ SKBDN (Sight/UPAS/
UPAU) dan/atau penerbitan GB/SBLC terkait kegiatan operasional MPI serta anak perusahaan
MPI, dengan persetujuan tertulis terlebih dahulu dari MPI, yaitu MEB, MCG, TJBPS, MGS,
PPP, MPRR, BJI, DEB, MPE, EPE, ELB dan MPSOS. Fasilitas ini tidak dijamin dengan suatu
jaminan/agunan khusus.
Nilai pinjaman outstanding per 31 Desember 2024 adalah nil.
Selama fasilitas kredit modal kerja dan treasury line belum lunas, maka tanpa persetujuan tertulis dari
BNI, MPI tidak diperkenankan untuk: (i) mengubah bidang usaha; (ii) mengadakan penggabungan/
peleburan usaha (merger), atau konsolidasi dengan perusahaan lain; (iii) mengizinkan pihak lain
menggunakan MPI untuk kegiatan usaha pihak lain; (iv) mengubah bentuk atau status hukum MPI,
merubah anggaran dasar (kecuali meningkatkan modal MPI) memindahtangankan resipis atau
saham MPI baik antar pemegang saham maupun kepada pihak lain yang mengakibatkan perubahan
pemegang saham dominan (ultimate shareholder) baik secara langsung maupun tidak langsung;
(v) menarik kembali modal yang telah disetor; (vi) memberi pinjaman atau jaminan kepada pihak
ketiga; (vii) mengikatkan diri sebagai Penjamin (Borg), menjaminkan harta kekayaan dalam bentuk
dan maksud kepada pihak lain; (viii) membubarkan MPI dan meminta dinyatakan pailit atau
penundaan pembayaran pinjaman; (ix) menggadaikan atau dengan cara lain mempertanggungkan
saham MPI kepada pihak manapun; (x) membuat perjanjian dan transaksi tidak wajar, termasuk tetapi
tidak terbatas pada: (a) mengadakan atau membatalkan kontrak atau perjanjian yang berdampak
signifikan bagi MPI dengan pihak lain dan/atau afiliasinya yang dapat mempengaruhi kelancaran
usaha MPI atau (b) mengadakan transaksi dengan pihak lain, baik perseorangan maupun MPI,
termasuk namun tidak terbatas pada MPI afiliasinya, dengan cara-cara yang berada di luar praktik-
praktik dan kebiasaan yang wajar dan melakukan pembelian yang lebih mahal serta melakukan
penjualan lebih murah dari harga pasar; (xi) menyerahkan atau mengalihkan seluruh atau sebagian
dari hak dan/atau kewajiban MPI yang timbul berdasarkan perjanjian dan/atau dokumen jaminan
kepada pihak lain; (xii) membuka usaha baru yang tidak terkait dengan usaha yang telah ada; atau
(xiii) MPI tidak diperkenankan adanya ekuitas negatif selama periode kredit BNI.
4. Fasilitas Pinjaman Dengan PT Bank Syariah Indonesia Tbk (“BSI”)
Fasilitas pembiayaan berdasarkan prinsip syariah dengan total plafon maksimum sebesar
Rp750.000.000.000 yang diperoleh MPI dari BSI berdasarkan Akta Perjanjian Line Facility
Pembiayaan Berdasarkan Prinsip Syariah No. 12 tanggal 18 Desember 2024, yang dibuat di
hadapan Efran Yuniarto, S.H.,M.Kn Notaris di Jakarta. Jangka waktu fasilitas ini adalah maksimal
60 bulan sejak 18 Desember 2024, yaitu 18 Desember 2029. Pembagian porsi modal berdasarkan
fasilitas pembiayaan ini adalah Porsi Modal Bank: Maksimum sebesar Rp750.000.000.000 dan
Porsi Modal Nasabah: Maksimum sebesar Rp1.100.000.000.000.
Selama fasilitas pembiayaan ini belum lunas, maka tanpa persetujuan tertulis dari BSI, MPI
tidak diperkenankan melakukan hal-hal sebagai berikut: (a) melakukan penggabungan (merger),
membubarkan diri serta menjual, menyewakan, mengalihkan semua /atau bagian terbesar dari
hartanya, kecuali untuk kegiatan bisnis yang biasa; (b) menggunakan dana yang disalurkan BSI
dan keuntungan usaha untuk kepentingan diluar perusahaan; (c) memberi pinjaman kepada
pihak lain diluar group usaha; (d) memberi pinjaman kepada pemegang saham kecuali untuk
transaksi yang berhubungan dengan bisnis perusahaan; (e) memindahtangankan usaha/ barang
modal/ menyewakan perusahaan/atau usaha yang dibiayai dengan dana pembiayaan ini kepada
139
Page 176
pihak ketiga; (f) merubah bentuk /atau status hukum perusahaan, merubah anggaran dasar MPI,
memindahtangankan resipis/atau saham perusahaan baik antara pemegang saham maupun
kepada pihak lain; (g) membuka usaha baru selain bidang usaha yang tercantum pada anggaran
dasar MPI; dan (h) Membubarkan perusahaan/atau meminta dinyatakan pailit. Besar porsi modal
bank adalah maksimum sebesar Rp750.000.000.000.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp180,08 miliar.
5. Perjanjian Kredit Dengan PT Bank Maybank Indonesia Tbk
Pada tanggal 16 Mei 2024, sebagaimana diubah terakhir kali pada tanggal 10 September 2024,
MPI telah menandatangani perjanjian kredit dengan Maybank dimana Maybank setuju untuk
menyediakan fasilitas kredit kepada MPI yang terdiri dari: (i) pinjaman berjangka tranche A sampai
jumlah setinggi-tingginya sebesar Rp167.769.000.000, dengan jangka waktu 60 bulan sejak
penarikan pertama, yakni, 21 Mei 2024 atau sampai dengan tanggal 25 Mei 2029 (“Pinjaman
Berjangka Tranche A”); dan (ii) pinjaman berjangka tranche B sampai jumlah setinggi-tingginya
sebesar Rp532.231.000.000, dengan jangka waktu 60 bulan sejak penarikan pertama, yakni,
1 Oktober 2024 atau sampai dengan tanggal 25 Oktober 2029 (“Pinjaman Berjangka Tranche B”).
Fasilitas kredit dari Maybank tersebut tidak dijamin secara khusus.
Pinjaman Promes Berulang telah dilunasi oleh MPI. Jumlah terutang per tanggal 31 Desember
2024 adalah sebesar Rp735,81 miliar.
6. Perjanjian Kredit Dengan PT Bank KEB Hana Indonesia
Pada tanggal 19 Juni 2024, MPI telah menandatangani perjanjian kredit dengan PT Bank KEB
Hana Indonesia (“Bank KEB Hana”) dimana Bank KEB Hana setuju untuk menyediakan fasilitas
kredit modal kerja kepada MPI yang bersifat working capital installment – committed yang tersedia
sebesar Rp150.000.000.000, dengan jangka waktu adalah 5 tahun sejak pencairan pertama, yakni,
26 Juni 2024 atau sampai dengan tanggal 26 Juni 2029. Perjanjian kredit dengan Bank KEB Hana
tidak mengatur ketentuan mengenai jaminan atas fasilitas kredit modal kerja.
Lebih lanjut, apabila Financial Covenant belum terpenuhi, dan/atau MPI melakukan transaksi
di luar dari bisnis utama, dan/atau transaksi berdampak secara material terhadap kewajiban
pembayaran MPI kepada Bank KEB Hana, maka MPI wajib mendapatkan persetujuan secara
tertulis terlebih dahulu dari Bank KEB Hana sebelum: (i) melakukan merger atau penggabungan
dengan perusahaan lain manapun; (ii) membeli atau dengan cara lain mendapatkan semua atau
jumlah yang substansial aset atau saham perusahaan lain; atau (iii) menjual, menyewakan atau
dengan cara lain menghapus semua atau sebagian besar dari hak milik atau hartanya, apakah
melalui satu transaksi atau beberapa transaksi baik berhubungan atau tidak.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp150,0 miliar.
7. Fasilitas Pinjaman Dengan PT Bank Tabungan Negara (Persero) Tbk (“Bank BTN”)
Pada tanggal 22 November 2022 sebagaimana diubah pada tanggal 21 Desember 2023, MPI
menandatangani perjanjian kredit dengan Bank BTN, dimana Bank BTN setuju untuk menyediakan
kepada MPI suatu corporate line facility dengan limit fasilitas maksimal sebesar Rp1.000.000.000.000
dengan sublimit yang terdiri dari (i) Non Cash Loan maksimal sebesar Rp 850.000.000.000 berupa
SKBDN/LC, SBLC yang bersifat revolving (“Fasilitas NCL”), dan Bank Garansi dan (ii) Cash Loan
maksimal sebesar Rp150.000.000.000 berupa Term Loan Facility yang bersifat non revolving
(“Fasilitas Term Loan”). Jangka waktu dari masing-masing fasilitas adalah (i) 22 November 2025
untuk Fasilitas NCL dan (ii) 22 November 2027 untuk Fasilitas Term Loan.
140
Page 177
Selama seluruh utang yang timbul berdasarkan perjanjian kredit dengan Bank BTN, MPI
wajib untuk (i) menyampaikan setiap perubahan anggaran dasar MPI kepada Bank BTN,
(ii) memberitahukan secara tertulis atas perubahan susunan pengurus, Direksi, Dewan Komisaris,
permodalan, dan susunan pemegang saham MPI kepada Bank BTN selambat-lambatnya 5 hari
kerja setelah terjadinya perubahan yang dinyatakan dalam akta notaris dan diterbitkannya surat
penerimaan perubahan data MPI dari Kemenkum, (iii) memenuhi financial covenants yang terdiri
dari: (i) menjaga debt to equity ratio tidak lebih dari 3x, dan (ii) menjaga ICSR minimal 1,00x.
Lebih lanjut, MPI tidak diperkenankan untuk melakukan hal-hal sebagai berikut, antara lain:
(i) menggunakan corporate line facility diluar dari maksud dan tujuan sebagaimana disepakati para
pihak, (ii) mengadakan penggabungan usaha, akuisisi, atau konsolidasi dengan perusahaan lain
yang mengakibatkan ketidakmampuan MPI dalam memenuhi kewajiban-kewajiban kepada Bank
BTN, (iii) melakukan investasi, penyertaan modal atau pengambilalihan pada perusahaan lain yang
mengakibatkan ketidakmampuan MPI dalam memenuhi kewajiban-kewajiban kepada Bank BTN,
(iv) membuka usaha baru yang tidak terkait dengan core business atau usaha MPI yang telah ada.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar Rp459,43 miliar untuk fasilitas Non
cash Loan dan Rp144,00 miliar untuk fasilitas Cash Loan.
MSBT
Fasilitas Pinjaman BNI
Pada tanggal 20 Maret 2024, MSBT telah menandatangani beberapa perjanjian kredit dengan BNI,
dimana seluruhnya adalah untuk membiayai Pembangunan PLTS Kapasitas 25 MWp di Kabupaten
Karangasem, Bali, dengan rincian sebagai berikut:
1. Fasilitas kredit investasi yang bersifat aflopend sebesar USD12.543.798, dengan jangka waktu
15 tahun sejak 20 Maret 2024 sampai dengan 20 Maret 2039. Jumlah terutang per tanggal
31 Desember 2024 adalah sebesar USD5,21 juta.
2. Fasilitas kredit investasi yang bersifat aflopend sebesar Rp47.494.870.000, dengan jangka
waktu 15 tahun sejak 20 Maret 2024 sampai dengan 20 Maret 2039. Jumlah terutang per tanggal
31 Desember 2024 adalah sebesar Rp13,99 miliar.
3. Fasilitas kredit investasi IDC yang bersifat aflopend sebesar USD719.202, dengan jangka waktu
15 tahun sejak 20 Maret 2024 sampai dengan 20 Maret 2039. Jumlah terutang per tanggal
31 Desember 2024 adalah sebesar USD58.648.
4. Fasilitas kredit investasi IDC yang bersifat aflopend sebesar Rp2.723.130.000, dengan jangka
waktu 15 tahun sejak 20 Maret 2024 sampai dengan 20 Maret 2039. Jumlah terutang per tanggal
31 Desember 2024 adalah sebesar Rp61,33 juta.
Masing-masing fasilitas kredit tersebut dijamin dengan fidusia asuransi, fidusia bank garansi, fidusia
mesin, dan fidusia piutang. Berdasarkan masing-masing perjanjian kredit, selama fasilitas kredit
belum dilunasi, MSBT wajib untuk, antara lain: (i) menyerahkan surat pemberitahuan kepada BNI atas
perubahan susunan direksi dan dewan komisaris selambat-lambatnya 5 hari kerja setelah perubahan
tersebut, dan (ii) menjaga kepemilikan saham mayoritas PT MPI baik secara langsung maupun tidak
langsung.
Tanpa persetujuan tertulis terlebih dahulu dari BNI, terhitung sejak tanggal perjanjian kredit
sampai dengan dilunasinya seluruh kewajiban yang terutang oleh MSBT kepada BNI, maka MSBT
tidak diperkenankan antara lain termasuk namun tidak terbatas pada hal-hal sebagai berikut:
(i) bertindak sebagai penanggung atau penjamin dalam bentuk dan dengan nama apapun juga dan/
atau menjaminkan atau mengagunkan harta kekayaan MSBT kecuali menjaminkan/mengagunkan
kekayaan kepada BNI sebagaimana termaktub dalam dokumen agunan, (ii) memberikan pinjaman
kepada siapapun juga termasuk tetapi tidak terbatas kepada pemegang saham atau afiliasi, kecuali
dalam transaksi atau aktivitas operasional yang wajar (arms-length basis), (iii) menjual, menyewakan,
141
Page 178
memindahtangankan, dan menggadaikan/menjaminkan aset atas proyek yang telah dijaminkan kepada
pihak lain, (iv) melakukan perubahan struktur kepemilikan saham atau jual beli kepemilikan saham
MSBT, (v) mengadakan penyertaan baru dalam perusahaan-perusahaan lain dan atau turut membiayai
perusahaan-perusahaan lain, dan (vi) melakukan perubahan terhadap struktur permodalan perusahaan
(corporate structure) antara lain peleburan, penggabungan, pengambilan modal, dan pengambilalihan.
MRPR
Pada tanggal 20 Maret 2019, MRPR menandatangani perjanjian pembiayaan dengan konsorsium
lembaga keuangan internasional untuk menyediakan pembiayaan dalam jumlah pokok sampai dengan
USD222.000.000 untuk pengembangan fasilitas pembangkit listrik tenaga gas 275-megawatt di Provinsi
Riau, Indonesia (“Proyek Tenaga Riau”):
1. Fasilitas Pembiayaan Dengan Asian Development Bank (“ADB”)
Salah satu perjanjian pembiayaan yang membiayai Proyek Tenaga Riau adalah perjanjian
fasilitas pembiayaan yang ditandatangani pada 20 Maret 2019 antara MRPR sebagai penerima
pinjaman, ADB sebagai pemberi pinjaman dan MUFG Bank, Ltd. (“MUFG”) sebagai agen, di mana
berdasarkan perjanjian tersebut, ADB sepakat untuk menyediakan fasilitas berjangka dalam jumlah
sampai dengan USD172.000.000 kepada MRPR (“Fasilitas ADB”).
Jumlah terutang per 31 Desember 2024 adalah sebesar USD152.310.376.
2. Fasilitas Pembiayaan Dengan International Finance Corporation (“IFC”)
Perjanjian pembiayaan lainnya yang membiayai Proyek Tenaga Riau adalah perjanjian fasilitas
pembiayaan yang ditandatangani pada 20 Maret 2019 antara MRPR sebagai penerima pinjaman
dan IFC sebagai pemberi pinjaman, dimana berdasarkan perjanjian tersebut, IFC sepakat untuk
menyediakan fasilitas berjangka dalam jumlah sampai dengan USD50.000.000 kepada MRPR
(“Fasilitas IFC”).
Jumlah terutang per 31 Desember 2024 adalah sebesar USD44.276.086.
3. Perjanjian Persyaratan Umum (Common Terms Agreement)
Fasilitas ADB dan Fasilitas IFC (secara bersama-sama disebut “Fasilitas Senior”) tunduk pada
syarat dan ketentuan umum tertentu yang ditetapkan dalam perjanjian persyaratan umum (common
terms agreement) tanggal 20 Maret 2019 yang dibuat oleh dan antara MRPR dengan, antara lain,
ADB, MUFG, IFC dan Sumitomo Mitsui Banking Corporation (“Perjanjian Persyaratan Umum”).
Berdasarkan Perjanjian Persyaratan Umum, Fasilitas Senior akan jatuh tempo pada bulan Maret
2039.
Perjanjian Persyaratan Umum mengatur bahwa Fasilitas Senior dijamin oleh berbagai aset Proyek
Tenaga Riau, serta, antara lain, saham MRPR dan pemegang saham langsungnya (termasuk saham
yang dipegang oleh MPI di MPSS (salah satu dari pemegang saham langsung MRPR). Pinjaman
pemegang saham yang diberikan kepada MRPR dan pemegang saham langsungnya (selain dari
mitra usaha patungan MPSS dalam Proyek Tenaga Riau) disubordinasikan ke Fasilitas Senior dan
juga dialihkan sebagai jaminan untuk Fasilitas Senior. MPSS dan MPI, sebagai pemegang saham
langsung dan tidak langsung MRPR, juga telah menandatangani equity support deed sehubungan
dengan Fasilitas Senior, di mana MPSS dan MPI telah berkomitmen untuk memberikan kontribusi
ekuitas dalam jumlah sampai dengan USD36.200.000.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD196.586.462.
142
Page 179
ELB
Fasilitas Pinjaman Dengan PT Bank Syariah Indonesia Tbk (“BSI”)
i. Pada tanggal 16 Oktober 2023, ELB menandatangani Perjanjian Pembiayaan Berdasarkan Prinsip
Syariah Berdasarkan Akta Perjanjian Line Facility Pembiayaan Berdasarkan Prinsip Syariah No. 03
tanggal 16 Oktober 2023 dengan PT Bank Syariah Indonesia Tbk sebagai kreditur nya (“Perjanjian
MMQ”). BSI setuju untuk memberikan fasilitas pembiayaan kepada ELB dalam bentuk: (a) Fasilitas
Musyarakah Mutanaqisah (Tranche A) untuk refinancing dengan jumlah maksimum sebesar
USD18.646.866 yang ditujukan untuk refinancing pembangkit listrik berupa PLTG Simple Cycle
Power Plant 2x35 MW dan Combine Cycle Power Plant 39 MW berlokasi di Tanjung Uncang,
Batam dengan jangka waktu maksimal 38 bulan sejak penandatanganan akad pembiayaan atau
maksimal 31 Oktober 2026, mana yang lebih dahulu tercapai. (b) Fasilitas Musyarakah Mutanaqisah
sublimit Kafalah bil Ujrah (Tranche B) untuk pembangunan Combine Cycle Power Plant (CCPP)
yang akan disublimit dengan fasilitas non-cash financing (LC/SKBDN) dengan jumlah maksimum
sebesar USD68.253.134, dengan jangka waktu maksimal 150 bulan sejak penandatanganan.
Sifat pembiayaan adalah non-revolving sehingga dalam hal ELB telah membayar pinjaman
pokok fasilitas pembiayaan investasi baik seluruh atau sebagian dari padanya, dan karenanya
menimbulkan kelonggaran tarik, maka pinjaman pokok fasilitas pembiayaan investasi yang sudah
dibayarkan tidak dapat ditarik atau digunakan atau dipinjam kembali oleh ELB.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD41.717.175.
ii. Pada tanggal 16 Oktober 2023, ELB menandatangani Perjanjian Pembiayaan Berdasarkan Prinsip
Syariah Berdasarkan Akta Perjanjian Line Facility Pembiayaan Berdasarkan Prinsip Syariah No. 04
tanggal 16 Oktober 2023 dengan PT Bank Syariah Indonesia Tbk sebagai kreditur nya. BSI setuju
untuk memberikan fasilitas pembiayaan kepada ELB dalam bentuk fasilitas Kafalah Bil Ujrah yang
bersifat revolving, uncommitted, dan advised dengan jumlah maksimal sebesar USD10.000.000,
yang ditujukan untuk penerbitan jaminan pelaksanaan untuk proyek pembangunan Combine Cycle
Power Plant 39 MW sesuai PJBL (sebagaimana didefinisikan dalam Perjanjian MMQ) kepada
PT PLN Batam selaku beneficiary dan penerbitan jaminan pembayaran terkait transaksi pembelian
gas kepada supplier gas dimana jaminan pembayaran tersebut harus bersifat tanpa syarat
(unconditional), tidak dapat dibatalkan (irrevocable), dan dapat dipindahtangankan (transferable)
dengan jangka waktu selama 30 bulan sejak penandatanganan. Sifat pembiayaan adalah
non-revolving sehingga dalam hal ELB telah membayar pinjaman pokok fasilitas pembiayaan
investasi baik seluruh atau sebagian dari padanya, dan karenanya menimbulkan kelonggaran tarik,
maka pinjaman pokok fasilitas pembiayaan investasi yang sudah dibayarkan tidak dapat ditarik
atau digunakan atau dipinjam kembali oleh ELB.
iii. Pada tanggal 16 Oktober 2023, ELB menandatangani Perjanjian Pembiayaan berdasarkan Akta
Perjanjian Pemberian Line Facility (Treasury Line) Transaksi Mata Uang Asing (Foreign Exchange/
Forex) atas Forward Agreement Lindung Nilai Syariah No. 05 tanggal 16 Oktober 2023 dengan
PT Bank Syariah Indonesia Tbk sebagai kreditur nya. BSI berjanji dan dengan ini mengikatkan diri
untuk menyediakan pagu atau plafon Line Facility Transaksi Forex sampai jumlah setinggi-tingginya
sebesar USD1.160.000 atau yang setara nilainya dalam mata uang asing, dan ELB berjanji serta
dengan ini mengikatkan diri untuk menerima Line Facility Transaksi Forex tersebut dari BSI dan
mengaku berutang kepada BSI atas setiap kewajiban ELB yang timbul dari Perjanjian, konfirmasi
transaksi dan/atau Akad Sharf dengan jangka waktu selama 24 bulan sejak penandatanganan.
Berdasarkan perjanjian-perjanjian diatas, jaminan dari pembiayaan ini adalah (i) jaminan fidusia
atas aset PLTG Simple Power Plant 2x35 MW dan Combine Cycle Power Plant 39 MW, (ii) jaminan
fidusia atas semua dan setiap hak, wewenang, tagihan, piutang dagang dan/atau klaim yang
dimiliki atau diperoleh dan dapat dijalankan oleh ELB kepada PLN Batam, (iii) jaminan fidusia atas
semua dan setiap hak, wewenang, tagihan, piutang dan/atau klaim yang dimiliki atau diperoleh dan
dapat dijalankan oleh ELB kepada perusahaan asuransi, (iv) pemberian gadai atas rekening ELB,
(v) pemberian gadai atas seluruh saham MPI, UBE dan UGE pada ELB, dan (vi) surat sanggup dari
MPI, UBE dan UGE.
143
Page 180
MCG
Pada tanggal 11 Januari 2023, MCG telah menandatangani perjanjian fasilitas untuk memperoleh
fasilitas pembiayaan dari PT Sarana Multi Intrastuktur (“SMI”). Berdasarkan perjanjian fasilitas, SMI
setuju untuk memberikan MCG suatu fasilitas pembiayaan dengan limit mencapai maksimal sebesar
USD70.000.000 (tujuh puluh juta dolar Amerika Serikat) yang terdiri dari Fasilitas Tranche A dan
Fasilitas Tranche B yang masing-masing maksimum sebesar USD68.600.000 (enam puluh delapan
juta enam ratus ribu dolar Amerika Serikat) dan USD1.400.000 (satu juta empat ratus ribu dolar Amerika
Serikat). Jangka waktu fasilitas adalah 15 (lima belas) tahun sejak tanggal penandatanganan perjanjian
fasilitas dan dapat diperpanjang untuk jangka waktu selama 5 (lima) tahun dengan persetujuan dari SMI.
Jaminan dari Fasilitas adalah (i) gadai rekening, (ii) gadai saham, (iii) fidusia atas asuransi, (iv) fidusia
atas aset bergerak, (v) fidusia atas piutang, (vi) perjanjian novasi bersyarat, (vii) surat pernyataan dan
kesanggupan, dan (viii) dokumen lainnya yang diadakan dari waktu ke waktu.
Jumlah terutang per tanggal 31 Desember 2024 adalah sebesar USD69.990.180.
MEPM dan MEPTS
MEPM dan MEPTS telah menandatangani perjanjian Fasilitas Berjangka Senior Yang Dijamin
(Senior Secured Term Facility Agreement) sampai dengan USD500.000.000 tertanggal 19 Oktober
2018, sebagaimana diubah dengan Amandemen dan Pernyataan Kembali atas Perjanjian Fasilitas
Berjangka Senior Yang Dijamin (Senior Secured Term Facility Agreement) sebesar sampai
dengan USD 500.000.000 tertanggal 23 Desember 2022 dari i) Australia and New Zealand
Banking Group Limited, ii) ING Bank N.V., Singapore Branch, iii) Societe Generale, Singapore Branch,
iv) PT Bank DBS Indonesia, v) PT Bank Mandiri (Persero), Singapore Branch, vi) PT Bank ANZ Indonesia,
vii) MUFG Bank Ltd, Jakarta Branch, viii) Credit Agricole Corporate and Investment Bank, ix) PT Bank
UOB Indonesia, dan x) PT Bank ANZ Indonesia, serta Perseroan sebagai Penjamin. Fasilitas tersebut
merupakan pinjaman berulang (revolving loan) dalam mata uang Dollar dengan jumlah keseluruhan
komitmen sampai dengan USD 420.000.000 (empat ratus dua puluh juta Dollar Amerika Serikat).
Jangka waktu fasilitas adalah sampai dengan tanggal 31 Desember 2028 dan sampai dengan tanggal
terakhir yang jatuh pada periode 3 bulan berturut-turut sebelum jumlah cadangan di prediksi turun
menjadi 25% atau kurang dari prediksi cadangan awal.
Fasilitas tersebut dijamin dengan i) gadai saham, ii) pengalihan atas rekening onshore atas rekening
MEPM dan MEPTS, iii) fidusia atas piutang Perseroan, iv) fidusia atas klaim-klaim asuransi MEPM,
v) fidusia atas barang bergerak MEPM dan MEPTS, vi) fidusia atas piutang MEPM dan MEPTS, vii)
account charge MEPM dan MEPTS, dan viii) security assignment MEPM dan MEPTS.
Tujuan fasilitas berdasarkan perjanjian–perjanjian kredit tersebut di atas adalah antara lain untuk tujuan
pembiayaan modal kerja, pembayaran pelunasan kembali (refinancing), tujuan umum perusahaan
(general corporate purposes), dan investasi yang dilakukan oleh Perseroan dan/atau Perusahaan Anak,
sebagaimana relevan.
Adapun atas fasilitas berdasarkan perjanjian–perjanjian kredit tersebut di atas, sepanjang tahun buku
2024, dikenakan tingkat bunga per tahun dengan kisaran antara 4,55% sampai dengan 8,50% untuk
pinjaman dalam mata uang Rupiah dan kisaran antara 3,92% sampai dengan 8,60% untuk pinjaman
dalam mata uang Dolar Amerika Serikat.
6.15. Ketentuan Hukum, Kebijakan Pemerintah atau Permasalahan di Bidang Lingkungan Hidup
Kegiatan Perseroan dan Perusahaan Anak tunduk pada berbagai undang-undang dan peraturan
mengenai lingkungan hidup, keselamatan dan kesehatan kerja, termasuk namun tidak terbatas
pada Undang-Undang No. 32 Tahun 2009 tentang Perlindungan dan Pengelolaan Lingkungan Hidup
sebagaimana terakhir diubah dengan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang No. 2 Tahun
2022 tentang Cipta Kerja, serta peraturan pelaksanaannya dan Undang-Undang No. 1 Tahun 1970
tentang Keselamatan Kerja dan Peraturan Pemerintah No. 50 Tahun 2012 tentang Sistem Manajemen
Keselamatan dan Kesehatan Kerja, serta peraturan pelaksanaannya dan Peraturan Pemerintah
No. 22 Tahun 2021 tentang Penyelenggaraan Perlindungan dan Pengelolaan Lingkungan Hidup, serta
peraturan pelaksanaannya.
144
Page 181
Perseroan memiliki Departemen Corporate Sustainability sebagai bagian dari Divisi Corporate
Sustainability & Risk Management yang bertanggung jawab dalam menerapkan peta jalan Corporate
Sustainability terkait dengan infrastruktur, budaya, sistem, pemantauan kinerja, dan pengungkapan
keberlanjutan dalam bentuk Laporan Keberlanjutan ataupun pengungkapan terkait lainnya. Perseroan
dan Perusahaan Anak memiliki Departemen Corporate Environmental Stewardship sebagai bagian
dari organisasi Corporate HSE dan Departemen Environmental sebagai bagian dari organisasi di aset
yang memastikan kepatuhan terhadap peraturan-peraturan sehubungan dengan perizinan lingkungan
dan akan terus berupaya untuk mengurangi dampak lingkungan yang berpengaruh buruk terhadap
lingkungan sekitar.
6.16. Transaksi Obligasi dan Sukuk Wakalah
Perseroan
1. Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV (“Obligasi Berkelanjutan IV”)
Tahap I
Pada tanggal 9 September 2021, Perseroan menerbitkan Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap
I 2021 dengan jumlah sebesar Rp1.000.000.000.000 (“Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap I”).
Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap I terdiri dari dua bagian:
a. Obligasi seri A yang ditawarkan adalah sebesar Rp400.000.000.000 (empat ratus miliar
Rupiah), dengan tingkat suku bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh koma tujuh lima persen) per
tahun dan jangka waktu 36 (tiga puluh enam) bulan terhitung sejak tanggal emisi;
b. Obligasi Berkelanjutan IV Tahap I Seri A telah dilunasi oleh Perseroan berdasarkan bukti
transfer No. 202409061109 tanggal 6 September 2024 yang dikeluarkan oleh Bank Mandiri
juncto surat KSEI No. KSEI-20409/JKU/0824 tanggal 26 Agustus 2024 perihal Permintaan
Dana Pelunasan Pokok Seri A & Bunga Obligasi Berkelanjutan IV Medco energi Internasional
Tahap I Tahun 2021 ke-12; dan
c. Obligasi seri B yang ditawarkan adalah sebesar Rp600.000.000.000 (enam ratus miliar
Rupiah), dengan tingkat suku bunga tetap sebesar 8,50% (delapan koma lima nol persen) per
tahun dan jangka waktu 60 (enam puluh) bulan terhitung sejak tanggal emisi.
Tahap II
Pada tanggal 23 November 2021, Perseroan menerbitkan Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap
II 2021 dengan jumlah sebesar Rp1.000.000.000.000 (“Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap II”).
Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap II terdiri dari dua bagian:
a. Obligasi Seri A dengan Jumlah Obligasi Seri A yang ditawarkan adalah sebesar
Rp941.805.000.000 (sembilan ratus empat puluh satu miliar delapan ratus lima juta Rupiah)
dengan tingkat bunga tetap sebesar 7,75% (tujuh koma tujuh lima persen) per tahun. Jangka
waktu Obligasi Seri A adalah 36 (tiga puluh enam) bulan terhitung sejak Tanggal Emisi.
Pembayaran Obligasi dilakukan secara penuh (bullet payment) pada Tanggal Pelunasan
Pokok Obligasi; dan
b. Jumlah Obligasi Seri B yang ditawarkan adalah sebesar Rp58.195.000.000 (lima puluh
delapan miliar seratus sembilan puluh lima juta Rupiah) dengan tingkat bunga tetap sebesar
8,50% (delapan koma lima nol persen) per tahun. Jangka waktu Obligasi Seri B adalah 60
(enam puluh) bulan terhitung sejak Tanggal Emisi. Pembayaran Obligasi dilakukan secara
penuh (bullet payment) pada Tanggal Pelunasan Pokok Obligasi.
145
Page 182
Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap II telah didaftarkan dalam Bursa Efek Indonesia dengan
Bank BRI sebagai waliamanat. Dana dari Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap II digunakan untuk
melunasi jumlah pokok atas sebagian pinjaman bank untuk entitas anak MEPM dengan nominal
pelunasan sebesar USD15.000.000 dan untuk entitas anak MEPTS dengan nominal pelunasan
sebesar USD55.000.000 dari Pemberi Pinjaman Sindikasi MEPM dan MEPTS yang akan jatuh
tempo pada tanggal 30 September 2024. Dana hasil Penawaran Umum akan disalurkan kepada
masing-masing MEPM dan MEPTS melalui pemberian pinjaman antar perusahaan. Sisa dari dana
yang diterima atas penerbitan obligasi akan digunakan sebagai modal kerja untuk mendukung
kegiatan operasional Perseroan sehari-hari, termasuk namun tidak terbatas pada kebutuhan
pembayaran kepada vendor pada aset yang dimiliki Perseroan. Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV
Tahap II tidak dijaminkan dengan aset tertentu dari Perseroan.
Obligasi Berkelanjutan IV Tahap II Seri A telah dilunasi oleh Perseroan berdasarkan bukti transfer
No. 202411221022 tanggal 22 November 2024 yang dikeluarkan oleh Bank Mandiri juncto surat
KSEI No. KSEI-26226/JKU/1124 tanggal 11 November 2024 perihal Permintaan Dana Bunga
Obligasi Berkelanjutan IV Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2021 Seri A-B Ke-12 (Dua
Belas) dan Pelunasan Pokok Obligasi Berkelanjutan IV Medco Energi Internasional Tahap II
Tahun 2021 Seri A.
Tahap III
Pada tanggal 26 Juli 2022, Perseroan menerbitkan Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap III 2022
dengan jumlah sebesar Rp3.000.000.000.000 (“Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap III”).
Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap III terdiri dari tiga bagian:
a. Obligasi Seri A yang ditawarkan adalah sebesar Rp1.892.315.000.000 (satu triliun delapan
ratus sembilan puluh dua miliar tiga ratus lima belas juta Rupiah), dengan tingkat suku bunga
tetap sebesar 7,00% (tujuh koma nol persen) per tahun dan jangka waktu 36 (tiga puluh enam)
bulan terhitung sejak tanggal emisi;
b. Obligasi Seri B yang ditawarkan adalah sebesar Rp521.415.000.000 (lima ratus dua puluh
satu miliar empat ratus lima belas juta Rupiah), dengan tingkat suku bunga tetap sebesar
8,10% (delapan koma satu nol persen) per tahun dan jangka waktu 60 (enam puluh) bulan
terhitung sejak tanggal emisi; dan
c. Obligasi seri C yang ditawarkan adalah sebesar Rp586.270.000.000 (lima ratus delapan puluh
enam miliar dua ratus tujuh puluh juta Rupiah), dengan tingkat suku bunga tetap sebesar
9,00% (sembilan koma nol persen) per tahun dan jangka waktu 84 (delapan puluh empat)
bulan terhitung sejak tanggal emisi.
Pembatasan sesuai dengan Obligasi Domestik
Obligasi Berkelanjutan IV, selanjutnya disebut sebagai “Obligasi Domestik”. Berdasarkan Obligasi
Domestik, tanpa persetujuan tertulis dari wali amanat, Perseroan 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;
146
Page 183
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, kecuali untuk (a) Penjaminan atau pembebanan untuk menjamin pembayaran
jumlah terutang berdasarkan obligasi dan perjanjian perwaliamanatan; (b) Penjaminan dan/atau
pembebanan aset yang telah efektif berlaku atau telah diberitahukan secara tertulis kepada
wali amanat sebelum ditandatanganinya perjanjian perwaliamanatan; (c) Penjaminan atau
pembebanan sehubungan dengan fasilitas pinjaman baru yang menggantikan porsi pinjaman
dari kreditur yang telah ada sekarang (refinancing) yang dijamin dengan aset dengan nilai dan
jenis yang sama; (d) Penjaminan/pembebanan yang telah diberikan sebelum dilaksanakannya
penggabungan atau peleburan atau pengambilalihan; (e) Penjaminan atau pembebanan yang
diperlukan sehubungan dengan kegiatan usaha Perseroan sehari-hari untuk memperoleh
antara lain, namun tidak terbatas pada bank garansi, letter of credit dan modal kerja Perseroan
selama pinjaman yang dijamin tidak melanggar ketentuan perjanjian, (f) Penjaminan atau
pembebanan untuk project financing selama aset tetap yang dijaminkan adalah aset yang terkait
dengan proyek yang bersangkutan dimana pinjaman bersifat limited recourse; (g) 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 tahun sejak akuisisi;
(h) Penjaminan atau pembebanan yang diperlukan sehubungan dengan pembiayaan berbasis
cadangan; atau (i) Penjaminan atau pembebanan atas saham milik Perseroan di perusahaan
afiliasi Perseroan, yang jumlahnya tidak melebihi 10% dari ekuitas Perseroan;
d. memberikan pinjaman atau jaminan perusahaan kepada pihak ketiga, kecuali: (a) Pinjaman
atau jaminan perusahaan yang telah ada sebelum ditandatanganinya perjanjian; (b) 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; (c) Pinjaman atau penjaminan kepada anak perusahaan; (d)
Pinjaman atau jaminan perusahaan (yang bukan merupakan aset berwujud milik Perseroan)
antara lain namun tidak terbatas pada jaminan perusahaan, pernyataan jaminan, komitmen,
yang dilakukan kepada perusahaan afiliasi Perseroan, sepanjang dilakukan berdasarkan
praktik usaha yang wajar dan lazim selama nilai pinjaman atau jaminan tidak melebihi 10%
dari ekuitas Perseroan sebagaimana ditunjukkan dalam laporan keuangan konsolidasi terakhir
Perseroan; (e) Uang muka, pinjaman atau jaminan yang merupakan utang dagang biasa dan
diberikan sehubungan dengan kegiatan usaha sehari-hari;
e. melakukan pengalihan atas aset tetap Perseroan dalam satu atau rangkaian transaksi dalam
suatu tahun buku berjalan yang jumlahnya melebihi 10% dari total aset tetap Perseroan
dengan ketentuan aset tetap yang akan dialihkan tersebut secara akumulatif selama jangka
waktu obligasi tidak akan melebihi 25% dari total aset terakhir yang telah diaudit oleh auditor
independen, kecuali: (a) Pengalihan aset tetap yang tidak menghasilkan pendapatan dengan
syarat penjualan aset tetap non produktif tersebut tidak mengganggu kelancaran kegiatan
produksi dan/atau jalannya kegiatan usaha Perseroan; (b) 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% dari ekuitas Perseroan sesuai dengan laporan keuangan tahunan Perseroan
yang terakhir yang telah diaudit oleh auditor independen; (c) Pengalihan aset yang dilakukan
antar anggota grup Perseroan (baik dalam satu transaksi atau lebih) yang secara material
tidak mengganggu jalannya usaha Perseroan; (d) Pengalihan aset dimana hasil pengalihan
tersebut diinvestasikan kembali dalam kegiatan usaha Perseroan dan/atau anak perusahaan,
sepanjang utang tersebut bukan utang subordinasi dan secara material tidak mempengaruhi
kemampuan Perseroan untuk memenuhi kewajibannya dalam perjanjian yang harus dilakukan
dalam waktu 365 Hari Kalender terhitung sejak pengalihan tersebut;
f. Mengadakan pengubahan kegiatan usaha utama Perseroan selain yang telah disebutkan
dalam anggaran dasar Perseroan;
147
Page 184
g. melakukan pengeluaran obligasi atau efek-efek lainnya yang lebih senior dari obligasi melalui
pasar modal kecuali: (a) 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 perjanjian: (b) Pinjaman yang dilakukan khusus dalam rangka sekuritisasi
aset Perseroan dengan syarat pinjaman dan sekuritisasi tersebut tidak melanggar perjanjian;
h. mengajukan permohonan pailit atau permohonan penundaan kewajiban pembayaran utang
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 dividen payout ratio lebih
dari 50%;
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.
Sesuai dengan Obligasi Domestik, Perseroan diharuskan untuk memenuhi ketentuan pembatasan
keuangan yang berkaitan dengan laporan keuangan terkonsolidasi, sebagai berikut:
a. memelihara perbandingan antara total utang konsolidasi yang dikenakan bunga dan ekuitas
disesuaikan tidak lebih dari 3:1;
b. memelihara perbandingan antara EBITDA dan beban keuangan bersih tidak kurang dari 1:1.
2. Obligasi Berkelanjutan Rupiah V (“Obligasi Berkelanjutan V”)
Tahap I
Pada 7 Juli 2023, Perseroan menerbitkan Obligasi Berkelanjutan Rupiah V Tahap I 2023 dengan
jumlah sebesar Rp1.000.000.000.000 (“Obligasi Berkelanjutan Rupiah IV Tahap I”) yang terdiri
atas:
a. Obligasi seri A dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp150.000.000.000 (seratus lima puluh
miliar Rupiah) dengan tingkat suku bunga tetap sebesar 6,95% (enam koma sembilan lima
persen) per tahun dan jangka waktu 3 (tiga) tahun sejak tanggal emisi;
b. Obligasi seri B dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp260.000.000.000 (dua ratus enam
puluh miliar Rupiah) dengan tingkat suku bunga tetap sebesar 7,30% (tujuh koma tiga nol
persen) per tahun dan jangka waktu 5 (lima) tahun sejak tanggal emisi;
c. Obligasi seri C dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp590.000.000.000 (lima ratus sembilan
puluh miliar Rupiah) dengan tingkat suku bunga tetap sebesar 8,15% (delapan koma satu lima
persen) per tahun dan jangka waktu 7 (tujuh) tahun sejak tanggal emisi.
Tahap II
Pada 13 Februari 2024, Perseroan menerbitkan Obligasi Berkelanjutan Rupiah V Tahap II 2024
dengan jumlah sebesar Rp1.500.000.000.000 (“Obligasi Berkelanjutan Rupiah V Tahap II”) yang
terdiri atas:
a. Obligasi seri A dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp208.855.000.000 dengan tingkat
suku bunga tetap sebesar 7,35% per tahun dan jangka waktu 3 tahun sejak tanggal emisi;
148
Page 185
b. Obligasi seri B dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp427.955.000.000 dengan tingkat
suku bunga tetap sebesar 7,90% per tahun dan jangka waktu 5 tahun sejak tanggal emisi;
c. Obligasi seri C dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp863.190.000.000 dengan tingkat
suku bunga tetap sebesar 8,50% per tahun dan jangka waktu 7 tahun sejak tanggal emisi.
Tahap III
Pada 7 Januari 2025, Perseroan menerbitkan Obligasi Berkelanjutan Rupiah V Tahap III dengan
jumlah sebesar Rp2.500.000.000.000 yang terdiri atas:
a. Obligasi seri A dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp1.675.000.000.000 dengan tingkat
suku bunga tetap sebesar 7,75% per tahun dan jangka waktu 5 tahun sejak tanggal emisi;
b. Obligasi seri B dengan jumlah pokok Obligasi sebesar Rp825.000.000.000 dengan tingkat
suku bunga tetap sebesar 8,25% per tahun dan jangka waktu 7 tahun sejak tanggal emisi.
MPI
a. Sukuk Wakalah Medco Power Indonesia II Tahun 2019
Pada tanggal 23 Mei 2019, MPI menerbitkan Sukuk Wakalah Medco Power Indonesia II Tahun
2019 (“Sukuk Wakalah MPI II”) dengan jumlah sebesar Rp850.000.000.000 yang terdiri dari 3 seri
sukuk wakalah, yaitu:
a. Sukuk Wakalah seri A dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp832.700.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp83.270.000.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
10,00% per tahun dengan jangka waktu 3 tahun. Tanggal jatuh tempo adalah 23 Mei 2022 dan
MPI telah melunasi Sukuk Wakalah seri A;
b. Sukuk Wakalah seri B dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp7.000.000.000 dengan
imbal hasil wakalah sebesar Rp738.500.000 per tahun atau ekuivalen sebesar 10,55% per
tahun dengan jangka waktu 5 tahun. Tanggal jatuh tempo adalah 23 Mei 2024 dan MPI telah
melunasi Sukuk Wakalah seri B; dan
c. Sukuk Wakalah seri C dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp10.300.000.000
dengan dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp1.143.300.000 per tahun atau ekuivalen
sebesar 11,10% per tahun dengan jangka waktu 7 tahun. Tanggal jatuh tempo adalah yaitu
23 Mei 2026.
Sebelum dilunasinya semua jumlah terutang atau pengeluaran lain yang menjadi tanggung jawab
MPI sehubungan dengan penerbitan Sukuk Wakalah MPI, MPI, tanpa persetujuan dari wali Amanat
tidak akan melakukan hal-hal sebagai berikut:
a. Melakukan penggabungan atau peleburan dengan perusahaan lain yang akan menyebabkan
bubarnya MPI atau yang akan mempunyai akibat negatif terhadap kelangsungan kegiatan
usaha MPI atau melakukan pengambilalihan perusahaan lain yang akan mempunyai akibat
negatif terhadap kelangsungan kegiatan usaha MPI, 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 MPI.
c. Menjaminkan dan atau membebani dengan cara apapun aset MPI termasuk hak atas
pendapatan MPI, baik yang ada sekarang maupun yang akan diperoleh di masa yang akan
datang, kecuali:
i. penjaminan atau pembebanan untuk menjamin pembayaran jumlah terutang berdasarkan
Sukuk Wakalah MPI dan perjanjian;
ii. penjaminan dan atau pembebanan aset yang telah efektif berlaku atau telah diberitahukan
secara tertulis kepada Wali Amanat sebelum ditandatanganinya perjanjian;
149
Page 186
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 nilai dan/atau jenis yang sama;
iv. penjaminan/pembebanan yang telah diberikan sebelum dilaksanakannya penggabungan
atau peleburan atau pengambilalihan sebagaimana dimaksud dalam perjanjian;
v. penjaminan atau pembebanan yang diperlukan sehubungan dengan setiap kegiatan
operasional, baik yang dilakukan langsung oleh MPI maupun melalui anak perusahaan dan
perusahaan-perusahaan dimana MPI memiliki saham baik secara langsung maupun tidak
langsung dengan jumlah kurang dari 50% dari modal ditempatkan dan disetor perusahaan
tersebut dimana laporan keuangan perusahaan tersebut tidak dikonsolidasikan dengan
laporan keuangan MPI dan MPI tidak memiliki pengaruh yang signifikan dalam perusahaan
tersebut (“Perusahaan Afiliasi Emiten”), di bidang pembangkitan tenaga listrik, serta
kegiatan lainnya yang terkait dengan atau kegiatan penunjang bidang tersebut (“Kegiatan
Usaha Emiten Sehari-Hari”) untuk memperoleh, antara lain, namun tidak terbatas pada
bank garansi, letter of credit dan modal kerja MPI, selama pinjaman yang dijaminkan tidak
melanggar ketentuan yang diatur dalam perjanjian;
vi. penjaminan atau pembebanan untuk project financing selama aset yang dijaminkan
adalah aset yang terkait dengan proyek yang bersangkutan, dimana penjaminan yang
diberikan Perseroan bersifat dalam kaitannya dengan project financing adalah jaminan
atau komitmen yang diberikan oleh MPI atas kewajiban anak perusahaan untuk jangka
waktu tertentu sampai dengan dimulainya tanggal operasi komersial dari proyek yang
bersangkutan (“Limited Recourse”);
vii. Penjaminan atau pembebanan untuk pembiayaan perolehan aset (acquisition financing),
selama aset yang dijaminkan adalah aset yang diakuisisi dan/atau jaminan perusahaan
dari MPI sesuai dengan jangka waktu pembiayaan perolehan aset (acquisition financing)
tersebut;
viii. Penjaminan atau pembebanan untuk kepentingan entitas anak;
ix. Penjaminan atau pembebanan atas saham milik MPI di Perusahaan Afiliasi Emiten, yang
jumlahnya tidak melebihi 10% dari total ekuitas MPI sebagaimana ditunjukkan dalam
laporan keuangan konsolidasian MPI akhir tahun buku yang telah diaudit oleh auditor
independen, kecuali untuk penjaminan saham MPI di proyek pembangkit listrik tenaga
panas bumi berlokasi di Sarulla, Sumatera Utara (“Proyek Sarulla”).
d. Memberikan pinjaman atau jaminan perusahaan kepada pihak ketiga, kecuali:
i. pinjaman atau jaminan perusahaan yang telah ada sebelum ditandatanganinya perjanjian;
ii. pinjaman atau jaminan perusahaan untuk kepentingan karyawan, koperasi karyawan dan
atau yayasan untuk program kesejahteraan pegawai MPI serta Pembinaan Usaha Kecil
dan Koperasi sesuai dengan program pemerintah; dan
iii. pinjaman kepada atau jaminan perusahaan untuk kepentingan entitas anak;
iv. Pinjaman kepada atau jaminan perusahaan (yang bukan merupakan aset berwujud milik
MPI), antara lain, namun tidak terbatas pada jaminan perusahaan (corporate guarantee),
pernyataan jaminan (undertaking), komitmen (commitment), yang dilakukan untuk
kepentingan Perusahaan Afiliasi Emiten, sepanjang dilakukan berdasarkan praktik usaha
yang wajar dan lazim (arm’s length basis), selama nilai pinjaman atau jaminan tidak
melebihi 10% dari total ekuitas MPI sebagaimana ditunjukkan dalam laporan keuangan
konsolidasi MPI akhir tahun buku yang telah diaudit oleh auditor independen yang terdaftar
di OJK, kecuali untuk penjaminan MPI di Proyek Sarulla;
v. Uang muka, pinjaman atau jaminan yang merupakan utang dagang biasa dan diberikan
sehubungan dengan Kegiatan Usaha Emiten Sehari-Hari.
e. Melakukan pengalihan atas aset MPI dalam satu atau rangkaian transaksi dalam suatu tahun
buku berjalan yang jumlahnya melebihi 10% dari total aset MPI, dengan ketentuan aset yang
akan dialihkan tersebut secara akumulatif selama jangka waktu Obligasi tidak akan melebihi
25% dari total aset terakhir yang telah diaudit oleh auditor independen, kecuali:
i. pengalihan aset yang tidak menghasilkan pendapatan (non-produktif) dengan syarat
penjualan aset non produktif tersebut tidak mengganggu kelancaran kegiatan produksi
dan atau jalannya kegiatan usaha MPI;
150
Page 187
ii. pengalihan aset MPI yang dilakukan khusus dalam rangka sekuritisasi aset MPI, dengan
ketentuan aset MPI yang akan dialihkan tersebut secara akumulatif selama jangka waktu
Obligasi tidak akan melebihi 5% dari ekuitas MPI sesuai dengan laporan keuangan
tahunan MPI yang terakhir yang telah diaudit oleh auditor independen;
iii. Pengalihan aset yang dilakukan antar anggota Perseroan dan anak perusahaannya,
dimana didalamnya termasuk MPI dan anak perusahaan (“Grup Emiten”) (baik dalam
satu transaksi atau lebih) yang secara material tidak mengganggu jalannya usaha MPI;
iv. Pengalihan aset dimana hasil pengalihan tersebut diinvestasikan kembali dalam kegiatan
usaha MPI, dan/atau entitas anak atau dipakai untuk melunasi utang MPI dan/atau entitas
anak, sepanjang utang tersebut bukan utang subordinasi dan secara material tidak
mempengaruhi kemampuan MPI untuk memenuhi kewajibannya dalam perjanjian, yang
harus dilakukan dalam waktu 365 Hari Kalender terhitung sejak pengalihan tersebut.
f. Mengadakan pengubahan kegiatan usaha utama MPI selain yang telah disebutkan dalam
Anggaran Dasar MPI;
g. Melakukan pengeluaran obligasi atau efek-efek lainnya yang lebih senior dari Sukuk Wakalah
MPI melalui pasar modal kecuali:
i. 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
kewajiban keuangan sesuai dengan perjanjian;
ii. yang dilakukan khusus dalam rangka sekuritisasi aset MPI dengan syarat pinjaman dan
sekuritisasi tersebut tidak melanggar ketentuan kewajiban keuangan sesuai dengan
perjanjian.
h. Mengajukan permohonan pailit atau permohonan penundaan kewajiban pembayaran utang
(PKPU) oleh MPI selama imbal hasil wakalah Sukuk Wakalah MPI belum dibayar dan dana
modal investasi Sukuk Wakalah MPI belum dilunasi oleh MPI.
i. Melakukan pembayaran atau menyatakan dividen kepada pemegang saham MPI dari laba
bersih konsolidasi tahun-tahun sebelumnya yang menyebabkan dividend payout ratio lebih
dari 50%.
j. Melakukan pembayaran atau menyatakan dividen kepada pemegang saham MPI dari laba
bersih konsolidasi tahun sebelumnya yang dapat mempengaruhi secara negatif kemampuan
MPI dalam melakukan pembayaran imbal hasil sukuk Sukuk Wakalah MPI dan pembayaran
kembali dana modal investasi kepada pemegang Sukuk Wakalah MPI atau apabila terjadi
peristiwa kelalaian yang terus berlangsung dan tidak dapat dikesampingkan kepada semua
pihak, termasuk pemegang Sukuk Wakalah MPI.
b. Sukuk Wakalah Berkelanjutan Medco Power Indonesia I
Tahap I
Pada tanggal 4 Agustus 2022, MPI menerbitkan Sukuk Wakalah Berkelanjutan Medco Power
Indonesia I Tahap I Tahun 2022 dengan jumlah sebesar Rp500.000.000.000 (“Sukuk Wakalah
Berkelanjutan I Tahap I”).
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Tahap I terdiri dari dua seri:
a. Sukuk Wakalah seri A dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp280.000.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp22.400.000.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
8,00% per tahun dan jangka waktu 3 tahun yaitu pada tanggal 4 Agustus 2025; dan
b. Sukuk Wakalah seri B dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp220.000.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp20.350.000.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
9,25% per tahun dan jangka waktu 5 tahun yaitu hingga 4 Agustus 2027.
151
Page 188
Tahap II
Pada tanggal 30 Desember 2022, MPI menerbitkan Sukuk Wakalah Berkelanjutan Medco Power
Indonesia I Tahap II Tahun 2022 dengan jumlah sebesar Rp600.000.000.000 (“Sukuk Wakalah
Berkelanjutan I Tahap II”).
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Tahap II terdiri dari dua seri:
a. Sukuk Wakalah seri A dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp469.690.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp42.272.100.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
9,00% per tahun dengan jangka waktu 3 tahun yaitu hingga 27 Desember 2025; dan
b. Sukuk Wakalah seri B dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp130.310.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp12.379.450.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
9,50% per tahun dengan jangka waktu 5 tahun yaitu hingga 27 Desember 2027.
Tahap III
Pada tanggal 18 Januari 2024, MPI menerbitkan Sukuk Wakalah Berkelanjutan Medco Power
Indonesia I Tahap III Tahun 2024 dengan jumlah sebesar Rp750.000.000.000 (“Sukuk Wakalah
Berkelanjutan I Tahap III”).
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Tahap III terdiri dari tiga seri:
a. Sukuk Wakalah seri A dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp175.995.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp15.047.572.500 per tahun atau ekuivalen sebesar
8,55% per tahun dengan jangka waktu 3 tahun yaitu hingga 18 Januari 2027;
b. Sukuk Wakalah seri B dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp494.490.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp46.976.550.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
9,50% per tahun dengan jangka waktu 5 tahun yaitu hingga 18 Januari 2029; dan
c. Sukuk Wakalah seri C dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp79.515.000.000 dengan
imbal hasil wakalah sebesar Rp7.951.500.000 per tahun atau ekuivalen sebesar 10,00% per
tahun dengan jangka waktu 7 tahun yaitu hingga 18 Januari 2031.
Tahap IV
Pada tanggal 7 Februari 2025, MPI menerbitkan Sukuk Wakalah Berkelanjutan Medco Power
Indonesia I Tahap IV Tahun 2025 dengan jumlah sebesar Rp1.150.000.000.000 (“Sukuk Wakalah
Berkelanjutan I Tahap IV”).
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Tahap IV terdiri dari tiga seri:
a. Sukuk Wakalah seri A dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp125.035.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp7.896.862.500 per tahun atau ekuivalen sebesar
7,75% per tahun dengan jangka waktu 3 tahun yaitu hingga 7 Februari 2028;
b. Sukuk Wakalah seri B dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp816.955.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp61.553.250.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
9,00% per tahun dengan jangka waktu 5 tahun yaitu hingga 7 Februari 2030; dan
c. Sukuk Wakalah seri C dengan jumlah dana modal investasi sebesar Rp208.010.000.000
dengan imbal hasil wakalah sebesar Rp17.385.950.000 per tahun atau ekuivalen sebesar
9,50% per tahun dengan jangka waktu 7 tahun yaitu hingga 7 Februari 2032.
152
Page 189
6.17. Transaksi Penerbitan Surat Utang Global
1. Surat Utang Jatuh Tempo 2026
Pada tanggal 14 Mei 2019, Medco Oak Tree Pte. Ltd. menerbitkan surat utang senior yang dijamin
dalam jumlah USD650.000.000 jatuh tempo tahun 2026, yang diterbitkan menggunakan ketentuan
Rule 144A dan Regulation S berdasarkan US Securities Act of 1933 (“Surat Utang 2026”). Surat
Utang 2026 dikenakan bunga pada tingkat bunga tetap 7,375% per tahun. Perseroan dan beberapa
Perusahaan Anak telah secara bersama-sama menjamin pembayaran jatuh tempo dan tepat waktu
dari pokok, premi, jika ada, dan bunga atas, dan semua jumlah lain yang harus dibayar berdasarkan
Surat Utang 2026.
2. Surat Utang Jatuh Tempo 2027
Pada tanggal 30 Januari 2020, Medco Bell Pte. Ltd. menerbitkan surat utang senior yang dijamin
dalam jumlah USD650.000.000 jatuh tempo tahun 2027, yang diterbitkan menggunakan ketentuan
Rule 144A dan Regulation S berdasarkan US Securities Act of 1933 (“Surat Utang 2027”). Surat
Utang 2027 dikenakan bunga pada tingkat bunga tetap 6,375% per tahun. Perseroan dan beberapa
Perusahaan Anak telah secara bersama-sama menjamin pembayaran jatuh tempo dan tepat waktu
dari pokok, premi, jika ada, dan bunga atas, dan semua jumlah lain yang harus dibayar berdasarkan
Surat Utang 2027.
3. Surat Utang Jatuh Tempo 2028
Pada tanggal 12 November 2021, Medco Laurel Tree Pte. Ltd. menerbitkan surat utang senior
dalam jumlah USD400.000.000 jatuh tempo tahun 2028, yang diterbitkan menggunakan ketentuan
Rule 144A dan Regulation S berdasarkan US Securities Act of 1933 (“Surat Utang 2028”). Surat
Utang 2028 dikenakan bunga pada tingkat bunga tetap 6,95% per tahun. Perseroan dan beberapa
Perusahaan Anak telah secara bersama-sama menjamin pembayaran jatuh tempo dan tepat waktu
dari pokok, premi, jika ada, dan bunga atas, dan semua jumlah lain yang harus dibayar berdasarkan
Surat Utang 2028.
4. Surat Utang Jatuh Tempo 2029
Pada tanggal 27 Oktober 2023, Medco Maple Tree Pte. Ltd. menerbitkan surat utang senior dalam
jumlah USD500.000.000 jatuh tempo tahun 2029, yang diterbitkan menggunakan ketentuan Rule
144A dan Regulation S berdasarkan US Securities Act of 1933 (“Surat Utang 2029”). Surat Utang
2029 dikenakan bunga pada tingkat bunga tetap 8,96% per tahun. Perseroan dan beberapa
Perusahaan Anak telah secara bersama-sama menjamin pembayaran jatuh tempo dan tepat waktu
dari pokok, premi, jika ada, dan bunga atas, dan semua jumlah lain yang harus dibayar berdasarkan
Surat Utang 2029.
5. Surat Utang Jatuh Tempo 2030
Pada tanggal 19 Mei 2025, Medco Cypress Tree Pte. Ltd. menerbitkan surat utang senior dalam
jumlah USD400.000.000 jatuh tempo tahun 2030, yang diterbitkan menggunakan ketentuan Rule
144A dan Regulation S berdasarkan US Securities Act of 1933 (“Surat Utang 2030”). Surat Utang
2030 dikenakan bunga pada tingkat bunga tetap 8,625% per tahun. Perseroan dan beberapa
Perusahaan Anak telah secara bersama-sama menjamin pembayaran jatuh tempo dan tepat waktu
dari pokok, premi, jika ada, dan bunga atas, dan semua jumlah lain yang harus dibayar berdasarkan
Surat Utang 2030.
6.18. Transaksi dengan Pihak Terafiliasi
Dalam melakukan kegiatan usahanya, Perseroan dan Perusahaan Anak melakukan transaksi-transaksi
dengan pihak-pihak yang memiliki hubungan Afiliasi. Manajemen memiliki kebijakan bahwa transaksi
dengan pihak-pihak yang memiliki hubungan Afiliasi dilakukan dengan syarat dan kondisi yang normal
sebagaimana halnya jika dilakukan dengan pihak ketiga.
153
Page 190
Perseroan
1. Perubahan dan Pernyataan Kembali Perjanjian Pinjam Meminjam Antar Perusahaan tanggal
3 Juli 2023, antara Perseroan dengan EPI, sebagaimana terakhir diubah dengan Amandemen
I tanggal 22 April 2025
Pada tanggal 3 Juli 2023 dan terakhir pada tanggal 22 April 2025, Perseroan sebagai kreditur
dan EPI sebagai debitur telah menandatangani Perubahan dan Pernyataan Kembali Perjanjian
Pinjam Meminjam Antar Perusahaan, dimana Perseroan dan EPI telah melakukan rekonsiliasi dan
menyepakati bahwa: (i) pada tanggal 1 Januari 2023, total sisa nilai pinjaman seluruhnya adalah
sebesar USD14.928.919,84 dan (ii) menetapkan plafon pinjaman baru dengan jumlah maksimum
sebesar USD19.500.000, dengan memperhitungkan total sisa nilai pinjaman sebelumnya sebagai
bagian dari plafon baru tersebut. Jangka waktu perjanjian yang disepakati oleh Perseroan dan EPI
adalah hingga 31 Desember 2028.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan EPI adalah EPI merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
2. Perjanjian Pinjaman Antar Perusahaan tanggal 19 September 2023 antara Perseroan dan
MEGS
Pada tanggal 19 September 2023, Perseroan telah menandatangani Perjanjian Pinjaman Antar
Perusahaan dengan MEGS, dimana MEGS sepakat untuk memberikan pinjaman kepada Perseroan
dengan jumlah maksimum USD5.500.000 atau setara dengan Rp84.254.500.000. Jangka waktu
perjanjian yang disepakati oleh Perseroan dan MEGS adalah hingga 31 Desember 2026.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan MEGS adalah MEGS merupakan perusahaan
terkendali Perseroan.
3. Perjanjian Sewa Menyewa Ruang Kantor tanggal 1 April 2024 antara Perseroan dengan
PT Api Metra Graha (”AMG”)
Pada tanggal 1 April 2024, Perseroan dan AMG telah menandatangani perjanjian sewa kantor.
Perseroan bermaksud untuk menggunakan ruangan lantai 32, 51, 53, dan 55, penthouse 1, 2 dan 3
serta storage lantai B3 yang berlokasi di Gedung Energi, Jl. Jenderal Sudirman Kav. 52-53, Jakarta
12190 dan AMG bermaksud menyewakan ruang-ruang tersebut. Jangka waktu perjanjian yang
disepakati oleh Perseroan dan AMG adalah sejak 1 April 2024 hingga 31 Maret 2029. Total harga
sewa adalah Rp119.295.920.200.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan AMG adalah kesamaan anggota Direksi/Dewan
Komisaris dengan Perseroan.
4. Perjanjian Dukungan Bisnis tanggal 31 Oktober 2023 antara Perseroan dengan MEGPL
Pada tanggal 31 Oktober 2023, sebagaimana diubah terakhir kali pada tanggal 6 November 2024,
Perseroan dan MEGPL telah menandatangani perjanjian dukungan bisnis, di mana Perseroan
setuju untuk menyediakan dan MEGPL setuju untuk menerima dukungan bisnis di bidang-bidang
tertentu sebagaimana dijabarkan dalam perjanjian, antara lain: (i) Service Desk, (ii) SAP Service &
Support, (iii) BPM Service & Support, (iv) Share Point Service & Support, dan (v) Terminal Service.
Jangka waktu perjanjian ini adalah hingga 31 Desember 2026. Total biaya jasa di tahun 2025
kurang lebih sebesar USD6.835 per tahun.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan MEGPL adalah MEGPL merupakan perusahaan
terkendali Perseroan.
154
Page 191
5. Perjanjian Dukungan Bisnis tanggal 28 November 2023 antara Perseroan dengan MPI
Pada tanggal 28 November 2023, sebagaimana diubah terakhir kali pada tanggal 8 November
2024, Perseroan dan MPI telah menandatangani perjanjian dukungan bisnis, di mana Perseroan
setuju untuk menyediakan dan MPI setuju untuk menerima dukungan bisnis di bidang-bidang
tertentu sebagaimana dijabarkan dalam perjanjian, antara lain: (i) Service Desk, (ii) SAP Service &
Support, (iii) BPM Service & Support, (iv) Share Point Service & Support, dan (v) Terminal Service.
Jangka waktu perjanjian ini adalah hingga 31 Desember 2026. Total biaya jasa di tahun 2025
kurang lebih sebesar USD327.263 per tahun.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan MPI adalah MPI merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
6. Perjanjian Pinjam Meminjam Antar Perusahaan tanggal 1 September 2024 sebagaimana
diubah dengan Amandemen I Perjanjian Pinjam Meminjam Antar Perusahaan tanggal
24 Maret 2025 antara Perseroan dan PT Satria Raksa Buminusa (”SRB”)
Pada tanggal 1 September 2024, Perseroan telah menandatangani Perjanjian Pinjam Meminjam
Antar Perusahaan dengan SRB sebagaimana diubah pada tanggal 24 Maret 2025, dimana Perseroan
sepakat untuk memberikan pinjaman kepada SRB dengan jumlah maksimum Rp40.000.000.000
dengan suku bunga sebesar 8,95% per tahun. Adapun pinjaman tersebut akan digunakan untuk
modal kerja dalam menjalankan kegiatan usaha SRB, termasuk untuk membiayai pengeluaran
operasional SRB. Jangka waktu perjanjian yang disepakati oleh Perseroan dan SRB adalah hingga
31 Agustus 2027.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan SRB adalah SRB merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
7. Intercompany Loan Agreement tanggal 30 Oktober 2023 antara Perseroan dan MEGPL
Pada tanggal 30 Oktober 2023, Perseroan telah menandatangani Intercompany Loan Agreement
dengan MEGPL, dimana MEGPL sepakat untuk memberikan pinjaman kepada Perseroan dengan
jumlah maksimum USD480.182.304 atau jumlah lain yang disepakati oleh para pihak sebagaimana
dimaksud dalam Indenture tanggal 27 Oktober 2023 sehubungan dengan Surat Utang Jatuh Tempo
2029.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan MEGPL adalah MEGPL merupakan perusahaan
terkendali Perseroan.
8. Perjanjian Pinjam Meminjam Antar Perusahaan tanggal 24 September 2024 antara Perseroan
dan SRB
Pada tanggal 24 September 2024, Perseroan telah menandatangani Perjanjian Pinjam Meminjam
Antar Perusahaan dengan SRB, dimana Perseroan sepakat untuk memberikan pinjaman kepada
SRB dengan jumlah Rp 33.000.000.000. Pinjaman ini merupakan pinjaman tanpa bunga. Adapun
pinjaman ini akan digunakan untuk membiayai pengeluaran operasional SRB. Jangka waktu
perjanjian yang disepakati oleh Perseroan dan SRB adalah hingga 31 Juli 2027.
Hubungan afiliasi antara Perseroan dengan SRB adalah SRB merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
155
Page 192
EPI
1. Perjanjian Sewa Ruangan Gedung Medco Ampera No. 002/MKT-PJJ/GA/EPI/I/2020 tanggal
24 Januari 2020, sebagaimana terakhir diubah oleh Amandemen IV No. 002/MKT-PJJ/GA/
EPI/I/2020 tanggal 13 Januari 2025 antara EPI dengan AMG
Pada tanggal 24 Januari 2020, EPI dan AMG telah menandatangani perjanjian sewa ruangan
Gedung Medco Ampera, di mana EPI bermaksud untuk menggunakan ruangan seluas 345,8 m2
yang berlokasi di Gedung Medco Ampera III Lantai 3, Jalan Ampera Raya No. 18-20, Cilandak,
Jakarta Selatan dan AMG bermaksud menyewakan ruang tersebut. Jangka waktu perjanjian yang
disepakati oleh EPI dan AMG adalah sejak 1 April 2020 hingga 31 Desember 2025. Harga sewa
adalah Rp170.000/m2.
Hubungan afiliasi antara EPI dan AMG adalah EPI merupakan perusahaan terkendali Perseroan
sementara AMG memiliki kesamaan anggota Direksi/Dewan Komisaris dengan Perseroan.
MEGS
1. Perjanjian Pembagian Biaya Ruang Kantor & Utilitas dan Fasilitas Penunjang tanggal
1 Agustus 2019 antara MEGS dan Perseroan
Pada tanggal 1 Agustus 2019, MEGS telah menandatangani perjanjian pembagian biaya ruang
kantor & utilitas dan fasilitas penunjang pada tanggal 1 Agustus 2019. MEGS bermaksud untuk
menggunakan sebagian ruang kantor & utilitas beserta fasilitas penunjang yang dimiliki Perseroan
yang berlokasi di Gedung Energy, Jl. Jenderal Sudirman Kav. 52-53, Jakarta 12190 berdasarkan
sewa dengan AMG selaku pemilik Gedung Energy. Perseroan akan mengirimkan tagihan
penggunaan ruang kantor & utilitas beserta fasilitas penunjang yang mencantumkan nilai tagihan
per bulan. Perjanjian ini berlaku hingga tanggal nyata dimana MEGS tidak lagi menggunakan
ruang kantor dan utilitas beserta fasilitas penunjang. Dengan demikian, sampai dengan tanggal
Prospektus diterbitkan, perjanjian ini masih berlaku.
Hubungan afiliasi antara MEGS dan Perseroan adalah MEGS merupakan perusahaan terkendali
Perseroan sementara AMG memiliki kesamaan anggota Direksi/Dewan Komisaris dengan
Perseroan.
MEPI
1. Perjanjian Jasa Pengamanan Medco E & P Indonesia Wilayah Jakarta No. 3510006915
tanggal 1 April 2022 jo. Letter No. EXT-090/SCM/INA/MEDC/II/2025 tanggal 20 Februari 2025
antara SRB dan MEPI
Pada tanggal 1 April 2022, MEPI dan SRB mengadakan Perjanjian Jasa Pengamanan Medco
E & P Indonesia Wilayah Jakarta No. 3510006915 tanggal 1 April 2022. Berdasarkan perjanjian
ini, MEPI menunjuk SRB sebagai kontraktor untuk melakukan pekerjaan berupa penyediaan jasa
pengaman termasuk seluruh peralatan, perlengkapan dan material yang diminta dan personal untuk
melaksanakan jasa-jasa selanjutnya untuk MEPI. Perjanjian ini berlaku sampai seluruh kewajiban
masing-masing MEPI dan SRB telah dipenuhi yang diperkirakan pada tanggal 29 November 2025.
Nilai perjanjian adalah sebesar Rp67.594.628.424.
Hubungan afiliasi antara MEPI dan SRB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
156
Page 193
MPI
1. Perjanjian Jasa Manajemen tanggal 3 Januari 2017 sebagaimana diubah dengan Amandemen
1 Perjanjian Jasa Manajemen tanggal 2 Januari 2020 antara MPI dan PT Medco Geothermal
Sarulla (“MGS”)
Pada tanggal 3 Januari 2017 sebagaimana diubah terakhir kali pada tanggal 2 Januari 2020, MPI
telah mengadakan Perjanjian Jasa Manajemen tanggal 3 Januari 2017 dengan MGS. Dalam rangka
melaksanakan O&M proyek PLTP Sarulla 330 MW bagi MGS secara kredibel dan profesional maka
ruang lingkup penugasan atau jasa yang akan diberikan oleh MPI adalah sebagai berikut:
1. Jasa administrasi, akuntansi dan perpajakan;
2. Jasa teknologi informasi.
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan MGS akan terus berlaku sampai dengan terdapat
kesepakatan tertulis baru di kemudian hari antara MPI dan MGS dan pada tanggal Prospektus ini
diterbitkan, perjanjian ini masih berlaku. MGS setuju untuk membayar kepada MPI sejumlah biaya
jasa manajemen sebesar Rp500.000.000.000 per tahun.
Hubungan afiliasi antara MPI dan MGS adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
2. Perjanjian Jasa Manajemen tanggal 1 Januari 2019 antara MPI dan EPE
Pada tanggal 1 Januari 2019, MPI telah mengadakan Perjanjian Jasa Manajemen tanggal 1 Januari
2019 dengan EPE. EPE sebagai independent power producer dari Pembangkit Listrik Tenaga Mesin
Gas di wilayah operasi Prabumulih Sumatera Selatan (“Pembangkit Tenaga Listrik”), menunjuk MPI
untuk menyediakan jasa profesional agar EPE dapat melakukan operasi Pembangkit Tenaga Listrik
secara efisien dan berkelanjutan. MPI bersedia dari waktu ke waktu memberikan kepada EPE
sebagai berikut:
1. Jasa pengelolaan manajemen;
2. Jasa hukum;
3. Jasa administrasi, akuntansi dan perpajakan;
4. Jasa teknologi informasi;
5. Jasa engineering and technical support;
6. Jasa sumber daya manusia;
7. Jasa pengadaan barang dan jasa;
8. Jasa health, safety, environment and social;
9. Jasa umum lainnya.
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan EPE mulai berlaku efektif pada tanggal
1 Januari 2019 dan akan berlaku sampai diakhiri dengan kesepakatan para pihak. EPE setuju untuk
membayar kepada MPI sejumlah biaya jasa manajemen sebesar Rp750.000.000.000 per tahun.
Hubungan afiliasi antara MPI dan EPE adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
3. Perjanjian Jasa Manajemen tanggal 1 Januari 2019 antara MPI dan MPE
Pada tanggal 1 Januari 2019, MPI telah mengadakan Perjanjian Jasa Manajemen tanggal
1 Januari 2019 dengan MPE. MPE sebagai independent power producer dari Pembangkit Listrik
Tenaga Mesin Gas Sako dengan wilayah operasi di Sungai Selincah Sumatera Selatan (“Proyek”),
menunjuk MPI memberikan bantuan jasa-jasa profesional kepada MPE agar dapat melakukan
operasi Proyek secara efisien dan berkelanjutan. MPI bersedia dari waktu ke waktu memberikan
kepada MPE sebagai berikut:
157
Page 194
1. Jasa pengelolaan manajemen;
2. Jasa hukum;
3. Jasa administrasi, akuntansi dan perpajakan;
4. Jasa teknologi informasi;
5. Jasa engineering and technical support;
6. Jasa sumber daya manusia;
7. Jasa pengadaan barang dan jasa;
8. Jasa health, safety, environment and social;
9. Jasa umum lainnya.
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan MPE mulai berlaku efektif pada tanggal
1 Januari 2019 dan akan berlaku sampai diakhiri dengan kesepakatan para pihak. MPE setuju
untuk membayar kepada MPI sejumlah biaya jasa manajemen sebesar Rp750.000.000.000 per
tahun.
Hubungan afiliasi antara MPI dan MPE adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
4. Perjanjian Jasa tanggal 1 November 2006 sebagaimana diubah dengan Amandemen I
Perjanjian Jasa tanggal 1 September 2010 antara MPI dan DEB
Pada tanggal 1 November 2006 sebagaimana diubah pada tanggal 1 September 2010, MPI telah
mengadakan Perjanjian Jasa dengan DEB. DEB menunjuk MPI untuk menyediakan nasihat-nasihat
profesional sehubungan dengan Proyek Pembangkit Listrik Turbin Gas Panaran II yang berlokasi di
Panaran, Pulau Batam, yang terdiri atas 2 unit Turbin Gas dan Chiller Technology yang dimiliki DEB
(“Proyek”) dalam bentuk Simple Cycle Power Project (SCPP) dan Combine Cycle Power Project
(CCPP).
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan DEB mengikat Para Pihak sejak 25 Maret 2010
dan akan terus berlaku sampai dengan selesainya Proyek. Nilai perjanjian ini adalah USD549.000
per tahun.
Hubungan afiliasi antara MPI dan DEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
5. Perjanjian Jasa Konsultasi dan Teknik tanggal 2 Januari 2017 antara MPI dan MEB
Pada tanggal 2 Januari 2017, MPI telah mengadakan Perjanjian Jasa Konsultasi dan Teknik
dengan MEB. MEB sebagai independent power producer pemilik PLTGU Panaran I yang berlokasi
di Panaran, Pulau Batam (“PLTGU Panaran I”), menunjuk MPI untuk melaksanakan kegiatan
pengembangan usaha serta kegiatan operasi dan pemeliharaan PLTGU Panaran I.
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan MEB mengikat para pihak sejak 2 Januari 2017
dan berakhir sampai setiap dan seluruh hak kewajiban masing-masing Pihak dalam Perjanjian
berakhir (“Jangka Waktu Perjanjian”). Para pihak sepakat bahwa perjanjian hanya dapat diakhiri
dengan tercapainya Jangka Waktu Perjanjian dan para pihak sepakat untuk tidak memperpanjang
perjanjian. Nilai dari perjanjian ini adalah (a) imbalan atas jasa per tender sebesar Rp150.000.000
per proyek; (b) atas setiap tender yang berhasil dikenakan success fee sebesar Rp250.000.000
per proyek; (c) inspeksi tidak rutin sebesar Rp285.000.000; (d) pelaksanaan monitoring bulanan
sebesar Rp140.000.000; dan (e) imbalan pekerja MPI per jam sebesar Rp5.750.000
Hubungan afiliasi antara MPI dan MEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
158
Page 195
6. Perjanjian Kegiatan Pengadaan dan Pemanfaatan Barang Consumables TM 2500 tanggal
30 Juli 2007 antara MPI dan MEB
Pada tanggal 30 Juli 2007, MPI telah mengadakan Kegiatan Pengadaan dan Pemanfaatan Barang
Consumables TM 2500 dengan MEB. MPI adalah pemilik yang sah dari Mobile Gas Turbine GE TM
2500 berkapasitas 20 MW (“TM 2500”) yang disewakan oleh MPI kepada DEB dan saat ini berada
di lokasi di Proyek PLTG Panaran II Batam Indonesia, menunjuk MEB sebagai operator dalam
rangka kegiatan pengadaan dan pemanfaatan barang consumables TM 2500.
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan MEB mengikat sejak 30 Juli 2007, dan masa
tugas dan ruang lingkup jasa yang disediakan MEB kepada MPI berdasarkan perjanjian mulai
berlaku efektif terhitung sejak 1 Februari 2007 hingga berakhirnya kesepakatan bersama antara
PT PLN Batam dan DEB sehubungan dengan penggunaan mesin cadangan di PLTG Panaran
Tahap II. Nilai perjanjian adalah sebesar USD10/fired hours.
Hubungan afiliasi antara MPI dan MEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
7. Services Agreement tanggal 1 Februari 2005 sebagaimana dialihkan berdasarkan Perjanjian
Pengalihan Jasa tanggal 28 Mei 2007 antara MPI dan MEB
Pada tanggal 1 Februari 2005 sebagaimana dialihkan pada tanggal 28 Mei 2007, MEB sebagai
pemilik dan yang mengoperasikan 2x27, 75 MW Gas Turbine Generator di Panaran Batam
Indonesia (“Pembangkit Tenaga Listrik”), menunjuk PT Medco Energi Menamas (dan selanjutnya
per tanggal 28 Mei 2007, PT Medco Energi Menamas mengalihkan penunjukan tersebut ke MPI)
untuk memberikan nasihat-nasihat profesional terkait dengan Pembangkit Tenaga Listrik.
Jangka waktu perjanjian disepakati oleh MPI dan MEB mengikat sejak 1 Februari 2005 sampai
dengan para pihak mengakhiri perjanjian. Nilai perjanjian adalah sebesar USD300.000 per tahun.
Hubungan afiliasi antara MPI dan MEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
8. Perjanjian Penyediaan Jasa tanggal 3 Januari 2017, sebagaimana terakhir diubah dengan
Amandemen 1 atas Perjanjian Penyediaan Jasa tanggal 1 Juli 2019 antara MPI dan ELB
Pada tanggal 3 Januari 2017 sebagaimana diubah pada tanggal 1 Juli 2019, MPI telah sepakat, dari
waktu ke waktu, akan melaksanakan penyampaian jasa-jasa sehubungan dengan proyek PLTG
Simple Cycle kepada ELB, jasa yang dimaksud merupakan penyediaan jasa asistensi manajemen
dan perbantuan sumber daya manusia khususnya penyediaan jasa konsultasi di bidang hukum,
human resources development, safety and health environment, akuntansi serta perpajakan.
Sehubungan dengan penyediaan lingkup jasa MPI tersebut, ELB setuju untuk membayar kepada
MPI dengan nilai besaran biaya yaitu USD210.000 per tahun.
Jangka waktu perjanjian adalah berlaku sampai dengan Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik antara
ELB dan PT PLN Batam berakhir.
Hubungan afiliasi antara MPI dan ELB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
9. Akta Pendukung Ekuitas Medco sehubungan dengan Sarulla Geothermal Power Project
tanggal 28 Maret 2014 antara MPI sebagai Sponsor Medco, PT Medco Geopower Sarulla
sebagai Entitas Debitur Medco, Sarulla Operation Ltd. sebagai Operator, Mizuho Bank LTD
sebagai Agen Interkreditur dan Mizuho Bank (USA) sebagai Agen Penjamin Luar Negeri
Pada tanggal 28 Maret 2014, sebagai prasyarat untuk fasilitas kredit dan pengaturan lindung
nilai dapat disediakan kepada PT Medco Geopower Sarulla berdasarkan dokumen pembiayaan
senior (sebagaimana didefinisikan dalam common terms agreement tertanggal atau sekitar tanggal
28 Maret 2014 oleh, di antaranya, Kyuden Sarulla Pte., Ltd., OrSarulla Inc., PT Medco Geopower
Sarulla, Sarulla Power Asset Limited dan Sarulla Operation Ltd. sebagai Debitur, Agen Interkreditur
159
Page 196
dan Agen Penjamin Luar Negeri), MPI akan memberikan kontribusi ekuitas dasar dan komitmen
ekuitas dasar. Komitmen ekuitas dasar inti adalah sebesar USD127.948.122 dan komitmen ekuitas
dasar yang dinaikkan adalah sebesar USD3.446.944. Jangka waktu perjanjian ini berlaku hingga
28 Maret 2034.
Hubungan afiliasi antara MPI dan MGEOPS adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
10. Perjanjian Sewa No. 103/MKT-LA/TS/II/2017 sebagaimana diubah dengan Amandemen No. 1
Perjanjian Sewa No. 133/MKT-LA/MPI/XI/2019 tanggal 31 Agustus 2020 antara MPI dan AMG
dan diubah terakhir kali dengan Amandemen Keempat atas Perjanjian Sewa No. 133/MKT-
LA/Perseroan/XI/2019 tertanggal 30 Desember 2024
MPI telah mengadakan perjanjian sewa dengan AMG, dimana AMG menyewakan kepada MPI,
The Energy lantai 8 All Zone seluas 1.537,22 m2, lantai 7 Zone A, E, F dan G seluas 785,01 m2
dan lantai 31 Zone A, B dan C seluas 700,34 m2, SCBD Lot 11A, Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-
53, Jakarta 12190 Indonesia. Jangka waktu perjanjian adalah sampai dengan 31 Desember 2029.
Harga sewa per meter persegi per bulan adalah Rp383.000 (tidak termasuk Pajak Pertambahan
Nilai). Biaya servis per meter persegi per bulan adalah Rp70.000 (tidak termasuk Pajak Pertambahan
Nilai) untuk periode 1 Januari 2025 sampai 31 Maret 2025 dan Rp75.000 (tidak termasuk Pajak
Pertambahan Nilai) untuk periode sejak 1 April 2025 hingga berakhirnya perjanjian sewa.
Hubungan afiliasi antara MPI dan AMG adalah MPI merupakan perusahaan terkendali Perseroan
sementara AMG memiliki kesamaan anggota Direksi/Dewan Komisaris dengan Perseroan.
SRB
1. Kontrak Jasa Pengamanan Operasional dan Aset No. 3510007799 tanggal 1 Maret 2024
antara MEP Rimau dan SRB
Pada tanggal 1 Maret 2024, MEP Rimau dan SRB mengadakan Kontrak Jasa Pengamanan
Operasional dan Aset No. 3510007799 tanggal 1 Maret 2024. Berdasarkan perjanjian ini, SRB
memberikan jasa tenaga pengamanan dan kegiatan pengamanan operasional menyeluruh untuk
kelancaran operasi MEP Rimau di seluruh wilayah kerja Rimau Block termasuk area Palembang
dan fasilitas pendukung lainnya. Perjanjian ini berlaku selama 36 bulan berturut-urut dan mulai
berlaku sejak 1 Maret 2024 sampai dengan 28 Februari 2027. Nilai perjanjian adalah sebesar
Rp89.722.115.213.
Hubungan afiliasi antara MEP Rimau dan SRB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
2. Perjanjian Jasa Pengamanan Operasional No. 3510007864 tanggal 1 Maret 2024 antara MEPL
dan SRB
Pada tanggal 1 Maret 2024, MEP Lematang dan SRB mengadakan Perjanjian Jasa Pengamanan
Operasional No. 3510007864 tanggal 1 Maret 2024. Berdasarkan perjanjian ini, SRB memberikan
jasa keamanan menyeluruh untuk mendukung operasi MEP Lematang di lapangan MEP Lematang
di wilayah Lematang. Perjanjian ini berlaku sejak 1 Maret 2024 sampai dengan 31 Mei 2027. Nilai
perjanjian adalah sebesar Rp16.815.300.365.
Hubungan afiliasi antara MEPL dan SRB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
160
Page 197
3. Kontrak Jasa Security Management No. TJB-PC-28861 tanggal 29 April 2025 antara SRB dan
TJB
Pada tanggal 29 April 2025, SRB dan TJB menandatangani Kontrak Jasa Security Management
No. TJB-PC-28861 tanggal 29 April 2025. Berdasarkan kontrak ini, SRB memberikan jasa
keamanan menyeluruh untuk mendukung operasi TJB. Pelaksanaan jasa dalam kontrak ini ini
mulai berlaku sejak 1 April 2025 sampai dengan 31 Desember 2027. Nilai perjanjian adalah sebesar
Rp16.897.392.007.
Hubungan afiliasi antara TJB dan SRB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
MEP Rimau
1. Perjanjian Jual Beli Gas Bumi Antara MEPI dan MEP Rimau Untuk Lifting Minyak Blok Rimau
Nomor Penjual: 282/MGT/MEDC/I/2016 Nomor Pembeli 002/PRO/MEDC/I/2016 Tanggal
18 Januari 2016
Pada tanggal 18 Januari 2016, MEPI dan MEP Rimau mengadakan Perjanjian Jual Beli Gas
Bumi Antara MEPI dan MEP Rimau Untuk Lifting Minyak Blok Rimau Nomor Penjual: 282/MGT/
MEDC/I/2016 Nomor Pembeli 002/PRO/MEDC/I/2016. Berdasarkan perjanjian ini, MEPI akan
menyediakan dan menyerahkan gas kepada MEP Rimau dengan peruntukan untuk mengacu ke
Surat Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia perihal Penetapan Alokasi
Gas Bumi dari Lapangan Jata Wilayah Kerja South Sumatera MEPI untuk Kilang Mini LPG di
Kabupaten Musi Banyuasin dan Lifting Minyak Blok Rimau No. 0331/13/MEM.M/2015 tanggal
9 Januari 2015 dan Surat Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi No. SRT-0051/SKKKE2000/2015/S2 tanggal 28 Januari 2015 perihal Penetapan Alokasi Gas
Bumi dari lapangan Jata Wilayah Kerja South Sumatera MEPI untuk Kilang Mini LPG di Kabupaten
Musi Banyuasin dan Lifting Minyak Blok Rimau, dalam jumlah dengan rincian dan spesifikasi
sebagaimana tercantum dalam perjanjian. Perjanjian ini berlaku sampai dengan terpenuhinya
total jumlah kontrak atau tanggal 31 Desember 2027, mana yang lebih dahulu terjadi. Harga gas
adalah sebesar USD7,50/MMBTU, dengan nilai eskalasi sebagaimana diatur dalam perjanjian.
Setiap perubahan harga gas yang ditetapkan oleh pemerintah akan berlaku secara otomatis
tanpa membuat addendum atau amandemen, dimana cukup dengan pemberitahuan mengenai
perubahan tersebut antara para pihak.
Hubungan afiliasi antara MEP Rimau dan MEPI adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
2. General Services Contract – Pipeline Operation & Maintenance Services tanggal 1 Oktober
2024 antara MEGS dengan MEP Rimau
Pada tanggal 1 Oktober 2024, MEP Rimau dan MEGS mengadakan perjanjian pekerjaan jasa
maintenance sistem pipa, dimana MEGS bersedia untuk memberikan jasa maintenance sistem
pipa yang digunakan untuk kebutuhan pengangkutan dan penyaluran gas bumi kepada MEP
Rimau. Perjanjian ini berlaku sampai dengan 30 September 2025. Nilai perjanjian adalah sebesar
Rp18.673.808.562.
Hubungan afiliasi antara MEP Rimau dan MEGS adalah keduanya merupakan perusahaan
terkendali Perseroan.
3. General Services Contract – Jasa Sewa Gas Engine Generator Nomor 3510008186 Tanggal
1 Maret 2025 Antara MEP Rimau dan MEGS
Pada tanggal 1 Maret 2025, MEP Rimau dan MEGS mengadakan perjanjian pekerjaan jasa sewa
gas engine generator. MEGS bertanggung jawab untuk melakukan pekerjaan, yang terdiri atas,
antara lain untuk menyediakan, mengoperasikan, merawat, dan/atau memperbaiki gas engine
161
Page 198
generator untuk mendukung kegiatan operasional MEP Rimau. Perjanjian ini berlaku sampai
dengan 30 April 2028. Nilai perjanjian adalah sebesar Rp42.334.016.000.
Hubungan afiliasi antara MEP Rimau dan MEGS adalah keduanya merupakan perusahaan
terkendali Perseroan.
MCG
1. Kontrak Pengoperasian dan Pemeliharaan untuk Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
Blawan Ijen Unit-1 Di Indonesia tanggal 5 November 2024
Pada tanggal 5 November 2024, MCG dan MPGS telah mengadakan perjanjian pengoperasian
dan pemeliharaan, dimana MPGS akan menyediakan layanan pengoperasian dan pemeliharaan
sehubungan dengan kegiatan pengoperasian dan pemeliharaan fasilitas. Perjanjian ini akan terus
berlanjut sampai akhir 3 bulan setelah berakhirnya periode pengoperasian. Untuk menghindari
keraguan, jangka waktu akan berlanjut paling singkat untuk 6 tahun dari COD Unit-1. Nilai Perjanjian
ini adalah sesuai dengan biaya-biaya sebagai berikut: (i) Biaya Mobilisasi sebesar Rp6.057.143.000;
(ii) Biaya Tetap Operation and Maintenance (“O&M”) sebesar Rp48.000.000.000; (iii) Biaya variabel
O&M sebesar Rp10.000.000.000; (iv) Biaya demobilisasi sebesar Rp12.000.000.000 dan (v) dana
cadangan sebesar Rp10.000.000.000.
Hubungan afiliasi antara MCG dan MPGS adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
DEB
1. Perjanjian Operasi dan Pemeliharaan tanggal 15 Desember 2005 sebagaimana diubah dengan
Amandemen I Perjanjian Operasi dan Pemeliharaan tanggal 28 Juni 2010 sebagaimana
diubah dengan Amandemen II Perjanjian Operasi dan Pemeliharaan tanggal 15 Januari 2014
DEB dan MEB telah mengadakan perjanjian pengoperasian dan pemeliharaan, dimana DEB telah
menunjuk MEB sebagai operator untuk menyediakan layanan pengoperasian dan pemeliharaan
untuk pembangkit tenaga listrik. Perjanjian ini akan terus berlanjut sampai dengan 31 Maret 2030.
Nilai Perjanjian ini adalah (i) Fixed: Rp150.000.000 per tahun dan dibayar bulanan dengan eskalasi
10% setiap tahunnya; dan (ii) Variable: Rp30 per kWh.
Hubungan afiliasi antara DEB dan MEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
2. Perjanjian Pengakuan Hutang sehubungan dengan Perjanjian Pengoperasian dan
Pemeliharaan tanggal 15 Januari 2014
Sehubungan dengan Perjanjian Pengoperasian dan Pemeliharaan antara DEB dan MEB, DEB
belum dapat melakukan pembayaran biaya jasa, sehingga DEB dan MEB sepakat untuk membuat
perjanjian sebagai bentuk pengakuan hutang pembayaran biaya jasa DEB kepada MEB. Perjanjian
ini berlaku selama setiap dan seluruh hutang DEB kepada MEB belum dibayar lunas. Nilai perjanjian
ini adalah Rp29.577.093.723. Sampai dengan tanggal Prospektus ini diterbitkan, perjanjian masih
berlaku dan dengan demikian Para Pihak tunduk pada ketentuan-ketentuan sebagaimana diatur
dalam perjanjian ini.
Hubungan afiliasi antara DEB dan MEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
3. Perjanjian Kepemilikan Generator Cadangan tanggal 1 April 2014
DEB dan MEB sepakat untuk membeli satu set AC generator yang akan dijadikan unit AC generator
Cadangan yang akan dimiliki dan dimanfaatkan bersama-sama. Perjanjian ini akan terus berlaku.
Nilai perjanjian ini adalah USD77.088 dan Rp9.000.000.
162
Page 199
Hubungan afiliasi antara DEB dan MEB adalah keduanya merupakan perusahaan terkendali
Perseroan.
Bahwa seluruh transaksi dengan pihak terafiliasi tersebut di atas merupakan transaksi telah
dilakukan dengan wajar (arm’s length) serta dilakukan dengan syarat dan kondisi yang normal
sebagaimana halnya jika dilakukan dengan pihak ketiga.
6.19. Perkara yang Dihadapi Perseroan, Perusahaan Anak, Anggota Direksi dan Komisaris
Perseroan dan Perusahaan Anak
Berdasarkan surat pernyataan dari Perseroan dan masing-masing Perusahaan Anak (yang melakukan
kegiatan operasional) tanggal 17 April 2025 dan 14 Mei 2025 masing-masing Perseroan dan Perusahaan
Anak (yang melakukan kegiatan operasional) tidak sedang terlibat dalam suatu perkara maupun
sengketa di luar pengadilan dan/atau perkara perdata, pidana, persaingan usaha dan/atau perselisihan
lain di lembaga peradilan dan/atau di lembaga arbitrase baik di Indonesia maupun di luar negeri
atau perselisihan administratif dengan instansi pemerintah yang berwenang termasuk perselisihan
sehubungan dengan kewajiban perpajakan atau perselisihan yang berhubungan dengan masalah
perburuhan/hubungan industrial atau kepailitan atau penundaan kewajiban pembayaran utang atau
mengajukan permohonan kepailitan atau mengajukan penundaan kewajiban pembayaran utang atau
tidak sedang menghadapi somasi yang dapat mempengaruhi secara berarti dan material kedudukan
peranan dan/atau kelangsungan usaha Perseroan dan Perusahaan Anak (yang melakukan kegiatan
operasional), rencana Obligasi dan rencana penggunaan dananya.
Berdasarkan surat pernyataan masing-masing Direktur dan Komisaris dari Perseroan dan masing-
masing Perusahaan Anak (yang melakukan kegiatan operasional) tanggal 17 April 2025 dan 14 Mei
2025, masing-masing anggota Direksi dan Dewan Komisaris Perseroan dan Perusahaan Anak (yang
melakukan kegiatan operasional) tidak sedang terlibat dalam suatu perkara perdata, pidana, persaingan
usaha dan/atau perselisihan di lembaga peradilan dan/atau di lembaga arbitrase baik di Indonesia
maupun di luar negeri atau perselisihan administratif dengan instansi pemerintah yang berwenang
termasuk perselisihan sehubungan dengan kewajiban perpajakan atau perselisihan yang berhubungan
dengan masalah perburuhan/hubungan industrial atau tidak pernah dinyatakan pailit atau terlibat dalam
penundaan kewajiban pembayaran utang yang dapat mempengaruhi secara berarti kedudukan peranan
dan/atau kelangsungan usaha Perseroan dan Perusahaan Anak (yang melakukan kegiatan operasional),
atau menjadi anggota Direksi atau Dewan Komisaris yang dinyatakan bersalah menyebabkan suatu
perusahaan dinyatakan pailit atau tidak sedang menghadapi somasi yang dapat mempengaruhi secara
berarti dan material kedudukan peranan dan/atau kelangsungan usaha Perseroan dan Perusahaan
Anak (yang melakukan kegiatan operasional), rencana Obligasi dan rencana penggunaan dananya.
6.20. Aset Tetap Perseroan
Sampai dengan tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perseroan tidak memiliki dan/atau menguasai aset
tetap. Lebih lanjut, berikut merupakan rincian mengenai aset tetap yang dimiliki dan/atau dikuasai oleh
Perusahaan Anak:
Pemanfaatan/
No. Jenis Aset Lokasi Bentuk Kepemilikan Masa Berlaku
Penggunaan
MEGS
1. Tanah Desa Panang Jaya, SHGB No. 00005 Sampai dengan Kantor
Kecamatan Gunung Megang, 29 November 2050
Kabupaten Muara Enim
2. Tanah Desa Panang Jaya, SHGB No. 00006 Sampai dengan Kantor
Kecamatan Gunung Megang, 29 November 2050
Kabupaten Muara Enim
MSBT
3. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000001266.0 1 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
4. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000001268.0 2 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
163
Page 200
Pemanfaatan/
No. Jenis Aset Lokasi Bentuk Kepemilikan Masa Berlaku
Penggunaan
5. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, SHGB No. 28 tanggal 2 Juli 2021 Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali 7 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
6. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, SHGB No. 29 tanggal 2 Juli 2021 Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali 7 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
7. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, SHGB No. 30 tanggal 2 Juli 2021 Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali 7 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
8. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, SHGB No. 31 tanggal 7 Juli 2021 Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali 7 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
9. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000003288.0 2 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
10. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000003298.0 2 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
11. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000003522.0 2 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
12. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000003536.0 29 Juni 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
13. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000003542.0 2 Juli 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
14. Tanah Desa Tianyar, Kec. Kubu, Sertifikat tanah elektronik dengan Sampai dengan Lahan tanah untuk
Kab. Karangasem, Prov. Bali nomor NIB. 22.08.000003752.0 29 Juni 2051 Pembangkit Listrik
Tenaga Surya (PLTS)
6.21. Besarnya Ketergantungan Perseroan terhadap Kontrak
Perseroan sangat bergantung pada kontrak-kontrak jangka panjang yang bersifat strategis, baik dengan
pemerintah, pelanggan utama, maupun mitra bisnis. Di sektor hulu migas, Perseroan beroperasi
berdasarkan kontrak bagi hasil (PSC) yang diberikan oleh pemerintah melalui SKK Migas, sehingga
keberlangsungan operasional sangat dipengaruhi oleh ketentuan dalam kontrak tersebut. Di sisi hilir,
pendapatan Perseroan banyak bergantung pada perjanjian penjualan energi dan gas dengan pihak
seperti PLN dan perusahaan industri lainnya. Selain itu, Perseroan juga memiliki ketergantungan tinggi
terhadap pemasok jasa teknis dan perjanjian pembiayaan untuk mendukung proyek-proyek besar.
Ketergantungan ini menciptakan risiko konsentrasi yang harus dikelola secara hati-hati agar tidak
mengganggu stabilitas bisnis Perseroan.
6.22. Kegiatan Usaha
1. Umum
Dalam melakukan kegiatan usahanya sebagai perusahaan holding, Perseroan memiliki dan menguasai
Perusahaan Anak yang menjalankan kegiatan usaha utama di bidang eksplorasi dan produksi minyak
dan gas di wilayah Indonesia dan internasional. Selain itu, Perusahaan Anak yang dimiliki oleh Perseroan
juga mendiversifikasikan bisnisnya dalam bidang ketenagalistrikan, distribusi gas, jasa penyewaan
peralatan pengeboran dan jasa penyewaan gedung. Selain melakukan aktivitas perusahaan holding,
perusahaan juga memberikan bantuan nasihat terkait operasional usaha, perencanaan strategi dan
organisasi, serta keputusan berkaitan dengan keuangan dan perencanaan. Perseroan merupakan
holding perusahaan produksi dan eksplorasi tercatat terbesar di Indonesia berdasarkan pendapatan
usaha, produksi dan kapitalisasi pasar. Mengutip Wood Mackenzie, pada 2024, Perseroan merupakan
perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat produksi ketiga terbesar di
antara perusahaan sejenis di Asia Tenggara (tidak termasuk perusahaan minyak dan gas nasional).
Perseroan juga merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat
164
Page 201
produksi keempat terbesar berdasarkan peer analysis yang mengacu pada sekelompok sejawat yang
diidentifikasi oleh Wood Mackenzie, terdiri dari delapan perusahaan eksplorasi dan produksi independen
dengan cadangan terbukti dan terduga serta jaringan produksi yang patut dicatat, termasuk Harbour
Energy, ENEOS Xplora, Murphy Oil, Energean, Azule Energy, Ithaca Energy dan MOL. Sebagian besar
kegiatan usaha utama Perseroan terkonsentrasi di Indonesia dan sekarang memiliki aset produktif di
Oman dan Thailand serta kegiatan operasi minyak dan gas di Tanzania dan Yaman.
Umur Cadangan Terbukti dan Terduga (2P Reserves Life)
Sumber: Wood Mackenzie, Maret 2025
Catatan: 1. Berdasarkan aset yang berlokasi di Asia Tenggara
2. Berdasarkan perkiraan ukuran cadangan terbukti dan terduga dan kepemilikan pada 1 Januari 2025
Umur cadangan terbukti dan terduga (2P Reserve Life) per 31 Desember 2024, 31 Desember 2023,
31 Desember 2022 secara berturut-turut adalah 10.4 tahun, 10.6 tahun, dan 8.4 tahun.
Perseroan telah berhasil menyelesaikan sejumlah akuisisi dalam beberapa tahun terakhir. Pada
12 Desember 2023, Perseroan menyelesaikan akuisisi Oman, di mana Perseroan mengakuisisi 20%
hak partisipasi non-operasional pada dua EPSA (Exploration and Production Sharing Agreements) di
Kesultanan Oman dari OQEP. Nilai total transaksi mencapai USD713 juta, yang didanai melalui kombinasi
utang, kas internal, serta pembayaran ditangguhkan sebesar USD70 juta yang akan dibayarkan secara
bertahap hingga tahun 2029, dengan USD10 juta di antaranya telah dibayarkan. Blok 60 merupakan
blok produksi, sedangkan Blok 48 adalah blok eksplorasi; keduanya terletak di wilayah barat Oman. Blok
60 saat ini memproduksi minyak, namun memiliki potensi signifikan untuk pengembangan gas. Sejak
akuisisi tersebut, Perseroan aktif mendorong pertukaran pengetahuan organisasi dengan OQEP, yang
tetap menjadi operator lokal di Oman, termasuk melalui penugasan karyawan Perseroan ke Oman dan
kolaborasi dalam penugasan korporat. Bersama OQEP, Perseroan meyakini bahwa pengalaman yang
dimiliki oleh kedua belah pihak dalam pengelolaan cadangan minyak dan gas akan menciptakan sinergi
yang signifikan. Pada tahun 2024, rata-rata produksi di Blok 60 mencapai 62,8 MBOEPD, dengan porsi
produksi bersih Perseroan sebesar 12,6 MBOEPD.
Pada Maret 2022, Perseroan menyelesaikan akuisisi Corridor, yang mana menjadikan Perseroan
sebagai operator dari Wilayah Kerja (PSC) Corridor di Indonesia. Akuisisi ini meningkatkan proporsi
gas di dalam keseluruhan produksi Perseroan, serta memberikan hak kepemilikan di Transasia Pipeline
Company Pvt. Ltd., yang memiliki hak kepemilikan di PT Transportasi Gas Indonesia, jaringan pipa
gas yang memasok pelanggan di wilayah Sumatra Tengah, Batam, dan Singapura.Total nilai transaksi
akuisisi Corridor adalah sekitar USD1.355 miliar, yang didanai terutama melalui kombinasi utang dan
kas internal. Perseroan berhasil menyelesaikan perpanjangan PSC Corridor sesuai jadwal, yang mulai
berlaku efektif pada Desember 2023. Dalam perpanjangan tersebut, porsi hak partisipasi Perseroan
disesuaikan menjadi 46%, dari sebelumnya 54%, sesuai dengan ketentuan rencana perpanjangan
yang diatur oleh penjual, ConocoPhillips. Perseroan juga berhasil memperbarui kontrak dengan tetap
berada dalam rezim cost recovery, menggantikan rencana awal untuk beralih ke skema gross split.
165
Page 202
Pada 31 Desember 2024, kapitalisasi Perseroan adalah sebesar Rp27,6 triliun.
Selama tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, Perseroan secara berturut-
turut membukukan total penjualan minyak dan gas sebesar USD2.178,0 juta dan USD1.959,2 juta.
Pada tahun-tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2024 dan 2023, Perseroan secara berturut-turut
membukukan jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya sebesar USD221,2 juta dan USD290,1
juta, serta EBITDA sebesar USD1.271,8 juta dan USD1.255,2 juta.
Perseroan didirikan pada tahun 1980 sebagai kontraktor pengeboran Indonesia, dan sejak itu telah
berkembang pesat dalam empat puluh lima tahun terakhir. Secara khusus, Perseroan melakukan
ekspansi kegiatan eksplorasi dan produksi dari lapangan Kaji dan Semoga di blok Rimau pada
tahun 1996, setelah akuisisi yang dilakukan pada blok Rimau yang saat itu dianggap sebagai aset
yang telah memasuki tahap matang (mature) pada tahun 1995. Setelah itu Perseroan mengakuisisi
kepemilikan di berbagai blok lainnya, baik di dalam maupun luar Indonesia. Perseroan mulai memasuki
sektor pembangkit tenaga listrik pada tahun 2004 melalui MPI dan sektor pertambangan emas melalui
kepemilikan di AMNT pada tahun 2016.
Kantor terdaftar dan kantor pusat eksekutif Perseroan beralamat di Lantai 53, The Energy Building
(yang dimiliki oleh Perseroan), SCBD lot 11A, Jalan Jend. Sudirman, Jakarta 12190, Indonesia.
Gambaran Umum Kegiatan Usaha Minyak dan Gas
Perseroan memiliki hak kepemilikan dalam 16 (enam belas) aset minyak dan gas di Indonesia,
12 (dua belas) di antaranya telah berproduksi. Perseroan juga memiliki kepemilikan atas aset minyak
dan gas di sejumlah negara lain, termasuk kepemilikan pada aset produksi utama di Oman dan
Thailand, serta kepemilikan pada aset lainnya di Oman, Yaman, dan Tanzania. Aset minyak dan gas
yang dimiliki Perseroan di Indonesia memiliki Kontrak Bagi Hasil dan Gross Split dengan SKK MIGAS,
badan pengelola kegiatan hulu minyak, dan gas milik Pemerintah. Aset yang dimiliki Perseroan di
Oman tunduk pada perjanjian eksplorasi dan produksi dengan Kesultanan Oman. Aset yang dimiliki
Perseroan di Thailand yang dilakukan berdasarkan kontrak konsesi, tunduk pada kebijakan perpajakan
dan royalty yang berlaku di Thailand.
Pada tahun 2024, produksi Perseroan adalah sebesar 151,9 MBOEPD yang mana bagian produksi
minyak dan gas bumi Perseroan adalah 73% gas dan 27% minyak (termasuk produksi yang berasal dari
kontrak jasa dengan Oman). Sekitar 51,7% dari total produksi minyak dan gas Perseroan pada tahun
2024 dijual melalui kontrak gas jangka panjang dengan skema harga tetap dan take-or-pay. Gas yang
dijual di bawah kontrak harga tetap ini sebagian besar dipasok kepada PGN (perusahaan distribusi gas
yang mayoritas sahamnya dimiliki oleh Pemerintah Indonesia), Pertamina (perusahaan minyak nasional
Indonesia), PUSRI (perusahaan BUMN yang bergerak di bidang produksi dan distribusi pupuk), serta
PLN (perusahaan listrik negara). Para pembeli gas Perseroan merupakan pelanggan unggulan dengan
profil kredit yang kuat.
Pada 31 Desember 2024, cadangan terbukti dan terduga Perseroan diperkirakan mencapai 493,4
MMBOE, yang mana cadangan terbukti yang telah dikembangkan pada 31 Desember 2022, 2023, dan
2024 tercatat sebesar 238,1 MMBOE, 248,9 MMBOE, dan 178,0 MMBOE, tidak termasuk cadangan
di bawah kontrak jasa Perseroan di Karim Small Fields, Oman. Perseroan memproduksi sekitar 40,4
MBOPD, 34,4 MBOPD, 35,5 MBOPD, 32,1 MBOPD, dan 41,3 MBOPD minyak dan kondensat masing-
masing pada tahun 2020, 2021, 2022, 2023, dan 2024. Produksi gas alam pada tahun-tahun tersebut
masing-masing mencapai sekitar 322,3 MMSCFD, 319,7 MMSCFD, 704,1 MMSCFD, 697,4 MMSCFD,
dan 603,4 MMSCFD, termasuk produksi berdasarkan kontrak jasa Perseroan di Karim Small Fields,
Oman. Total produksi, termasuk dari Karim Small Fields, tercatat sebesar 100,4 MBOEPD pada tahun
2020, 94,1 MBOEPD pada tahun 2021, 162,5 MBOEPD pada tahun 2022, 159,7 MBOEPD pada
tahun 2023, dan 151,9 MBOEPD pada tahun 2024. Perseroan menargetkan agar tingkat produksi dan
komposisi produksi sepanjang tahun 2025 secara umum sejalan dengan capaian produksi sepanjang
tahun 2024.
166
Page 203
Gambaran Umum Kegiatan Usaha Ketenagalistrikan dan Pertambangan
Sebagai tambahan atas kegiatan inti minyak dan gas, Perseroan juga beroperasi dalam bidang
ketenagalistrikan melalui MPI, anak perusahaan yang dimiliki sepenuhnya oleh Perseroan dan memiliki
investasi pada bidang pertambangan melalui kepemilikan di AMI yang merupakan perusahaan induk
dari AMNT .
MPI merupakan produsen listrik independen (Independent Power Producer/IPPs) berskala kecil hingga
menengah yang mengembangkan dan mengoperasikan unit pembangkit listrik ramah lingkungan
miliknya sendiri. Selain itu, MPI juga merupakan penyedia jasa operasi dan pemeliharaan (Operation
and Maintenance/O&M) yang membangun, mengoperasikan, serta memelihara pembangkit listrik milik
pihak ketiga. MPI mengusung platform energi hijau dan memiliki portofolio di pembangkit listrik berbasis
gas, energi panas bumi, serta energi terbarukan lainnya, termasuk pembangkit listrik tenaga mini hidro
dan tenaga surya. Saat ini, MPI memiliki dan mengoperasikan sebelas aset pembangkit listrik. Hampir
setengah dari total kapasitas MPI berasal dari sumber energi terbarukan. Pada 31 Desember 2024, MPI
memiliki total kapasitas mencapai 2.901 MW yang mencakup baik pembangkit IPP maupun pembangkit
yang dikelola melalui skema O&M. Pada tahun 2022, 2023, dan 2024, MPI memproduksi 3.993 GWH,
4.155 gwh DAN 4.108 GWH listrik sebagai IPP, serta bertindak sebagai penyedia layanan O&M untuk
pembangkit listrik dengan kapasitas produksi masing-masing sebesar 1.925 MW, 1.925 MW, dan
1.975 MW.
Investasi pertambangan tembaga dan emas Perseroan didasari oleh kepemilikan pada AMI, yang
merupakan perusahaan induk dari AMNT. AMI telah menyelesaikan penawaran umum perdana (IPO)
di Bursa Efek Indonesia (BEI) pada bulan Juli 2023 dan diperdagangkan dengan kode saham “AMMN”.
Perseroan memiliki kepemilikan efektif sebesar 20,9% di AMI.
2. Kecenderungan, Ketidakpastian, Permintaan, Komitmen, atau Peristiwa Yang Mempengaruhi
Prospek Keuangan Perseroan
Keterangan atas faktor-faktor yang mempengaruhi kegiatan usaha dan operasi Perseroan dapat dilihat
pada Bab III. Analisis dan Pembahasan Manajemen subbab 3.2. Faktor-faktor yang Mempengaruhi
Kegiatan Usaha dan Operasi Perseroan.
3. Keunggulan Kompetitif
Perusahaan eksplorasi dan produksi regional yang terdepan, dengan pontensi pertumbuhan di
masa mendatang
Perseroan merupakan perusahaan produksi dan eksplorasi tercatat terbesar di Indonesia berdasarkan
pendapatan usaha, produksi dan kapitalisasi pasar. Pada tahun 2024, rata-rata total produksi minyak
dan gas bumi adalah sebesar 151,9 MBOEPD. Mengutip Wood Mackenzie, pada 2024, Perseroan
merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat produksi ketiga
terbesar di antara perusahaan sejenis di Asia Tenggara (tidak termasuk perusahaan minyak dan gas
nasional). Perseroan juga merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan
tingkat produksi keempat terbesar berdasarkan peer analysis yang mengacu pada sekelompok sejawat
yang diidentifikasi oleh Wood Mackenzie, terdiri dari delapan perusahaan eksplorasi dan produksi
independen dengan cadangan terbukti dan terduga serta jaringan produksi yang patut dicatat, termasuk
Harbour Energy, ENEOS Xplora, Murphy Oil, Energean, Azule Energy, Ithaca Energy dan MOL. Pada
tanggal 31 Desember 2024, estimasi hak partisipasi cadangan terbukti dan terduga Perseroan adalah
sebesar 439,4 MMBOE
Perseroan percaya bahwa portofolio blok Perseroan yang besar di Asia Tenggara dan lokasi lainnya
menawarkan diversifikasi risiko yang terkait dengan kepemilikan dan pengoperasian aset eksplorasi
dan aset produktif. Perseroan memiliki kepemilikan dalam 16 (enam belas) aset minyak dan gas bumi
di Indonesia, 12 (dua belas) di antaranya telah mencapai tahap produksi. Perseroan adalah kontraktor
tunggal atau bekerja sama dengan pihak lainnya dalam mengoperasikan Corridor, Rimau, Sumatra
Selatan, Lematang, Tarakan, Senoro-Toili, Laut Natuna Selatan Blok B, Blok A Aceh, Bangkanai,
167
Page 204
Sampang, Madura Offshore, Simenggaris, Sokang Utara, Blok Bangkanai Barat, Beluga dan Blok
Amanah. Hal ini memungkinkan Perseroan untuk mengontrol atau mempengaruhi dan mengoptimalkan
langkah eksplorasi, pengembangan dan belanja modal terkait di setiap blok tersebut.
Untuk memperluas jangkauan dan mengurangi risiko geografis, Perseroan juga memiliki kepemilikan
pada aset produksi dan eksplorasi terutama di Oman dan Thailand, serta aset lainnya di Tanzania dan
Yaman. Diversifikasi ini memperkuat daya tahan portofolio Perseroan sekaligus menciptakan sumber
pertumbuhan baru di luar pasar domestik.
Arus kas yang stabil dari perjanjian penjualan gas jangka panjang dengan basis pelanggan
unggulan
Perseroan memiliki tingkat produksi yang relatif stabil, yang berasal dari aset-aset dengan tingkat
risiko yang rendah yang memiliki Perjanjian Penjualan Gas Jangka Panjang dari pelanggan-pelanggan
unggulan.
Perseroan memperoleh manfaat dari Perjanjian Penjualan Gas jangka panjang yang memberikan
aliran pendapatan yang konsisten dan mengurangi dampak dari fluktuasi harga minyak. Sebagai
contoh, harga gas berdasarkan Perjanjian Penjualan Gas di Indonesia ditentukan dalam USD/MMBTU
dengan memperhitungkan faktor kenaikan yang relatif kecil (umumnya berkisar antara 2,5% hingga
3,0% per tahun). Di samping itu, mayoritas 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.
Selain itu, off-taker gas Perseroan meliputi pelanggan-pelanggan unggulan dengan profil kredit yang
kuat, termasuk perusahaan seperti Pertamina, PGN dan PLN, dan pelanggan internasional terkemuka
seperti SembCorp dan Gas Supply Pte Ltd, yang masing-masing memiliki riwayat pembayaran yang
baik.
Struktur biaya yang rendah
Perseroan telah membangun rekam jejak sebagai produsen minyak dan gas dengan biaya rendah
di Indonesia. Perseroan meyakini bahwa pengalaman yang signifikan dalam pengoperasian dan
pengelolaan aset hidrokarbon memberikan keunggulan kompetitif dalam mewujudkan efisiensi biaya
dari aset-aset tersebut. Perseroan telah menerapkan berbagai program efisiensi biaya dari waktu
ke waktu, yang mencakup peluang penghematan skala besar, seperti penurunan tarif sewa rig
pengeboran, hingga peluang penghematan skala kecil, seperti pengurangan anggaran perjalanan dinas
dan penyederhanaan program pelatihan. Selain itu, akuisisi atas wilayah kerja Corridor (blok gas darat)
serta akuisisi di Oman turut berkontribusi pada peningkatan efisiensi biaya produksi Perseroan. Biaya
operasi dan administrasi per unit pada tahun 2022, 2023 dan 2024 adalah USD6,8/BOE, USD8,3/BOE,
dan USD8,2/BOE, menurun jika dibandingkan dengan biaya operasi dan administrasi per unit pada
tahun 2021, 2020 dan 2019 yang adalah sebesar USD9,5/BOE, USD9,1/BOE, dan USD9,9/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;
(iii) meningkatkan sistem untuk mengotomatisasi sejumlah prosedur administratif seperti perencanaan
bisnis dan perangkat lunak untuk konsolidasi; (iv) menelaah kembali seluruh operasi guna menerapkan
metodologi “tepat guna”, antara lain dengan menjadwalkan kembali pemeliharaan dan penggantian
mesin yang telah direncanakan; serta (v) menerapkan Penganggaran Berbasis Nol (Zero Based
Budgeting) dimana seluruh pengeluaran akan dievelausi kembali untuk setiap periode anggaran yang
baru. 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.
168
Page 205
Setelah akuisisi Ophir pada tahun 2019, Perseroan telah menutup gedung perkantoran dan mengurangi
sebagian jumlah karyawan di London, Bangkok, dan Jakarta di tahun 2021. Pada pertengahan tahun
2020, Perseroan meluncurkan program peningkatan kinerja yang berkelanjutan yang difasilitasi oleh
perusahaan konsultan terkemuka dengan tujuan untuk membandingkan kinerja perusahaan dengan
praktik secara global, yang mengarah pada identifikasi beberapa inisiatif baru sehubungan dengan
pemeliharaan, manajemen rantai pasokan, perencanaan, operasi, model operasi, dan kode etik. Pada
tahun 2021, Perseroan menerapkan pendekatan gabungan antara sistem hot-desking dan bekerja dari
rumah untuk mengoptimalkan ruang kerja dan memungkinkan pengembalian beberapa lantai kepada
pemilik gedung untuk selanjutkan disewakan kepada pihak ketiga yang lain. Selain itu, sehubungan
dengan akuisisi Corridor, Perseroan telah mengidentifikasi dan mengimplementasikan sinergi
operasional, pengadaan, dan komersial dengan aset-aset Perseroan yang telah ada, dengan total nilai
sekitar USD50 juta. Perseroan juga telah menunjukkan kemampuan untuk beradaptasi secara cepat
terhadap perubahan kondisi. Sebagai respons terhadap penurunan permintaan energi yang signifikan
akibat pandemi COVID-19, Perseroan berhasil melakukan pengurangan anggaran belanja modal
maupun anggaran operasional guna menjaga likuiditas.
Pada tahun 2022, Perseroan juga meluncurkan strategi Teknologi Informasi digital lima tahun yang
dirancang untuk membangun fondasi yang kuat dalam mendukung ketangkasan dan ketahanan serta
mendorong integrasi, efisiensi, dan kecerdasan yang lebih tinggi di seluruh operasi bisnis. Perseroan
meyakini bahwa fondasi ini telah dan akan terus mendukung inisiatif otomasi proses dan transformasi
digital secara berkelanjutan. Empat pilar utama dari inisiatif ini mencakup: memperkuat fondasi digital
bisnis Perseroan, membentuk model operasional digital yang baru, mendorong transformasi digital
di seluruh lini bisnis, serta memperkuat sistem keamanan siber. Peningkatan ini diharapkan terus
mendorong efisiensi, kolaborasi, dan optimalisasi tenaga kerja, termasuk melalui sentralisasi fungsi
organisasi di bidang operasi kelautan, eksplorasi, pengeboran, dan rekayasa, serta peningkatan
koordinasi, alokasi sumber daya, dan efisiensi operasional.
Dalam jangka pendek, Perseroan terus berkomitmen untuk mempertahankan biaya operasi dan
administrasi migas per unit per BOE pada tingkat yang lebih rendah dari USD10/BOE, antara lain
dengan cara melanjutkan inisiatif-inisiatif efisiensi biaya tersebut di atas. Namun, Perseroan juga tetap
berfokus untuk meminimalkan risiko terhadap keselamatan karyawan dan kontraktor serta efisiensi
waktu produksi dan dampaknya terhadap lingkungan.
Struktur biaya rendah Perseroan mendukung perpanjangan umur ekonomis blok produksi dan
memberikan margin operasional yang lebih baik, terutama pada lapangan-lapangan matang dengan
penurunan volume produksi. Selain itu, efisiensi biaya ini memungkinkan pertumbuhan cadangan dan
perpanjangan masa kontrak PSC dengan belanja modal yang lebih efisien.
Rekam jejak yang telah teruji dalam melaksanakan strategi pertumbuhan secara sukses
Perseroan memiliki rekam jejak dalam memperoleh dan mengintegrasikan aset-aset milik Perseroan,
dimana kapabilitas Perseroan salah satunya ditunjukan dengan kemampuan untuk mengidentifikasi
peluang-peluang akuisisi dan mengintegrasikan aset hasil akuisisi tersebut secara efektif ke dalam bisnis
Perseroan saat ini. Sebagai contoh, dalam akuisisi atas wilayah kerja Corridor yang diselesaikan pada
Maret 2022, Perseroan berhasil menyelesaikan integrasi sistem dan organisasi pada tahun 2022, serta
integrasi perkantoran pada April 2023. Perseroan juga telah mengidentifikasi dan mengimplementasikan
sinergi operasional, pengadaan, dan komersial berulang dengan aset-aset yang telah ada, dengan
total nilai sebesar USD50 juta. Selama proses integrasi atas Ophir, yang diakuisisi pada Mei 2019,
Perseroan berhasil mewujudkan berbagai sinergi dan penghematan biaya tanpa mengorbankan
standar keselamatan kerja. Sebelum akuisisi Ophir, Perseroan juga telah mengakuisisi kepemilikan dan
menjadi operator untuk Laut Natuna Selatan Blok B beserta sistem transportasi terkait West Natuna
Transportation System. Ketiga akuisisi tersebut berhasil menghemat biaya operasi yang substantial
melebihi perkiraan Perseroan.
Selain itu, Blok 60, yang diperoleh melalui akuisisi di Oman yang diselesaikan pada Desember 2023,
saat ini terutama memproduksi minyak, namun memiliki potensi yang signifikan untuk produksi gas.
Sejak akuisisi tersebut diselesaikan, Perseroan telah secara aktif mencari peluang untuk berbagi
169
Page 206
pengetahuan organisasi dengan operator lokal di Oman, termasuk melalui penempatan pegawai Medco
ke Oman dan pelaksanaan penugasan korporat. Perseroan meyakini bahwa baik operator lokal di Oman
maupun Perseroan akan mampu memperoleh manfaat yang signifikan dari pengalaman Perseroan
dalam mengekstraksi cadangan gas.
Perseroan memiliki rekam jejak yang kuat dalam menyelesaikan secara sukses proyek-proyek baru di
sektor minyak dan gas, ketenagalistrikan, dan pertambangan. Keberhasilan ini menciptakan kesadaran
akan nilai dari proyek greenfield dan menjadikan Perseroan mitra pilihan bagi pihak ketiga yang sedang
mencari mitra dengan kemampuan dalam mengembangkan dan menjalankan proyek.
Penyelesaian pengembangan proyek gas pada Blok A Tahap 1 pada tahun 2019 merupakan salah
satu contoh kemampuan operasional Perseroan. Proyek ini melibatkan pengeboran pada tekanan
dan temperatur tinggi, serta pembangunan fasilitas pemrosesan gas pusat di wilayah terpencil di
Indonesia. Proyek ini berhasil diselesaikan tepat waktu dan sesuai anggaran, dengan produksi gas
pertama tercapai pada Agustus 2018. Perseroan juga berhasil memulai produksi tahap 4B atas minyak
di lapangan Bualuang pada Januari 2020, yang menunjukkan kemampuan Perseroan dalam mengelola
operasi di luar wilayah Indonesia. Pencapaian penting lainnya termasuk di Laut Natuna Selatan Blok B,
di mana Perseroan berhasil melakukan monetisasi cadangan dengan mencapai produksi gas
pertama di lapangan Hiu, Malong, dan Belida Extension pada tahun 2022, serta di lapangan Bronang
pada tahun 2023. Selain itu, produksi gas pertama di proyek West Belut juga berhasil dicapai pada
tahun 2024, menyusul penemuan di akhir 2020 dan pengembangan sejak tahun 2022. Platform ini
merupakan fasilitas tanpa awak yang menggunakan teknologi tenaga surya fotovoltaik. Pada tahun
2025, Perseroan sedang melanjutkan upaya untuk mengalirkan produksi dari lapangan Forel dan
Terubuk di Laut Natuna Selatan Blok B. Pada tahun 2024, sumur ketiga di lapangan Meliwis (Madura
Offshore PSC) mulai berproduksi. Untuk wilayah Corridor PSC, saat ini sedang dilakukan optimalisasi
fasilitas (termasuk perawatan sumur, peremajaan fasilitas, pengurangan hambatan aliran, penurunan
tekanan masuk, peningkatan kapasitas pabrik, serta optimasi mode operasi) dan pelaksanaan program
pengembangan yang merupakan bagian dari komitmen kerja pasti PSC. Program ini bertujuan untuk
menjaga tingkat produksi dasar serta membuka potensi tambahan cadangan migas. Sebagai bagian
dari komitmen kerja pasti tersebut, pada tahun 2024 Perseroan telah melakukan survei seismik 3D
seluas 165 kilometer persegi di lapangan Rebonjaro dan 237 kilometer persegi di lapangan Sumpal,
yang keduanya merupakan bagian dari wilayah Corridor PSC. Selain itu, sumur Suban-27 telah mulai
berproduksi pada tahun yang sama.
Mitra terpercaya bagi perusahaan asing dan BUMN
Perseroan mempercayai bahwa Perseroan memiliki pengalaman yang luas di Asia Tenggara, kapabilitas
sebagai operator dan keberhasilan dalam menjalankan akuisisi dimana hal-hal ini dapat memposisikan
Perseroan sebagai mitra yang unggul bagi perusahaan asing dan BUMN.
Pengembangan Perseroan pada lapangan gas Senoro (dengan Pertamina sebagai operator bersama)
dan usaha patungan PT Donggi Senoro LNG (“DSLNG”) dengan Mitsubishi Corporation dan KOGAS
melalui perusahaan patungan Sulawesi LNG Development Ltd., dan Pertamina melalui anak
perusahaannya PT Pertamina Hulu Energi adalah contoh dari kerjasama yang dilakukan Perseroan
dengan perusahaan asing dan BUMN. DSLNG adalah proyek pertama di Indonesia dimana bisnis LNG
hilir ditetapkan sebagai entitas bisnis yang terpisah dari bisnis hulu yaitu, ladang gas Senoro milik
Perseroan. Struktur ini memungkinkan penghematan pada pengadaan dan penjadwalan.
Selain itu, Perseroan secara historis telah berhasil memperoleh perpanjangan Kontrak Bagi Hasil (PSC)
sebelum masa berlakunya berakhir. Sebagai contoh, Perseroan memperoleh perpanjangan untuk PSC
Lematang hingga tahun 2027, perpanjangan selama 20 tahun untuk PSC Rimau dan PSC Corridor
hingga tahun 2043, serta perpanjangan untuk PSC Tarakan hingga tahun 2042 dan PSC Senoro-Toili
hingga tahun 2047. Perseroan juga berhasil memperpanjang Perjanjian Penjualan Gas (GSA) dengan
Gas Supply Pte. Ltd. (Singapura) untuk PSC Corridor hingga tahun 2028, serta menandatangani GSA
baru dengan Sembgas terkait penjualan gas ke Singapura dari Laut Natuna Selatan Blok B pada tahun
2023. Pada Desember 2024, Perseroan memperoleh perpanjangan kontrak selama sepuluh tahun
untuk lapangan Bualuang, yang saat ini sedang dalam proses finalisasi dengan Kementerian Energi
Thailand. Selain itu, rencana komersialisasi tahap 2 untuk lapangan gas Kerendan di PSC Bangkanai
telah disetujui oleh SKK Migas dan saat ini sedang menunggu persetujuan dari Pemerintah.
170
Page 207
Perseroan mempercayai bahwa keterlibatan dalam proyek-proyek dengan perusahaan asing dan
BUMN, rekam jejak Perseroan dalam mendapatkan ekstensi Kontrak Bagi Hasil, memperoleh hak
kepemilikan dalam Kontrak Bagi Hasil dan konsesi memberikan keunggulan kompetitif bagi Perseroan
yang akan memungkinkan Perseroan untuk menjadi mitra pilihan bagi perusahaan asing dan BUMN.
Kemampuan organisasi dan keuangan yang memadai untuk merealisasikan peluang dari transisi
energi
Transisi menuju energi rendah karbon membuka peluang signifikan bagi Perseroan untuk
mengembangkan proyek energi terbarukan, baik di Indonesia maupun Asia Tenggara.
Perseroan didukung oleh Dewan Komisaris, Direksi, dan tim manajemen senior yang memiliki
pengalaman luas dalam menjalankan operasi di Indonesia. Perseroan juga memiliki rekam jejak
yang solid dalam memperoleh pembiayaan, baik dari kreditur maupun pasar modal domestik dan
internasional. Perseroan mengadopsi struktur organisasi dengan hierarki minimal, dengan proses
pengambilan keputusan yang efisien serta strategi yang jelas. Hal ini memungkinkan Perseroan untuk
dengan cepat merespons berbagai peluang yang muncul, serta memperkuat posisi Perseroan untuk
terus menangkap peluang yang timbul dari transisi energi di masa mendatang.
4. 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
Perseroan saat ini sedang mengembangkan Proyek Senoro Tahap II, di mana 100% cadangan 2P, telah
dinilai oleh Gaffney, Cline, & Associates (GCA) per 31 Desember 2024, adalah sebesar 2,149 BCF.
Proyek Senoro Tahap II mencakup kegiatan pengeboran dan pembukaan kembali sejumlah sumur di
bagian selatan lapangan Senoro, serta pembangunan jalur trunkline sepanjang 13 kilometer yang akan
menghubungkan area tersebut ke fasilitas pemrosesan gas yang telah ada di Senoro. Melalui proyek
ini, Perseroan berharap dapat memanfaatkan fasilitas eksisting secara optimal sekaligus melakukan
monetisasi tambahan atas cadangan gas. Penyelesaian proyek ditargetkan pada akhir tahun 2025.
Perseroan telah memperoleh persetujuan alokasi gas untuk MPI, dan saat ini sedang dalam proses
mendapatkan persetujuan alokasi gas untuk pembeli lainnya setelah tahun 2027 (sebelumnya, penjualan
gas akan tetap dilaksanakan berdasarkan perjanjian GSA yang telah ada).
Perseroan mencatat empat penemuan komersial di Laut Natuna Selatan Blok B pada tahun 2020, dan
sejak itu telah melakukan monetisasi atas cadangan di blok tersebut, antara lain melalui pencapaian
produksi gas pertama di lapangan Hiu, lapangan Malong, dan Belida extension pada tahun 2022,
serta di lapangan Bronang pada tahun 2023. Di Laut Natuna Selatan Blok B, Perseroan juga berhasil
mengalirkan gas pertama dari proyek West Belut pada tahun 2024. Pada tahun ini, Perseroan tengah
melanjutkan pengembangan untuk mengalirkan produksi dari lapangan Forel dan lapangan Terubuk
di blok yang sama. Selain itu, di wilayah kerja Madura Offshore PSC, Perseroan berhasil mengalirkan
sumur ketiga di lapangan Meliwis pada tahun 2024.
Selanjutnya, Perseroan memperkirakan persentase produksi di masa depan sebagian besar akan terdiri
dari produksi dari Corridor, Senoro-Toili, Laut Natuna Selatan Blok B, Blok A Aceh, Blok 60 di Oman dan
Bualang di Thailand, sementara blok-blok Perseroan lainnya yang sudah berjalan, termasuk Kontrak
Bagi Hasil Rimau dan Kontrak Bagi Hasil Sumatera Selatan, telah mencapai tahap matang produksi.
Indeks umur cadangan terbukti dan terduga Perseroan pada tanggal 31 Desember 2024 adalah 10,4
tahun.
171
Page 208
Melakukan akuisisi yang dapat meningkatkan nilai perusahaan dan memperkuat profil kredit
perusahaan, serta berfokus pada integrasi yang efektif
Perseroan berkomitmen untuk terus membangun rekam jejak yang kuat dalam mengevaluasi,
menyelesaikan, dan mengintegrasikan akuisisi yang sukses, yang bersifat akretif terhadap EBITDA dan
tetap berada dalam lingkup inti bisnis minyak dan gas Perseroan. Sejak tahun 2016, Perseroan telah
melakukan empat akuisisi signifikan di sektor minyak dan gas, yaitu Akuisisi Oman, Akuisisi Corridor,
Akuisisi Ophir, dan akuisisi atas kepemilikan di Laut Natuna Selatan Blok B. Keempat akuisisi ini secara
signifikan telah meningkatkan basis produksi dan cadangan migas Perseroan.
Perseroan berkomitmen untuk terus mengkaji peluang akuisisi secara disiplin dan berfokus pada:
1. Aset yang membantu meningkatkan profitabilitas dan profil kredit Perseroan, memberikan aliran
kas lancar dalam jangka pendek, serta menciptakan sinergi dengan operasi yang telah ada. Hal ini
untuk mencapai tujuan net debt / EBITDA kurang dari 2.5x pada jangka menengah.
2. Memiliki risiko yang dapat dikelola, termasuk asset di mana Perseroan menjadi operator atau
memiliki pengetahuan atas satu atau lebih asset, kapasitas organisasional dan karakter cadangan
minyak dan gas, serta karakteristik pasar.
3. Memiliki potensi pertumbuhan dan peluang keuntungan yang dapat menjadi landasan untuk
pertumbuhan lebih lanjut dan di mana Perseroan yakin dapat menambah nilai
4. Konsisten dengan strategi perubahan iklim Perseroan, seperti memiliki platform energi terbarukan
atau rendah karbon atau akses ke teknologi baru atau peluang penangkapan dan penyimpanan
karbon
Perseroan meyakini bahwa posisi sebagai perusahaan minyak dan gas terkemuka di kawasan regional
memberikan keunggulan untuk mengakses, mengevaluasi, dan, jika dinilai layak, berpartisipasi
secara kompetitif dalam proses penawaran dan akuisisi blok-blok migas, baik di dalam negeri maupun
internasional. Perseroan memperkirakan bahwa aktivitas merger dan akuisisi akan tetap tinggi di
kawasan Asia Pasifik, seiring dengan: (i) perusahaan minyak internasional yang berupaya memonetisasi
aset-aset tahap akhir dan mengalihkan alokasi modal ke pasar lain, yang mendorong tren divestasi di
Asia Tenggara, dan (ii) perusahaan minyak nasional di Asia Tenggara yang mungkin mencari mitra
teknis dan finansial melalui skema farm-down. Saat ini, Perseroan sedang melakukan evaluasi dan
diskusi dengan sejumlah target potensial. Namun, hingga saat ini belum ada perjanjian yang bersifat
definitif, dan tidak ada jaminan bahwa akuisisi akan terlaksana.
Perseroan mempercayai bahwa saat ini Perseroan berada dalam posisi yang baik untuk memperoleh
aset-aset yang mungkin akan dijual di masa mendatang. Selain itu, reputasi Perseroan, yang disertai
dengan kemampuan finansial dan operasional, memungkinkan Perseroan untuk mengakses pendanaan
baik di Indonesia maupun di luar Indonesia melalui hubungan yang baik dengan pihak perbankan dan/
atau pasar modal untuk membiayai pengembangan proyek dan akuisisi di masa mendatang.
Menggantikan dan menambah cadangan melalui eksplorasi dan pengembangan rendah risiko
secara selektif
Perseroan berencana untuk terus menggantikan cadangan yang telah mengalami deplesi dan menambah
cadangan melalui eksplorasi dan pengembangan rendah risiko secara selektif dalam Kontrak Bagi Hasil
Perseroan yang telah ada di Indonesia. Strategi ini terutama akan diterapkan dengan melaksanakan
eksplorasi dan pengembangan berbasis infrastruktur yang terhubung dengan infrastruktur yang
tersedia di wilayah Kontrak Bagi Hasil Perseroan yang telah berjalan. Meskipun Perseroan akan terus
mengevaluasi penawaran blok baru, pendekatan eksplorasi dengan disiplin akan tetap diterapkan
dalam lima tahun ke depan. Strategi ini diyakini akan membantu mengimbangi penurunan produksi
secara ekonomis pada PSC utama milik Perseroan. Rata-rata biaya eksplorasi dan pengembangan 2P
(yang mencerminkan belanja modal, termasuk akuisisi, dibagi dengan tambahan cadangan) selama
periode lima tahun yang berakhir pada 31 Desember 2024 tercatat sebesar USD5,1 per BOE.
172
Page 209
Menjaga fleksibilitas keuangan dengan struktur modal yang kuat serta disiplin keuangan yang
tinggi
Perseroan berkomitmen untuk mempertahankan struktur permodalan yang pruden serta fleksibilitas
untuk menjaga tingkat leverage dalam kisaran target siklus menengah yang telah ditetapkan, yaitu rasio
Utang Bersih terhadap EBITDA di bawah 2,5x untuk Kelompok Terbatas (Restricted Group). Baru-baru
ini, arus kas yang kuat dari portofolio aset Perseroan telah memungkinkan Perseroan untuk melakukan
pembelian kembali sebagian surat utang dalam USD melalui pembelian di pasar terbuka dan penawaran
tender terbatas dengan syarat dan harga yang ditentukan sendiri. Hal ini sejalan dengan strategi
Perseroan untuk menurunkan tingkat leverage secara bertahap, mempertimbangkan kondisi pasar
serta kebutuhan modal jangka pendek hingga menengah. Sebagai contoh: pada April 2022, Perseroan
melakukan tender offer terbatas hingga USD150 juta untuk Surat Utang tahun 2026 dan 2027; pada
Oktober 2022, dilakukan tender offer terbatas hingga USD250 juta untuk Surat Utang tahun 2025, 2026,
dan 2027; pada Oktober 2023 tender offer penuh atas Surat Utang tahun 2025 dan tender offer terbatas
hingga USD60 juta untuk Surat Utang tahun 2027, dan hingga USD70 juta untuk Surat Utang tahun
2028, pada Mei 2024 dilakukan tender offer terbatas hingga USD150 juta untuk Surat Utang tahun 2026
dan 2027, dan kemudian pada Oktober 2024, Perseroan kembali melaksanakan tender offer terbatas
dengan nilai yang sama dan untuk jenis surat utang yang sama (tahun 2026 dan 2027).
Perseroan memanfaatkan kombinasi pendanaan ekuitas serta penjualan aset untuk menurunkan
tingkat utang Perseroan. Sebagai contoh pada Desember 2017, Perseroan melakukan penawaran
umum terbatas (rights issue) dan menghimpun dana sebesar Rp2,6 triliun (sekitar USD179,4 juta)
sebelum dikurangi biaya transaksi, yang sebagian besar digunakan untuk mengurangi tingkat utang.
Pada September 2020, Perseroan kembali melaksanakan rights issue dan memperoleh dana sebesar
Rp1,8 triliun (setara dengan USD120,9 juta) yang digunakan untuk keperluan korporasi umum, termasuk
modal kerja. Pada Agustus 2021, Perseroan memperoleh persetujuan dari pemegang saham untuk
melakukan peningkatan modal melalui penerbitan saham baru sebanyak maksimal 12,5 miliar saham
dengan hak memesan efek terlebih dahulu (HMETD). Namun, Perseroan memutuskan untuk tidak
melanjutkan aksi korporasi tersebut karena pada saat itu belum memerlukan tambahan modal.
Sejalan dengan strategi Perseroan untuk meningkatkan kualitas dan secara berkelanjutan
mengoptimalkan portofolio, dari waktu ke waktu Perseroan melakukan divestasi selektif atas aset-aset
tertentu guna memusatkan fokus pada aset-aset produktif yang lebih selaras dengan strategi bisnis
Perseroan. Dalam periode tahun 2022 hingga 31 Desember 2024, Perseroan telah menjual aset non-
inti dan/atau yang berkinerja kurang optimal, dengan total hasil penjualan sekitar USD150 juta, yang
turut mendukung upaya Perseroan dalam mengurangi tingkat utang.
Melanjutkan pengembangan kemitraan strategis
Perseroan berencana untuk tetap membangun aliansi strategis melalui kegiatan usaha utama Perseroan
di bidang produksi dan eksplorasi minyak dan gas bumi dan investasi Perseroan yang signifikan dalam
bidang pembangkit tenaga listrik dan pertambangan. Perseroan sebelumnya telah berhasil menjalin
kolaborasi proyek dengan operator asing maupun pemerintah. Sebagai contoh, Perseroan merupakan
mitra swasta Indonesia dalam PT Donggi Senoro LNG (“DSLNG”), sebuah perusahaan ventura bersama
yang didirikan pada tahun 2007 oleh konsorsium yang terdiri dari PT Medco LNG Indonesia (anak
perusahaan yang dimiliki seluruhnya oleh Grup Perseroan), Mitsubishi Corporation dan KOGAS melalui
anak perusahaannya, Sulawesi LNG Development Ltd., serta Pertamina, melalui anak perusahaannya,
PT Pertamina Hulu Energi. Pada tahun 2021, MPI menjalin aliansi strategis dengan Kansai Electric
yang bertujuan untuk mengembangkan dan mengoperasikan pembangkit listrik tenaga gas yang telah
ada maupun yang baru, serta memperluas bisnis gas-IPP dan operasi serta pemeliharaan (O&M)
di Indonesia melalui sebuah platform usaha bersama yang mayoritas dimiliki oleh MPI. Pada tahun
2023, MPI bersama mitra konsorsiumnya, PacificLight Renewables Pte Ltd dan Gallant Venture Ltd,
memperoleh lisensi impor bersyarat dari Energy Market Authority (EMA) Singapura untuk proyek
pembangkit listrik tenaga surya berkapasitas 600 MW, yaitu Proyek Bulan.
173
Page 210
Memanfaatkan peluang dari Penangkapan dan Penyimpanan Karbon (Carbon Capture and
Storage / CCS)
Perseroan telah melakukan penilaian atas potensi CCS di seluruh aset produksi Perseroan di Indonesia,
dan telah membentuk divisi khusus untuk mengeksplorasi serta mengimplementasikan peluang-
peluang potensial di bidang ini. Perseroan meyakini bahwa beberapa PSC yang dimiliki memiliki potensi
untuk menjadi lokasi penyimpanan dan pengelolaan CO₂ bagi lapangan gas dengan kandungan CO₂
tinggi dan/atau menjadi pusat penyimpanan CO₂ (CO₂ storage hub) bagi industri-industri dengan emisi
CO₂ tinggi, termasuk yang berasal dari negara tetangga. Saat ini, Perseroan sedang melakukan studi
kelayakan terhadap berbagai proyek potensial dan telah menandatangani sejumlah Nota Kesepahaman
(MoU) dengan pihak ketiga untuk pengembangan proyek CCS. Hingga saat ini, Perseroan telah
mengidentifikasi: Laut Natuna Selatan Blok B dan Corridor sebagai calon pusat CCS industri, serta PSC
Sumatera Selatan sebagai lokasi penyimpanan potensial untuk pengembangan lapangan gas dengan
kandungan CO₂. Kegiatan pra-FEED (Front-End Engineering Design) untuk dua proyek CCS potensial
guna mendukung pengembangan lapangan gas baru saat ini sedang berjalan.
Berfokus pada isu lingkungan hidup, sosial dan tata kelola perusahaan
Perseroan mempertahankan standar tata kelola perusahaan yang baik, yang dibangun berdasarkan
prinsip transparansi, akuntabilitas, tanggung jawab, kemandirian, dan kewajaran & kesetaraan.
Perseroan percaya bahwa Perseroan memiliki reputasi yang baik di Indonesia, dan bahwa penerapan
prinsip-prinsip tata kelola perusahaan yang baik memainkan peranan penting dalam menjaga
pertumbuhan Perseroan di masa depan, dan Perseroan berupaya menjalankan kegiatan usahanya
sesuai dengan prinsip-prinsip tersebut. Selain itu, Perseroan menerapkan dan melaksanakan kebijakan
tanpa diskriminasi gender, ras dan agama, dan memiliki dua sistem whistleblowing yang dikelola pihak
internal dan eksternal untuk meningkatkan pengawasan atas perilaku yang tidak sesuai dengan kode
etik Perseroan. Perseroan menerapkan kebijakan tersebut di atas dan kebijakan kehati-hatian lainnya
untuk menjaga standar tata kelola Perseroan.
Perseroan sangat berkomitmen pada kegiatan usaha yang berkelanjutan terutama pada industri
dan lingkungan sekitar Perseroan beroperasi. Dengan mengandalkan profesionalisme pada setiap
karyawan Perseroan dan berpegang teguh pada tata kelola perusahaan yang baik, Perseroan bertujuan
untuk mencapai usaha yang berkelanjutan secara jangka Panjang untuk generasi masa depan, dan
Perseroan memiliki komitmen untuk mematuhi peraturan yang berlaku serta menyelaraskan manajemen
lingkungan dengan praktik terbaik industri dan standar internasional yang relevan dalam mengelola
bisnis secara berkelanjutan. Sejak April 2018, Perseroan memiliki Kebijakan Keberlanjutan MedcoEnergi
(MedcoEnergi Sustainability Policy) untuk merancang arah keberlanjutan usaha Perseroan. Kebijakan
ini diperbaharui pada bulan Mei 2020 yang di dalamnya terdapat Tiga pilar Kebijakan Keberlanjutan,
yaitu (i) Kepemimpinan dari dan oleh Pekerja, (ii) Pengembangan Lingkungan dan Sosial, dan
(iii) Pemberdayaan Masyarakat Lokal, mewakili prioritas dan fokus utama Perseroan. Ketiga pilar ini
ditopang oleh Tata Kelola yang terdiri dari Anti-Suap dan Korupsi; Hak Asasi Manusia; Kebijakan Publik;
Kepatuhan terhadap Sosial-Ekonomi; Manajemen Rantai Pasok; dan Manajemen Risiko Perusahaan.
Perseroan bertujuan untuk menjadi perusahaan yang terintegrasi di seluruh organisasi Perseroan
dengan mencakup berbagai bidang termasuk kesehatan, keselamatan dan lingkungan, pengembangan
sosial, human capital dan tata kelola perusahaan melalui tiga pilar ini.
Perseroan percaya bahwa hubungan dengan masyarakat setempat di sekitar operasi Perseroan
merupakan hal sangat penting bagi kelancaran usaha dan keamanan operasi Perseroan. Perseroan
berdedikasi untuk menciptakan dampak positif di luar aktivitas bisnis utama. Komitmen ini tercermin
dalam program pengembangan masyarakat, yang terbagi dalam lima pilar utama: pendidikan, kesehatan,
ekonomi, lingkungan hidup dan infrastruktur. Perseroan percaya bahwa mendukung pendidikan,
kesehatan, perekonomian dan lingkungan masyarakat lokal dapat mendorong penghidupan yang
berkelanjutan. Melalui kolaborasi dengan pemangku kepentingan lokal, Perseroan memberdayakan
individu, memperkuat masyarakat, dan membantu menciptakan masa depan yang berkelanjutan untuk
semua. Contoh-contoh keterlibatan Perseroan dalam program pengembangan masyarakat dapat
diakses di Laporan Keberlanjutan Perseroan di laman https://www.medcoenergi.com/id/publikasi/
laporan-keberlanjutan/ dan di laman program pemberdayaan masyarakat https://www.medcoenergi.
com/id/keberlanjutan-kami/sosial-dan-komunitas/program-pemberdayaan-masyarakat/.
174
Page 211
5. Prospek Usaha
Perseroan merupakan perusahaan sumber daya alam dan energi terintegrasi, yang saat ini menjalankan
kegiatan usaha utama di bidang aktivitas perusahaan holding dan aktivitas konsultasi manajemen
lainnya. Perseroan merupakan perusahaan produksi dan eksplorasi tercatat terbesar di Indonesia
berdasarkan pendapatan usaha, produksi dan kapitalisasi pasar. Mengutip Wood Mackenzie, pada
2024, Perseroan merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat
produksi ketiga terbesar di antara perusahaan sejenis di Asia Tenggara (tidak termasuk perusahaan
minyak dan gas nasional). Perseroan juga merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak
dan gas hulu dengan tingkat produksi keempat terbesar berdasarkan peer analysis yang mengacu
pada sekelompok sejawat yang diidentifikasi oleh Wood Mackenzie, terdiri dari delapan perusahaan
eksplorasi dan produksi independen dengan cadangan terbukti dan terduga serta jaringan produksi
yang patut dicatat, termasuk Harbour Energy, ENEOS Xplora, Murphy Oil, Energean, Azule Energy,
Ithaca Energy dan MOL. Umur cadangan terbukti dan terduga (2P Reserve Life) per 31 Desember 2024
yaitu sekitar 10,4 tahun.
Berdasarkan Commodity Market Report dan Independent Market Report yang diterbitkan oleh Wood
Mackenzie pada Maret 2025, menyatakan bahwa permintaan minyak secara global akan mencapai
puncaknya pada tahun 2032, sementara di Indonesia permintaan akan minyak bumi dan gas juga akan
terus meningkat sampai dengan 2040.
Sumber: Wood Mackenzie
6. Kegiatan Usaha Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas Bumi
Kegiatan usaha minyak dan gas bumi Perseroan terkonsentrasi di Indonesia. Kegiatan usaha Perseroan
di Indonesia berfokus pada kegiatan hulu, eksplorasi, pengembangan dan produksi minyak mentah
dan gas alam. Perseroan menguasai kepemilikan dalam 16 (enam belas) aset minyak dan gas bumi
di Indonesia, 12 (dua belas) di antaranya telah mencapai tahap produksi. Perseroan juga menguasai
kepemilikan aset minyak dan gas bumi di 6 (enam) negara di luar Indonesia, 3 (tiga) di antaranya telah
mencapai tahap produksi. Aset minyak dan gas bumi Perseroan yang belum mencapai tahap produksi
saat ini berada dalam berbagai tahap eksplorasi dan pengembangan.
A. Ringkasan Kesepakatan Bagi Hasil
Tabel berikut ini menyajikan ringkasan kesepakatan bagi hasil Perseroan per tanggal 31 Desember
2024:
Bagian Kontraktor(1)
Luas Tanggal
Tanggal Kepemilikan Laba Minyak Laba Gas
Wilayah Kontrak (Jenis) Lokasi Wilayah Berakhir Operator
Perolehan Efektif(2) Mentah (%) Alam (%)
Kotor (Km2) Kontrak
Indonesia:
Aset Produksi
Rimau (PSC Gross Split) Sumatra Selatan 1995 60,00% 1.103 2043 58,00-61,00 (3) 48,00 (3) Perseroan
Blok Sumatra Selatan (PSC
Sumatra Selatan 1995 65,00% 4.47 2033 12,50 27,50 Perseroan
Cost Recovery)
Lematang (PSC Cost
Sumatra Selatan 2002 100,00% 409 2027 15,00 29,50 Perseroan
Recovery)
Tarakan (PSC Gross Split) Kalimantan Utara 1992 100,00% 180 2042 58,00-63,00 (3)
65-67 (3)
Perseroan
Perseroan -
Senoro-Toili (PSC-JOB) Sulawesi 2000 30,00% 451 2047 35,00 40,00
Pertamina JOB
Blok A, Aceh (PSC Cost Aceh, Sumatra
2006 85,00% 1.681 2031 15,00 35,00 Perseroan
Recovery) Utara
Laut Natuna Selatan Blok B Kepulauan Riau 2016 40,00% 11.155 2028 15,00 35,00 Perseroan
Bangkanai (PSC Cost Kalimantan
2019 70,00% 1.385 2033 15,00 35,00 Perseroan
Recovery) Tengah
67,50% (Peluang
Madura Offshore (PSC Cost
East Java Basin 2019 & Maleo), 77,5% 849 2027 20,00 35,00 Perseroan
Recovery)
(Meliwis) (4)
175
Page 212
Bagian Kontraktor(1)
Luas Tanggal
Tanggal Kepemilikan Laba Minyak Laba Gas
Wilayah Kontrak (Jenis) Lokasi Wilayah Berakhir Operator
Perolehan Efektif(2) Mentah (%) Alam (%)
Kotor (Km2) Kontrak
Sampang - (PSC Cost
East Java Basin 2019 45,00% 534 2027 20,00 35,00 Perseroan
Recovery)
Corridor (PSC Cost Sumatera
2022 46,00% 2.095 2043 22,29 39,00 Perseroan
Recovery) Selatan
Perseroan -
Simenggaris (PSC-JOB) Kalimantan Utara 1998 62,50% 546 2028 15,00 35,00
Pertamina JOB
Aset Eksplorasi
Bangkanai Barat (PSC Cost Kalimantan
2019 70,00% 5.463 2043 25,00 35,00 Perseroan
Recovery) Tengah
North Sokang (PSC Cost
Kepulauan Riau 2019 100,00% 1.124 2040 35,00 40,00 Perseroan
Recovery)
Beluga (PSC Cost Recovery) Kepulauan Riau 2023 100,00% 8.472 2053 40,00 45,00 Perseroan
Amanah (PSC Cost
Sumatra Selatan 2024 40% 1.753 2054 40,00 45,00 Perseroan
Recovery)
Oman:
Aset Produksi
OQ Exploration
Kesultanan
Blok 60 (EPSA) 2023 20% 1.485 2048 32-35 20-40 & Production
Oman
LLC
Karim Small Fields (Kontrak Kesultanan Tidak
2006 58,50% 907 2040 12-30 Perseroan
Jasa) Oman Berlaku
Aset Eksplorasi
OQ Exploration
Kesultanan
Blok 48 (EPSA) 2023 20% 2.995 2048 20-30 20-40 & Production
Oman
LLC
Kesultanan
Blok 56 (EPSA) 2014 5% 5.808 2045 1,25-15 25-30 Tethys Oil
Oman
Yaman:
Aset Produksi
Calvalley
Sayun-Masila Tidak
Blok 9 Malik (PSA) 2008 21,25% 4.728 2030 20-30 Petroleum
Basin Berlaku
(Cyprus) Ltd
Thailand:
Aset Produksi
Lapangan minyak Bualuang Tidak
Teluk Thailand 2019 100% 377 2025(5) Tidak Berlaku Perseroan
(Konsesi) Berlaku
Mexico:
Aset Eksplorasi
Mexican
Blok 10 (PSA) 2019 20% 1.999 -(6) N/A N/A Repsol
Cordilleras
Mexican
Blok 12 (PSA) 2019 20% 3.099 -(6) N/A N/A PC Carigali
Cordilleras
Tanzania (LNG):
Aset Eksplorasi
Blok 1 (PSA) Rovuma Basin 2019 20% 8.512 2024(7) 37,5-60 40-70 Shell
Blok 4 (PSA) Rovuma Basin 2019 20% 3.784 2024(8) 37,5-60 40-70 Shell
Catatan:
(1) Efektif setelah pajak Pemerintah dan setelah pemulihan biaya. Sebelum potensi Domestic Market Obligation (DMO) dan
pajak pemerintah daerah.
(2) Kepentingan efektif disajikan setelah dikurangi kepentingan partisipasi mitra Perseroan (jika ada), namun sebelum dikurangi
kepentingan partisipasi Pemerintah.
(3) Di dalam rezim gross split, pengaturan komersial antara kontraktor dan Pemerintah berbeda dengan rezim cost recovery.
(4) Salah satu mitra di blok tersebut tidak memiliki kepentingan partisipasi di lapangan Meliwis.
(5) Perpanjangan kontrak selama sepuluh tahun untuk memperpanjang konsesi Bualuang hingga tahun 2035 telah diperoleh
pada Desember 2024 dan saat ini sedang dalam tahap finalisasi dengan Kementerian Energi Thailand.
(6) Seluruh komitmen pasti di Blok 10 dan Blok 12 telah dipenuhi, dan proses pengembalian (relinquishment) saat ini sedang
berlangsung untuk masing-masing Blok 10 dan Blok 12. Perseroan memperkirakan proses ini akan selesai pada tahun 2025
atau 2026.
(7) Perseroan telah menerima pemberitahuan resmi bahwa Kementerian Energi Tanzania berencana untuk memberikan lisensi
eksplorasi baru, yang saat ini sedang dalam proses.
(8) Perseroan telah menerima pemberitahuan resmi bahwa Kementerian Energi Tanzania berencana untuk memberikan
perpanjangan lisensi eksplorasi, yang saat ini sedang dalam proses.
176
Page 213
Kontrak Bagi Hasil/PSC bergantung pada kebijakan pemerintah. Apabila jangka waktu Kontrak Bagi
Hasil/PSC akan habis, maka Perseroan perlu melakukan proses perpanjangan Kontrak Bagi Hasil/PSC
agar proses operasi dapat berjalan lancar.
B. Cadangan dan Sumber Daya
Perseroan secara berkala menunjuk konsultan teknik perminyakan independen untuk melakukan
sertifikasi atas cadangan yang berada di masing-masing blok produksi utama Perseroan.
Perseroan menyajikan estimasi cadangan berdasarkan sertifikat yang disusun oleh konsultan teknik
perminyakan independen berikut ini:
Aset Konsultan Penerbit Sertifikasi/Estimasi Tanggal Cadangan
Blok A, Aceh Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2024
Senoro-Toili (Lapangan Gas Senoro) Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2024
Simenggaris LAPI ITB 16 Desember 2022
Laut Natuna Selatan Blok B Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2020(1)
dan Juni 30, 2023(2)
Corridor DeGolyer and MacNaughton 31 Oktober 2023
Bualuang Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2020
Lapangan Bangkanai Gaffney, Cline, & Associates dan DeGolyer & 31 Desember 2019 dan
MacNaughton 31 Maret 2025(3)
Sumatera Selatan Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2018
Rimau Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2018
Lematang (Singa Field) Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2017
Tarakan Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2017
Sampang Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2019
Madura Offshore Gaffney, Cline, & Associates 31 Desember 2019
Blok 9 McDaniel & Associate Consultant 31 Desember 2014
Oman Block 60 Gaffney, Cline, & Associates 1 Januari 2023(4)
Catatan:
(1) Lapangan Belanak, Belida, Buntal, Kerisi, Hiu, North Belut, South Belut, Bawal, Belida NE, Malong, West Belut, Keong,
Tembang, Forel, Bronang, Terubuk, Kaci, Sepat, Kakap – Mumung.
(2) Lapangan West Belut, Terubuk, dan Siput.
(3) GCA per tanggal 31 Desember 2019 dan D&M per tanggal 31 Maret 2025.
(4) Selain lapangan minyak ABBN dan Miqrat.
Estimasi cadangan atas aset yang tidak diuraikan di atas, mewakili sekitar 2% dari hak partisipasi bruto
Perseroan dalam cadangan minyak dan gas terbukti serta 4% dari hak partisipasi bruto Perseroan
dalam cadangan minyak dan gas terbukti dan terduga per tanggal 31 Desember 2024, disusun oleh
Perseroan berdasarkan pemeriksaan internal Perseroan serta estimasi atau penilaian cadangan yang
tersedia sebelumnya dari konsultan internasional terkemuka. Investor harap memperhatikan bahwa
sertifikat yang disajikan dalam tabel di atas dan estimasi yang disusun oleh Perseroan atau operator
aset terkait mungkin menggunakan standar yang berbeda dengan standar yang diterapkan perusahaan
lain dalam industri ini.
Nilai hak partisipasi bruto tersebut dihitung berdasarkan bagian Perseroan dalam estimasi cadangan
terbukti bruto dan cadangan terbukti dan terduga bruto yang dapat diatribusikan kepada hak partisipasi
efektif Perseroan, yang diperoleh dari sertifikasi cadangan per tanggal sertifikasi terkait, dan dengan
mengurangkan produksi, tanpa memperhitungkan apresiasi atau depresiasi cadangan, di masing-
masing blok produksi sepanjang periode dari tanggal efektif sertifikasi terkait (apabila suatu blok
telah disertifikasi sebelumnya) sampai 31 Desember 2024. Apabila sertifikasi cadangan untuk suatu
blok tidak tersedia, maka estimasi cadangan tersebut disusun oleh tim teknis internal Perseroan
berdasarkan panduan PRMS 2018 (Petroleum Resources Management System), dan sebagaimana
dilaporkan kepada SKK Migas setiap tahun. Perseroan, dan bukan konsultan teknik perminyakan
independen Perseroan, merupakan pihak yang bertanggung jawab atas data yang disajikan, sepanjang
Perseroan telah menyajikan cadangan bersih Perseroan berdasarkan hak partisipasi efektif Perseroan
berdasarkan kesepakatan kontraktual yang terkait dan bukan berdasarkan panduan PRMS 2018.
177
Page 214
Meskipun demikian, konsultan teknik perminyakan independen Perseroan bertanggung jawab atas
data cadangan sebelum penyesuaian atas hak partisipasi efektif. Sertifikasi cadangan tertentu mungkin
mengandung proyeksi, prakiraan dan pernyataan tinjauan ke depan lainnya, dan informasi tersebut
bukan merupakan bagian dari Prospektus ini.
Tabel berikut ini menyajikan cadangan masing-masing blok Perseroan, di luar blok pada tahap eksplorasi
dan pengembangan dimana cadangan belum dapat diestimasi per tanggal 31 Desember 2024.
Per tanggal 31 Desember 2024
Cadangan Terbukti Cadangan Terbukti dan Cadangan Terduga
Gas Minyak Jumlah Gas Minyak Jumlah
(BCF) (MMBBLS) (MMBOE) (BCF) (MMBBLS) (MMBOE)
Indonesia:
Aset Produksi
Rimau - 5,9 5,9 - 6,9 6,9
Sumatera Selatan 41,3 2,9 10,9 46,2 3,5 12,4
Lematang 10,3 - 1,8 12,6 - 2,2
Tarakan 3,3 1,1 1,8 4,1 1,3 2,0
Senoro Toili (Lapangan - 0,7 0,7 - 2,2 2,2
Tiaka)
Senoro Toili JOB 441,8 8,9 94,7 644,8 14,4 139,7
Laut Natuna Selatan Blok B 74,3 9,9 23,9 160,3 11,8 42,1
Blok A, Aceh 84,7 2,7 17,9 90,3 3,4 19,6
Bangkanai(1) 321,6 3,5 62,7 341,6 3,9 66,7
Madura Offshore 15,4 - 2,7 16,5 - 2,9
Sampang 29,1 0,0 5,4 35,6 0,0 6,7
Corridor 397,4 2,9 74,1 574,6 4,1 107,1
Simenggaris 3,9 0,0 0,7 25,2 0,2 4,5
Oman:
Aset Produksi
Oman60 49,6 27,3 36,9 66,0 41,9 54,6
Yaman:
Aset Produksi
Blok 9 Malik - 3,6 3,6 - 9,1 9,1
Thailand:
Aset Produksi
Bualuang - 10,0 10,0 - 14,7 14,7
Jumlah Cadangan 1.472,7 79,4 353,7 2.017,8 117,4 493,4
Bangkanai(1) 284,5 3,5 55,8 330,7 3,9 64,7
Catatan:
(1) D&M mengevaluasi ulang cadangan minyak dan gas alam Bangkanai per 31 Maret 2025, dimana terdapat sedikit penurunan
pada estimasi cadangan terbukti dan estimasi cadangan terbukti dan terduga. Tabel di atas menunjukkan cadangan Bangkanai
(i) estimasi cadangan per 31 Desember 2024 berdasarkan laporan GCA tanggal 31 Desember 2019, dikurangkan dengan
produksi sebagaimana dijelaskan dalam prospektus yang konsisten dengan pengungkapan terkini, (ii) estimasi cadangan per
31 Maret 2025 oleh D&M.
Penyusunan estimasi cadangan minyak dan gas alam mengandung berbagai unsur ketidakpastian
yang melekat, termasuk faktor-faktor yang berada di luar kendali Perseroan. Uraian mengenai risiko
dan ketidakpastian sehubungan dengan data cadangan Perseroan disajikan dalam Bab IV. Faktor
Risiko. Data cadangan minyak dan gas dalam Prospektus ini merupakan estimasi semata, dan
produksi, pendapatan dan pengeluaran aktual yang dapat dicapai Perseroan sehubungan dengan
cadangan Perseroan mungkin berbeda dari estimasi tersebut; sertifikasi terbaru atas sebagian besar
blok Perseroan tidak tersedia, dan data cadangan minyak dan gas untuk blok-blok tersebut disusun
berdasarkan estimasi internal Perseroan. Selain itu, secara umum kemungkinan cadangan terduga
dapat dipulihkan dipandang lebih kecil dibandingkan cadangan terbukti.
178
Page 215
Sumber Daya Kontinjensi
Sumber daya kontinjensi merupakan estimasi jumlah petroleum per tanggal tertentu, yang memilik
potensi terpulihkan dari endapan yang ditemukan melalui pengajuan proyek pengembangan, tetapi pada
saat ini belum dipandang dapat terpulihkan secara ekonomis akibat satu kontinjensi atau lebih. Sumber
daya kontinjensi antara lain dapat meliputi proyek-proyek yang belum memiliki pasar yang memadai,
atau proyek dengan pemulihan komersial yang tergantung pada teknologi yang sedang dikembangkan,
atau dalam hal evaluasi atas endapan tidak memadai untuk melakukan penilaian kelayakan komersial
secara tepat.
Per Tanggal 31 Desember 2024
Cadangan Kontinjensi
Minyak Gas Jumlah
(MMBBLS) (BCF) (MMBOE)
Indonesia:
Aset Produksi
Rimau 7,8 - 7,8
Sumatra Selatan 1,2 28,6 6,7
Tarakan 0,2 0,1 0,2
Lematang - 21,2 3,6
Senoro-Toili JOB 0,5 22,8 4,9
Laut Natuna Selatan Blok B 13,8 72,3 27,4
Blok A, Aceh 10,6 1.020,7 194,0
Bangkanai 2,2 145,8 29,0
Sampang - 2,7 0,5
Madura Offshore - 3,3 0,6
Corridor 5,1 112,4 25,3
Simenggaris 3,4 152,1 29,8
Oman:
Aset Produksi
Oman60 18,6 69,6 32,0
Yaman:
Aset Produksi
Blok 9 Malik 3,3 19,3 6,5
Thailand:
Aset Produksi
Bualuang 6,0 - 6,0
Tanzania:
Aset Pengembangan
Blok 1 & 4 - 3.005,8 521,4
Total 72,7 4.676,7 895,7
C. Produksi dan Penjualan
Kegiatan usaha minyak dan gas bumi Perseroan terkonsentrasi di Indonesia. Kegiatan usaha Perseroan
di Indonesia berfokus pada kegiatan hulu, eksplorasi, pengembangan dan produksi minyak mentah
dan gas alam. Perseroan memiliki hak kepemilikan dalam 16 (enam belas) aset minyak dan gas di
Indonesia, 12 (dua belas) di antaranya telah berproduksi. Perseroan juga memiliki hak kepemilikan
dalam aset minyak dan gas di luar Indonesia, utamanya pada aset yang telah berproduksi di negara
Oman dan Thailand, serta kepemilikan di aset lainnya di Oman, Yaman, dan Tanzania. Aset minyak
dan gas bumi Perseroan yang belum mencapai tahap produksi saat ini berada dalam berbagai tahap
eksplorasi dan pengembangan. Basis perhitungan produksi minyak dan gas bumi berdasarkan 100%
jumlah produksi dalam setiap aset minyak dan gas dikali dengan hak kepemilikan Perseroan di aset
minyak dan gas tersebut.
179
Page 216
Produksi Minyak
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
BOPD
Indonesia:
Laut Natuna Selatan Blok B 3.940 4.236
Rimau 3.123 3.694
Sumatra Selatan 1.762 1.732
Tarakan 660 693
Senoro-Toili 2.152 2.231
Simenggaris 39 12
Blok A, Aceh 930 897
Bangkanai 293 277
Sampang 32 33
Corridor(1) 2.158 2.972
Internasional:
Karim Small Fields 8.919 7.618
Blok 9 Malik 1 23
Blok Sinpuhorm(2) - 3
Blok B3/38 Bualuang 4.817 4.809
Blok 12W Chim Sao(3) 833 2.200
Oman 60(4) 11.608 630
Jumlah Produksi 41.267 32.060
Catatan:
(1) Sejak 3 Maret 2022
(2) Divestasi selesai pada 23 Februari 2023
(3) Divestasi selesai pada 19 April 2024
(4) Akuisisi selesai pada 12 Desember 2023
Produksi Gas
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
MSCFD
Indonesia:
Rimau 2.470 2.463
Sumatra Selatan 44.566 39.578
Tarakan 2.099 1.791
Senoro-Toili 94.281 95.701
Lematang 15.761 24.041
Laut Natuna Selatan Blok B 49.022 55.290
Simenggaris 6.524 1.737
Blok A, Aceh 32.755 32.727
Bangkanai 11.161 11.295
Madura Offshore 18.468 18.972
Sampang 8.281 10.949
Corridor(1) 311.358 397.353
Internasional:
Karim Small Fields - -
Blok 9 Malik 39 379
Blok Sinpuhorm(2) - 1.341
Blok B3/38 Bualuang 24 39
Blok 12W Chim Sao(3) 1.570 3.526
Oman 60(4) 4.974 239
Jumlah Produksi 603.353 697.421
Catatan:
(1) Sejak 3 Maret 2022
(2) Divestasi selesai pada 23 Februari 2023
(3) Divestasi selesai pada 19 April 2024
(4) Akuisisi selesai pada 12 Desember 2023
180
Page 217
Produksi Hidrokarbon
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
BOEPD
Indonesia:
Rimau 3.545 4.115
Sumatra Selatan 10.342 9.351
Tarakan 1.059 1.033
Senoro-Toili 20.466 20.820
Lematang 2.701 4.120
Laut Natuna Selatan Blok B 13.200 14.680
Simenggaris 1.170 313
Blok A, Aceh 6.816 6.778
Bangkanai 2.346 2.354
Madura Offshore 3.239 3.328
Sampang 1.577 2.076
Corridor(1) 57.987 74.382
Internasional:
Karim Small Fields 8.919 7.618
Blok 9 Malik 8 86
Blok Sinpuhorm(2) - 237
Blok B3/38 Bualuang 4.821 4.815
Blok 12W Chim Sao(3) 1.142 2.896
Oman 60(4) 12.565 676
Jumlah Produksi 151.903 159.678
Catatan:
(1) Sejak 3 Maret 2022
(2) Divestasi selesai pada 23 Februari 2023
(3) Divestasi selesai pada 19 April 2024
(4) Akuisisi selesai pada 12 Desember 2023
Kegiatan produksi minyak dan gas Perseroan utamanya dipengaruhi oleh kondisi ekonomi dunia
maupun faktor geopolitik. Namun, selama musim hujan tahunan, topan dan hujan deras membatasi
kegiatan produksi minyak dan gas Perseroan.
Penjualan Minyak
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
MBOPD
Indonesia:
Rimau 3,15 3,71
Sumatra Selatan 1,76 1,72
Tarakan 0,64 0,69
Senoro-Toili 2,26 2,11
Laut Natuna Selatan Blok B 4,08 4,11
Blok A, Aceh 0,84 0,87
Bangkanai 0,29 0,28
Sampang 0,03 0,03
Corridor(1) 2,17 2,91
Simenggaris 0,04 -
181
Page 218
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
MBOPD
Internasional:
Karim Small Fields 8,94 7,62
Blok 9 Malik - -
Blok Sinpuhorm(2) - 0,0
Blok B3/38 Bualuang 4,09 4,72
Blok 12W Chim Sao(3) 0,77 2,06
Oman 60(4) 11,57
Jumlah Penjualan Minyak 40,63 30,83
Catatan:
(1) Sejak 3 Maret 2022
(2) Divestasi selesai pada 23 Februari 2023
(3) Divestasi selesai pada 19 April 2024
(4) Akuisisi selesai pada 12 Desember 2023
Penjualan Gas
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
BBTUPD
Indonesia:
Sumatra Selatan 40,41 35,93
Tarakan 1,66 1,73
Senoro-Toili 102,98 104,88
Lematang 13,76 20,69
Laut Natuna Selatan Blok B 39,24 48,51
Simenggaris 6,84 1,67
Blok A, Aceh 26,13 26,17
Bangkanai 11,54 11,45
Madura Offshore 12,51 17,26
Sampang 8,52 11,40
Corridor(1) 294,08 376,79
Internasional:
Blok Simpuhorm(2) - 0,76
Blok 12W Chim Sao(3) 0,94 1,96
Oman 60(4) 3,31
Jumlah Penjualan Gas 561,92 659,20
Catatan:
(1) Sejak 3 Maret 2022
(2) Divestasi selesai pada 23 Februari 2023
(3) Divestasi selesai pada 19 April 2024
(4) Akuisisi selesai pada 12 Desember 2023.
Penjualan Hidrokarbon
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
MBOEPD
Indonesia:
Rimau 3,15 3,71
Sumatra Selatan 8,77 7,95
Tarakan 0,92 0,99
Senoro-Toili 20,12 20,31
Lematang 2,39 3,59
Laut Natuna Selatan Blok B 10,88 12,53
Simenggaris 1,22 0,29
Blok A, Aceh 5,38 5,41
182
Page 219
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
MBOEPD
Bangkanai 2,29 2,26
Madura Offshore 2,17 2,99
Sampang 1,51 2,01
Corridor(1) 53,18 68,27
Internasional:
Karim Small Fields 8,94 7,62
Blok 9 Malik - -
Blok Sinpuhorm(2) - 0,13
Blok B3/38 Bualuang 4,09 4,72
Blok 12W Chim Sao(3) 0,93 2,40
Oman 60(4) 12,15 -
Jumlah Penjualan Hidrokarbon 138,09 145,18
Catatan:
(1) Sejak 3 Maret 2022
(2) Divestasi selesai pada 23 Februari 2023
(3) Divestasi selesai pada 19 April 2024
(4) Akuisisi selesai pada 12 Desember 2023.
Tabel di bawah ini merupakan rincian pendapatan dari pelanggan yang melebihi 10% dari jumlah
pendapatan yang dilaporkan berasal dari 4 pelanggan besar pada periode Januari - Desember 2024:
% dari pendapatan
Pelanggan Pendapatan (USD)
Perseroan
Glencore Singapore Pte. Ltd. 415.739.137 17,33
Shell International Eastern Trading Company 278.717.634 11,62
PT Perusahaan Gas Negara 267.842.921 11,16
PT Kilang Pertamina Internasional 120.771.310 5,03
Jumlah pendapatan dari empat pelanggan terbesar 1.083.071.002 45,14
Total pendapatan Perseroan 2.399.190.555 100,00
D. Eksplorasi dan Pengembangan
Perseroan terlibat baik dalam eksplorasi (pencarian minyak dan gas) maupun pengembangan
(pengeboran dan pengembangan fasilitas) terkait produksi dan pemasaran minyak dan gas. Operasi
eksplorasi Perseroan mencakup survei aerial, kajian geologis dan geofisika (seperti survei seismik),
pengeboran sumur eksplorasi, pengujian inti batuan dan pencatatan sumur.
Survei seismik meliputi pencatatan dan pengukuran laju transmisi gelombang kejut melewati tanah
dengan menggunakan seismograf. Pada saat mengenai formasi batuan, gelombang tersebut dipantulkan
kembali ke seismograf. Waktu yang dibutuhkan merupakan ukuran kedalaman formasi batuan tersebut.
Laju transmisi gelombang bervariasi sesuai dengan medium yang dilewati gelombang tersebut. Survei
seismik dapat berupa survei 3D atau 2D. Survei 3D pada umumnya memberikan gambaran terperinci
yang lebih baik, sementara survei 2D memberikan gambaran keseluruhan yang lebih baik.
Melalui analisis atas data yang dihasilkan, Perseroan mampu membentuk gambaran mengenai
lapisan di bawah permukaan tanah sebagai dasar untuk menyusun pendapat apakah terdapat “lead”
atau “prospek”. “Lead” adalah interpretasi awal atas informasi geologis dan geofisika yang mungkin
menghasilkan prospek atau mungkin juga tidak, dan “prospek” adalah struktur geologis yang kondusif
bagi produksi minyak dan gas. Keberadaan minyak dan gas tersebut perlu dikonfirmasi lebih lanjut,
pada umumnya dengan mengebor sumur eksplorasi. Apabila sumur eksplorasi tersebut mengkonfirmasi
prospek tersebut (dalam arti dipandang “berhasil”), Perseroan dapat mengebor sumur delineasi (atau
sumur kajian) untuk memperoleh data yang lebih terperinci mengenai formasi cadangan tersebut.
Setelah keberadaan hidrokarbon terbukti mencapai jumlah yang layak secara komersial, atau sumur
delineasi ditetapkan sebagai “berhasil”, pengeboran sumur pengembangan dapat dimulai untuk
persiapan produksi. Suatu wilayah dipandang telah dikembangkan apabila wilayah tersebut memiliki
183
Page 220
sumur yang sanggup memproduksi minyak atau gas dalam jumlah yang menguntungkan (paying
quantities). Perseroan juga dapat melakukan “pekerjaan ulang” atau workover atas sumur produksi
(sumur yang memproduksi minyak atau gas) untuk memulihkan atau meningkatkan produksi dan
melakukan pekerjaan ulang atas sumur produksi dan sumur yang ditinggalkan (sumur yang tidak lagi
digunakan) dalam upaya untuk memulai, memulihkan atau meningkatkan produksi dari sumur-sumur
tersebut.
E. Keterangan tentang Aset Minyak dan Gas Utama
Blok Produksi Utama di Indonesia
Blok produksi Perseroan dikelola dalam delapan area utama. Blok produksi tersebut adalah (i) Blok
Corridor, (ii) Kontrak Bagi Hasil Lepas Pantai Laut Natuna Selatan Blok B, (iii) Badan Operasi Bersama
Senoro Toili, (iv) Blok A, Aceh, (v) Aset Sumatra Selatan (Kontrak Bagi Hasil Rimau, Sumatra Selatan
dan Lematang), (vi) Kontrak Bagi Hasil Lepas Pantai Madura (Madura Offshore) dan Sampang, (vii)
Bangkanai, Kalimantan Tengah, dan (viii) Kalimantan Timur (Kontrak Bagi Hasil Tarakan, Badan Operasi
Bersama Simenggaris).
Perseroan mengharapkan persentasi lebih besar dari produksi perusahaan akan terdiri dari produksi
dari Blok Corridor, Senoro Toili, Laut Natuna Selatan Blok B dan Blok A Aceh, karena beberapa blok
yang ada, termasuk Kontrak Bagi Hasil Rimau, Lematang, Tarakan, Simenggaris, Madura Offshore
sudah memasuki tahap produksi matang (mature) dengan masa ekonomis lima tahun. Pada tanggal
tanggal 31 Desember 2024, blok produksi utama Perseroan secara keseluruhan memberikan kontribusi
65% terhadap total produksi hidrokarbon Perseroan.
Blok Corridor
Perusahaan adalah operator dan pemegang hak partisipasi sebesar 46% pada Kontrak Bagi Hasil
Corridor. PSC telah diperpanjang pada tahun 2023 dengan skema Cost Recovery dan akan berakhir
pada tahun 2043. Partipasi kemitraan saat ini terdiri dari Repsol Corridor SA (‘’Repsol’’) 24% dan
Pertamina Hulu Energi Corridor 30%. PSC Corridor memiliki satu lapangan minyak berproduksi (Suban
Baru) dan tujuh lapangan gas berproduksi (Suban, Dayung, Sumpal, Gelam, Letang, Tengah, dan
Rawa) yang terletak di darat Sumatera Selatan, Indonesia, berdekatan dengan operasi Grup yang ada
di Sumatera Selatan.
PSC Corridor saat ini merupakan produsen gas terbesar ketiga di Indonesia, dengan hasil produksi gas
dijual dengan kontrak jangka panjang ke counterparty Indonesia dan Singapura. PSC Corridor memiliki
dua fasilitas pengolahan gas utama, yaitu Suban Gas Plant dan Grissik Central Gas Plant dengan total
kapasitas masing-masing 800 MMSCFD dan 460 MMSCFD. Produksi harian bruto PSC Corridor per 31
Desember 2024 adalah sebesar 676,9 MMSCFD gas dan 4.691 BOPD kondensat.
Saat ini, PSC Corridor sedang menjalani proses optimalisasi fasilitas (termasuk perawatan sumur,
peremajaan fasilitas, debottlenecking, penurunan tekanan inlet header, perluasan kapasitas fasilitas,
dan optimisasi mode operasi). Perseroan juga menjalankan program pengembangan, termasuk yang
diwajibkan berdasarkan komitmen kerja pasti dalam PSC, yang bertujuan untuk menjaga tingkat
produksi dasar dan membuka potensi cadangan tambahan. Pada tahun 2024, Perseroan melakukan
survei seismik 3D yang mencakup area seluas 165 kilometer persegi di Rebonjaro dan 237 kilometer
persegi di Sumpal (yang keduanya merupakan lapangan di wilayah PSC Corridor) sebagai bagian
dari komitmen kerja pasti tersebut. Perseroan juga berhasil mengoperasikan sumur Suban-27.
Perseroan mengakuisisi 35% kepemilikan di Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd. dari ConocoPhillips
Indonesia Holding Ltd. pada Maret 2022 sebagai bagian dari akuisisi Corridor. Perseroan menambah
15% kepemilikan dari Repsol Transgasindo S.a.r.l pada Mei 2024 dan 35% dari Petronas International
Corporation Ltd. pada November 2024. Melalui 85% kepemilikan di Transasia Pipeline Company Pvt.
Ltd., Perseroan memegang 40% kepemilikan di PT Transportasi Gas Indonesia, sebuah perusahaan
yang bergerak dalam transportasi gas alam melalui jaringan pipa yang memasok pelanggan di Sumatra
Tengah, Batam, dan Singapura. Sebagian besar gas dari PSC Corridor dijual melalui jaringan pipa
tersebut. Studi Carbon Capture and Storage sedang berlangsung di lapangan Gelam yang memiliki
reservoir yang sesuai untuk penyimpanan CO₂.
184
Page 221
Senoro-Toili
Blok ini meliputi dua wilayah: Senoro (darat), yang mencakup 188 km2 dan mengandung cadangan gas
terbesar Perseroan, serta Toili (lepas pantai), yang mencakup 263 km2 dan meliputi lapangan Tiaka di
Toili, yang telah memproduksi minyak bumi kualitas tinggi sejak tahun 2005 (dengan tingkat produksi
maksimum harian sekitar 4 MBOPD). PSC yang berlaku saat ini akan berakhir pada tahun 2027 dan
perpanjang PSC telah ditandatangani oleh Kementrian Energi dan Sumber Daya Alam pada 19 April
2022 untuk periode kontrak 20 tahun. Perpanjangan PSC tersebut memungkinkan Perseroan untuk
mengembangkan proyek Senoro Tahap II serta mengeksplorasi potensi lapangan lain dan sumber daya
baru. Berdasarkan Amandemen dan Pernyataan Kembali PSC, setelah mengurangi bagian FTP dan
pemulihan biaya (cost recovery), Pemerintah dan pemegang Kontrak Bagi Hasil akan membagikan
keuntungan sesuai dengan bagian yang telah ditentukan bagi minyak dan gas. Untuk minyak, pemegang
Kontrak Bagi hasil mendapatkan bagian 60,5% sedangkan Pemerintah mendapatkan bagian 35,0%.
Untuk gas bumi, pemegang Kontrak Bagi Hasil mendapatkan bagian 40,0% sedangkan Pemerintah
mendapatkan bagian 60,0%. Sebagian porsi keuntungan produksi minyak dari pemegang Kontrak Bagi
Hasil akan tunduk pada kebijakan DMO sedangkan untuk porsi keuntungan produksi gas alam tidak
tunduk pada kebijakan DMO.
Sektor Hulu
Lapangan Senoro mulai berproduksi pada 2014. Fasilitas produksi tersebut kini memiliki kapasitas
hingga 340 MMSCFD. Selama tahun 2024, produksi gas sebesar 314,3 MMSCF (bruto) dan produksi
minyak bumi adalah sebesar 7,2 MBOPD (bruto).
Kontraktor (JOB-PMEPTS) telah menandatangani Kontrak Penjualan Gas dengan pembeli-pembeli
untuk menyaurkan gas hingga berakhirnya PSC yang saat ini berlaku, termasuk Kontrak Penjualan Gas
yang ditandatangani pada tahun 2009 dengan DSLNG untuk memasok 250 MMSCFD gas. Selain itu,
Kontraktor juga menandatangani amandemen perjanjian dengan PT Panca Amara Utama pada 2018
untuk memasok 62 MMSCFD gas ke pabrik amonia yang harganya dikaitkan dengan harga amonia di
pasar Asia Tenggara. Kontrak Jual Beli Gas dengan PLN telah ditandatangani pada Febuari 2018 untuk
memasok 4,5 MMSCFD gas. Pasokan ke PGN telah dimulai sejak 2020 sesuai dengan kesepakatan
yang telah ditandatangani oleh pihak-pihak terkait. Alokasi gas telah diberikan ke MPI untuk memasok
listrik ke pembangkit listrik milik AMNT di Sumbawa untuk proyek smelter dan saat ini Kontrak Jual Beli
Gas sedang dalam proses.
Pada tanggal 19 April 2022, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral telah menandatangani
Perpanjangan PSC Senoro Toili selama 20 tahun. Perpanjangan PSC ini memungkinkan Kontraktor
untuk mengembangkan proyek pengembangan Senoro Tahap II.
Saat ini, Perseroan sedang mengembangkan proyek Senoro Tahap II dimana cadangan terbukti dan
terduga sebesar 2,149 BCF (gross 100%) telah diaudit oleh konsultan independen GCA per 31 Desember
2024. Proyek Senoro Tahap II dimulai dengan pengembangan Senoro Selatan yang mencakup
pengeboran dan re-entry ke berbagai sumur di bagian selatan lapangan Senoro. Pengembangan
tersebut akan terhubung ke fasilitas central processing plant (CPP) Senoro yang sudah ada melalui
trunkline sepanjang 13 kilometer, guna memanfaatkan fasilitas yang telah tersedia untuk monetisasi
tambahan gas. Proyek ini ditargetkan selesai pada akhir tahun 2025. Perseroan telah menerima
persetujuan alokasi gas untuk MPI dan saat ini sedang dalam proses memperoleh persetujuan alokasi
gas untuk pembeli lainnya yang akan dimulai setelah tahun 2027 (di mana sebelum periode tersebut,
penjualan gas akan dilaksanakan berdasarkan perjanjian jual beli gas/GSA yang sudah ada).
Sektor Hilir
Keterlibatan Perseroan dalam sektor hilir dilaksanakan melalui PT Donggi Senoro LNG (“DSLNG”),
sebuah perusahaan ventura bersama yang didirikan pada tahun 2007 oleh konsorsium yang terdiri dari
Medco LNG (anak perusahaan yang dimiliki seluruhnya oleh Grup Perseroan), Mitsubishi Corporation
dan KOGAS melalui anak perusahaannya, Sulawesi LNG Development Ltd., serta Pertamina, melalui
anak perusahaannya, PT Pertamina Hulu Energi. Pabrik LNG hilir yang memiliki kapasitas sekitar 2,1
juta ton per tahun tersebut terletak di Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Pabrik tersebut dikontrak
untuk menyerap sebesar 1,445 TCF dari cadangan gas Senoro dan 0,70 TCF dari lapangan gas
Matindok milik Pertamina.
185
Page 222
DSLNG merupakan proyek pertama di Indonesia yang akan menggunakan struktur pemrosesan gas
alam cair hulu-hilir. Dalam struktur ini, kegiatan usaha gas alam cair hilir dirancang sebagai entitas usaha
terpisah dari kegiatan usaha hulu dimana DSLNG (hilir) membeli gas dari sektor hulu, mengoperasikan
pabrik gas alam cair (LNG), dan menjual gas alam cair tersebut ke pelanggan internasional.
Lebih dari 1,4 TCF gas yang diproduksi Senoro akan dipasok ke pabrik LNG hilir, yang kemudian akan
menjual gas alam cair tersebut ke tiga pembeli di luar negeri, yaitu KOGAS, Chubu Electric Power
Co. Inc (“CE”), dan Kyushu Electric Power Co. Inc. (“QE”). Perjanjian Jual Beli Gas Alam Cair (LNG
Sale & Purchase Agreement, “LNG SPA”) dengan KOGAS tertanggal Januari 2011 memiliki total
komitmen sebesar 0,7 juta ton gas alam cair per tahun, LNG SPA dengan CE tertanggal Juni 2012
mengatur pasokan sebesar 1,0 juta ton per tahun, dan LNG SPA dengan QE tertanggal Mei 2012,
memiliki komitmen pengiriman sebesar 0,3 juta ton per tahun. CE membentuk joint venture (Jera Co.
Inc. :”JERA”)) dengan Tokyo Electric Power Company Inc. Pada tahun 2015, dan perjanjian jual beli
yang ada saat ini dengan DSLNG telah dilahkan ke JERA pada tahun 2015. Selain itu, DSLNG juga
menjual gas alam cair ke pelanggan dalam negeri.
Pada 2024, 39 kargo telah terjual (37 kargo ke pembeli jangka panjang dan 2 kargo ke selain pembeli
jangka panjang).
Laut Natuna Selatan Blok B
Perseroan memiliki 40% hak partisipasi dalam Kontrak Kerja Sama (PSC) Blok B Laut Natuna Selatan.
Perseroan mengoperasikan PSC beserta fasilitas terkait yang berlokasi di Laut Natuna, dengan rata-
rata produksi harian bruto gas sebesar 122,6 MMSCFD dan produksi minyak sebesar 9,849 BOPD
pada tahun 2024. Fasilitas tersebut meliputi 15 platform lepas pantai, tiga lapangan bawah laut yang
berproduksi, satu unit floating storage and offloading (FSO), serta satu unit floating production, storage,
and offloading (FPSO). Gas dari PSC Blok B Laut Natuna Selatan dikirim melalui pipa West Natuna
Transportation System sepanjang 656 kilometer ke fasilitas penerima di darat di Singapura. Baik pipa
maupun fasilitas tersebut dioperasikan oleh Perseroan, dan pipa tersebut juga digunakan oleh pemegang
hak partisipasi di dua blok lain di wilayah tersebut, termasuk PSC Blok A Laut Natuna Selatan dan PSC
Blok Kakap. Terdapat empat penemuan yang layak secara komersial di Blok B Laut Natuna Selatan
pada tahun 2020, dan telah berhasil memproduksi tambahan gas dari lapangan Hiu serta produksi gas
pertama (first gas) dari perluasan Malong dan Belida pada tahun 2022, serta dari lapangan Bronang
pada tahun 2023. Pada periode 2022 hingga 2023, Perseroan berhasil mengebor dua sumur bawah laut
di lapangan minyak Hiu dan sepuluh sumur di platform Malong, Belida, Bronang, dan Forel. Pada bulan
September 2024, kami menyelesaikan pembangunan satu platform dan tiga sumur pengembangan di
West Belut, serta memulai pelaksanaan GSA dengan SembCorp Gas yang telah ditandatangani pada
Juni 2023. Platform West Belut merupakan fasilitas tanpa awak yang menggunakan teknologi tenaga
surya fotovoltaik. Perseroan meningkatkan produksi dan memperpanjang batas keekonomian lapangan
melampaui masa berlaku PSC saat ini melalui pengembangan lapangan Forel dan pengeboran yang
sedang berlangsung di Terubuk, dimana keduanya diperkirakan mulai berproduksi pada tahun 2025.
Saat ini, gas dari Blok B Laut Natuna Selatan dijual ke Singapura (Sembgas Corp) berdasarkan
perjanjian jual beli gas (GSA) jangka panjang yang telah berlaku sejak tahun 2001. Platform sumur
produksi West Belut mulai beroperasi pada tahun 2024 untuk menyediakan tambahan pasokan gas
sebesar 40 BBTUD. Harga dalam GSA dikaitkan dengan harga minyak. Perseroan memiliki perjanjian
jual beli minyak mentah (COSPA) dengan Glencore yang berlaku hingga 31 Desember 2025 untuk
menjual porsi hak Perseroan atas minyak dari Blok B Laut Natuna Selatan.
Setelah dikurangi FTP dan setelah memperhitungkan pemulihan biaya, petroleum yang tersisa dibagi
antara Pemerintah dan pemegang Kontrak Bagi Hasil sesuai dengan bagian laba minyak dan bagian
laba gas masing-masing pihak. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk minyak mentah adalah
28,8%, sementara bagian Pemerintah adalah 71,2%. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk gas
bumi adalah 67,3% dan bagian pemerintah adalah 32,7%. Sebagian dari bagian laba minyak pemegang
Kontrak Bagi Hasil dikenakan kewajiban DMO sedangkan bagian laba gas pemegang Kontrak Bagi
hasil tidak dikenakan kewajiban DMO.
186
Page 223
Blok A
Perseroan memiliki 85% hak kepemilikan di Blok A, Aceh. Pada bulan Januari 2015, Perseroan
menandatangani Perjanjian Penjualan Gas dengan Pertamina untuk menjual gas sejumlah 198 TBTU.
Pengaliran gas untuk pengembangan Tahap I Blok A Aceh telah dimulai pada semester pertama tahun
2018 dan akan berlaku selama jangka waktu 13 tahun. Pada tahun 2024, produksi rata-rata harian Blok
A sebesar 8.0 MBOEPD (bruto). Perseroan juga sedang melanjutkan pengembangan Tahap 2 Blok A
untuk menjaga kemampuan penyaluran gas sesuai dengan kontrak gas Blok A yang berlaku saat ini.
Setelah dikurangi FTP dan setelah memperhitungkan pemulihan biaya, petroleum yang tersisa dibagi
antara Pemerintah dan pemegang Kontrak Bagi Hasil sesuai dengan bagian laba minyak dan bagian
laba gas masing-masing pihak. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk minyak mentah adalah
25,0%, sementara bagian Pemerintah adalah 75,0%. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk gas
alam adalah 66,7% dan bagian pemerintah adalah 33,3%. Sebagian dari bagian laba minyak dan bagian
laba gas pemegang Kontrak Bagi hasil dikenakan kewajiban DMO.
Terdapat 5 lapangan gas pada Blok A, Aceh, termasuk didalamnya satu lapangan berproduksi, Alur
Siwah. Melalui PT Pertamina Gas Niaga (PTGN), produksi gas Blok A disalurkan sebagai pasokan gas
bahan baku untuk perusahaan pupuk yang berbasis di Aceh yang menyalurkan pupuk ke konsumen
dan petani di seluruh Indonesia. Blok A juga memiliki kemampuan untuk menyalurkan gas alam,
jika dibutuhkan, ke jaringan pipa Aceh-Belawan sehingga dapat mendukung industri hilir di wilayah
Sumatra. Blok A saat ini berada dalam tahap operational, dan Perseroan meyakini bahwa Blok A telah
berkontribusi terhadap pertumbuhan ekonomi di wilayah tersebut, meningkatkan keterampilan tenaga
kerja lokal dan pendidikan, serta berkontribusi terhadap layanan kesehatan di lingkungan sekitar.
Kontrak Bagi Hasil Bangkanai
Kontrak Bagi Hasil Bangkanai berlokasi di Kalimantan Tengah. Perseroan memiliki 70% hak kepemilikan
sedangkan sisanya sebesar 30% dimiliki oleh Saka Energi. Produksi gas dari lapangan gas Kerendan
telah dilakukan sejak tahun 2016 dan meningkat hingga jumlah kontrak harian maksimum pada tahun
2017.Selama tahun 2024, rata-rata produksi gas harian adalah sebesar 15.9 MMSCFD (bruto) dan rata-
rata produksi kondensat harian adalah sebesar 0.4 MBOEPD (bruto).
Pada tahun 2024, PSC Bangkanai mengimplementasikan transisi pasokan listrik pada fasilitas
pemrosesan gas di lapangan Kerendan dari generator berbahan bakas gas (gas engine gas/GEG)
menjadi listrik PLN sebagai salah satu inisiatif untuk mendukung tercapainya tujuan keberlanjutkan
Perseroan. Inisiatif ini telah berhasil menurunkan konsumsi bahan bakar gas dan emisi rumah gas
rumah kaca. Melalui implementasi program tersebut, PSC Bangkanai dapat melakukan carbon offsetting
dan memperoleh Renewable Energy Certificate.
Rencana pengembangan Tahap-2 bertujuan untuk meningkatkan penyaluran gas dari lapangan
Kerendan dan memperpanjang masa berlaku PSC. Rencana komersialisasi Tahap-2 bertujuan untuk
memasok gas ke fasilitas mini LNG di akan dibangun di Melak, melalui pengeboran lima sumur baru,
termasuk satu sumur re-entry. Rencana ini mencakup pembangunan fasilitas baru untuk memproses gas
mentah dari sumur-sumur tersebut, bersamaan dengan fasilitas eksisting yang memasok gas ke PLN.
Rencana ini telah mendapat persetujuan dari SKK Migas dan saat ini sedang menunggu persetujuan
dari Pemerintah.
Setelah dikurangi FTP dan setelah memperhitungkan pemulihan biaya, petroleum yang tersisa dibagi
antara Pemerintah dan pemegang Kontrak Bagi Hasil sesuai dengan bagian laba minyak dan bagian
laba gas masing-masing pihak. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk minyak mentah adalah
26,8%, sementara bagian Pemerintah adalah 73,2%. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk gas
alam adalah 62,5% dan bagian Pemerintah adalah 37,5%. Sebagian dari bagian laba minyak pemegang
Kontrak Bagi Hasil dikenakan kewajiban DMO sedangkan bagian laba gas pemegang Kontrak Bagi hasil
tidak dikenakan kewajiban DMO. Sehubungan dengan pengembangan Tahap-2 di Blok Bangkanai,
Perseroan telah mengajukan permohonan perbaikan ketentuan dalam PSC serta perpanjangan PSC
selama 20 tahun yang dimulai sejak berakhirnya PSC saat ini yaitu pada December 2033.
187
Page 224
Kontrak Bagi Hasil Madura Offshore
Kontrak Bagi Hasil Madura Offshore, meliputi lapangan gas berproduksi yaitu lapangan gas Peluang,
Maleo dan Meliwis, yang terletak di East Java Basin, Selat Madura dengan kedalaman air 48-65 meter.
Pada lapangan gas Peluang dan Maleo, Perseroan memiliki hak kepemilikan sebesar 67,5% dengan
partner Petronas Carigali Madura (22,5%) dan PT Petrogas Pantai Madura (10%). Lapangan gas Maleo
telah berproduksi sejak tahun 2006 dimana hasil produksi gas tersebut dijual ke PGN serta PT PLN
melalui jalur pipa Jawa Timur.
Perseroan memiliki hak kepemilikan sebesar 77,5% pada lapangan gas Meliwis yang berlokasi 11 km
di selatan lapangan gas Maleo. Pada Agustus 2024, Perseroan berhasil mengoperasikan sumur ketiga
di Meliwis dengan kapasitas produksi sebesar 16 MMCSFD. Rata-rata produksi gas bruto di 2024 dari
ketiga lapangan adalah sebesar 24.6 MMSCFD. Pada Januari 2024, Perseroan menandatangani PJBG
baru dengan PT Sarana Cepu Energy (“SCE“). Selain itu, Perseroan menandatangani amandemen
kelima PJBG dengan PGN untuk lapangan Maleo dan Peluang pada June 2024 dan amandemen kedua
PJBG dengan PGN untuk lapangan Meliwis pada Juli 2024.
Setelah dikurangi FTP dan setelah memperhitungkan pemulihan biaya, petroleum yang tersisa dibagi
antara Pemerintah dan pemegang Kontrak Bagi Hasil sesuai dengan bagian laba minyak dan bagian
laba gas masing-masing pihak. Bagian Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk gas alam adalah
62,5% dan bagian Pemerintah adalah 37,5%. Sebagian dari bagian laba minyak pemegang Kontrak
Bagi Hasil dikenakan kewajiban DMO sedangkan bagian laba gas pemegang Kontrak Bagi hasil tidak
dikenakan kewajiban DMO.
Sampang PSC
Kontrak Bagi Hasil Sampang, meliputi lapangan gas berproduksi yaitu lapangan gas Wortel dan lapangan
gas Oyong, yang berlokasi di East Java Basin dengan kedalaman air 48-65 meter. Perseroan memiliki
hak kepemilikan sebesar 45% pada Kontrak Bagi Hasil Sampang dengan partner Perseroan adalah
Singapore Petroleum Sampang Ltd (40%) dan Cue Sampang Pty Ltd (15%). Perseroan berencana
untuk mengembangkan lapangan Paus Biru yang diharapkan dapat memperpanjang masa produksi
melampaui berakhirnya masa berlaku PSC pada Desember 2027. Produksi gas dari kedua lapangan
gas Oyong dan Wortel dijual kepada PT Indonesia Power (anak usaha PT PLN) berdasarkan Perjanjian
Penjualan Gas. Selama tahun 2024, rata-rata produksi bruto adalah sebesar 18,4 MMSCD gas dan
70 BCPD kondensat.
Setelah dikurangi FTP dan setelah memperhitungkan pemulihan biaya, petroleum yang tersisa dibagi
antara Pemerintah dan pemegang Kontrak Bagi Hasil sesuai dengan bagian laba minyak dan bagian
laba gas masing-masing pihak. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk minyak mentah adalah
35,7%, sementara bagian Pemerintah adalah 64,3%. Bagian pemegang Kontrak Bagi Hasil untuk gas
alam adalah 62,5% dan bagian Pemerintah adalah 37,5%. Sebagian dari bagian laba minyak pemegang
Kontrak Bagi Hasil dikenakan kewajiban DMO sedangkan bagian laba gas pemegang Kontrak Bagi
hasil tidak dikenakan kewajiban DMO.
Aset Sumatra Selatan (Kontrak Bagi Hasil Rimau PSC, Kontrak Bagi Hasil Sumatra Selatan dan
Kontrak Bagi Hasil Lematang)
Aset Perseroan di daerah Sumatra Selatan terdiri dari PSC Rimau, PSC Sumatra Selatan dan PSC
Lematang. PSC South Sumatera dan PSC Lematang tunduk pada skema Cost Recovery, sendangkan
pada tahun 2019, Blok Rimau menerima perpanjangan PSC hingga tahun 2043 dengan skema
Gross Split. Pada PSC South Sumatera dan PSC Lematang, setelah dikurangi FTP dan setelah
memperhitungkan pemulihan biaya, petroleum yang tersisa dibagi antara Pemerintah dan pemegang
Kontrak Bagi Hasil sesuai dengan bagian laba minyak dan bagian laba gas masing-masing pihak.
Bagian pemegang PSC Sumatra Selatan dan PSC Lematang untuk minyak mentah adalah 19,6% dan
23,5% secara berturut-turut, sementara bagian Pemerintah adalah 80,4% dan 76,5% secara berturut-
turut. Bagian pemegang PSC Sumatra Selatan dan PSC Lematang untuk gas alam adalah 43,1% dan
46,3% secara berturut-turut, dan bagian Pemerintah adalah 56,9% dan 53,7% secara berturut-turut.
188
Page 225
Pada PSC Sumatra Selatan, Rimau dan Lematang sebagian dari bagian laba minyak dan bagian laba
gas pemegang Kontrak Bagi hasil dikenakan kewajiban DMO. Selama tahun 2024, produksi bruto PSC
South Sumatera sebesar 2,7 MBOPD untuk minyak dan 68,6 MMSCFD untuk gas, produksi bruto PSC
Lematang sebesar 15,8 MMSCFD untuk gas, dan produksi bruto PSC Rimau sebesar 4,8 MBOPD
untuk minyak dan 3,8 MMSCFD untuk gas.
Pada PSC Sumatra Selatan, Perseroan memiliki beberapa Perjanjian Penjualan Gas dengan harga
tetap dengan beberapa pihak pembeli yaitu PT Pupuk Sriwidjaja Palembang, PT Meppogen dan
Perusahaan Daerah Mura Energi, PT PLN, PT PGN, Pertamina, dan PT Mitra Energi Buana. Pada
PSC Lematang, gas dijual melalui kontrak jangka panjang dengan harga tetap ke PLN, Meppogen
melalui kontrak pasokan bersama dengan PSC South Sumatera. Pada tahun 2023, PSC Lematang
dan PSC South Sumatera masing-masing menandatangani Perjanjian Penjualan Gas baru dengan
PT Pupuk Sriwidjaja Palembang melalui mekanisme kontrak pasokan bersama setelah keberhasilan
acid stimulation di Singa-1 dan Singa-3 pada tahun 2022 yang diharapkan dapat memberikan tambahan
volume penjualan sebesar 10,7 BCF dari PSC Lematang.
Pada tahun 2025, PSC Rimau berhasil menemukan hidrokarbon di sumur eksplorasi West Kalabau-1.
Evaluasi formasi dan analisis awal mengkonfirmasi keberadaan hidrokarbon yang memberikan dasar
yang kuat untuk perencanaan pengembangan lebih lanjut. Perseroan telah memperoleh persetujuan
penyesuaian terhadap komitmen kerja pasti PSC Rimau dan terus melaksanakan proyek optimisasi
waterflood untuk menjaga tingkat produksi dasar serta meningkatkan produksi di lapangan Kaji Semoga.
Pada tahun 2024, sejalan dengan komitmen Perseroan terhadap keberlanjutan, sumber daya listrik
utama di Lematang dialihkan dari generator turbin gas ke listrik dari PLN, yang menghasilkan penurunan
konsumsi gas bahan bakar serta emisi gas rumah kaca. Melalui implementasi program ini, PSC
Lematang berhasil mengurangi emisi Scope 2 melalui Renewable Energy Certificates.
Blok Utama Internasional
Bualuang (Blok B8/38), Thailand
Perseroan merupakan operator dan memegang 100% hak partisipasi pada Lapangan Bualuang yang
terletak di blok lepas pantai B8/38 di tengah selatan Teluk Thailand. Lapangan Bualuang telah beroperasi
sejak tahun 2008 dan terdiri dari tiga platform yang tersambung melalui jembatan, serta terhubung ke
FSO yang disewa melalui pipa ekspor.
Pada tahun 2024, rata-rata produksi minyak dari Lapangan Bualuang mencapai 4,817 BOPD. Sebagian
besar produksi tersebut dicapai melalui produksi dasar dari sumur-sumur eksisting, serta dari empat
infill wells yang dibor dalam periode antara November 2023 hingga Februari 2024, dan sejumlah
kegiatan intervensi dan stimulasi sumur. Kontrak konsesi Bualuang yang berlaku saat ini akan berakhir
pada Oktober 2025. Pada Desember 2024, Pemerintah Thailand telah memberikan persetujuan atas
perpanjangan periode produksi Lapangan Minyak Bualuang hingga tanggal 23 Oktober 2035, dimana
dokumentasi final dari Kementrian Energi Thailand diharapkan selesai dalam waktu dekat. Persetujuan
tersebut memungkinkan Perusahaan untuk melanjutkan kegiatan operasional serta memperkuat
komitmen jangka panjang terhadap pengembangan energi di wilayah tersebut. Perseroan berkomitmen
untuk melakukan investasi lanjutan guna menjaga keberlanjutan dan mengoptimalkan profil produksi
Bualuang.
Karim Small Fields, Kesultanan Oman
Hak service contract untuk mengelola klaster area kontrak di Oman Karim Small Fields (Oman KSF)
diperoleh oleh Perseroran melalui Medco LLC (Oman) pada tahun 2006 untuk masa kontrak selama
10 tahun hingga 2016. Pada April 2015, Medco LLC (Oman) menandatangani Amendment and
Restated Service Contract yang memperpanjang periode kontrak sampai dengan tahun 2040. Saat
ini Perseroan memiliki hak kepemilikan efektif sebesar 78% untuk mengoperasikan Oman KSF. Oman
KSF memiliki produksi sekitar 15.200 bopd dari 30 lapangan dan aktif melakukan program pengeboran
189
Page 226
infill untuk mempertahankan produksi. Pada tahun 2024 Perseroan sukses melakukan pengeboran 32
sumur produksi dan 2 sumur eksplorasi. Metode pengurasan minyak mentah sekunder melalui teknik
waterflood telah diimplementasikan di beberapa lapangan untuk meningkatkan tambahan perolehan
minyak setelah tahap pengurasan primer.
Blok 56, Kesultanan Oman
Pada bulan November 2014, anak perusahaan Perseroan, Medco Arabia Ltd, mengadakan kontrak
eksplorasi dan produksi untuk Blok 56 di Oman dengan Pemerintah Oman dan mitra lokalnya, Intaj
LLC. Blok 56 terletak di cekungan hidrokarbon produktif, yaitu Cekungan Oman Salt. Lokasi Blok 56
berdampingan dengan Karim Small Field (“KSF”), serta memiliki karakteristik geologis yang serupa.
Di masa mendatang, Perseroan mengharapkan terciptanya sinergi operasional dengan KSF, yang juga
dioperasikan oleh Perseroan. Pada tahun 2020, Perseroan telah menandatangani Farmout Agreement
dengan Tethys Oil untuk penjualan 45% interest dan operatorship dalam Blok 56, Oman. Transaksi telah
selesai pada tanggal 25 Februari 2021 dimana sejak tanggal tersebut Tethys Oil menjadi operator dan
memegang 65% hak partisipasi pada Blok 56 dengan Biyaq Oilfield Services memegang 25% dan Intaj
LLC dan Medco Arabia Limited memegang masing-masing 5%
Blok 56 menunjukkan potensi yang menjanjikan seiring dengan keberhasilan penemuan sumur
sebelumnya, oleh karena itu Thetys selaku operator telah mengajukan program pengembangan
lapangan yang komprehensif kepada Kementerian Energi dan Mineral Oman untuk mendapatkan
deklarasi keekonomian. Pada November 2024, kementerian menyetujui program tersebut. Persetujuan
ini memperpanjang masa berlaku EPSA (Exploration and Production Sharing Agreement) selama
20 tahun tambahan hingga tahun 2045, yang menurut Perseroan akan menjamin akses jangka panjang
terhadap aset tersebut dan memperkuat keberagaman portofolio Perseroan di Oman.
Blok 60 dan 48, Kesultanan Oman
Pada tanggal 12 Desember 2023, Medco Energi Oman Blok 60, entitas anak yang dimiliki sepenuhnya
oleh Perseroan, telah mengakuisisi 20% kepentingan non-operasional dalam dua perjanjian eksplorasi
dan pembagian produksi (“EPSA”) di Kesultanan Oman dari OQ Exploration & Production LLC (“OQEP”)
atas Blok 60 dan Block 48.
Masa berlaku EPSA adalah selama 30 tahun dan akan berakhir pada tahun 2048, dengan opsi
perpanjangan selama 10 tahun. Blok 60 merupakan aset produksi yang mencakup lapangan Bisat
(minyak) dan Abu Butabul (gas dan kondensat) yang saat ini telah berproduksi. Pada tahun 2024, rata-
rata produksi mencapai 62,8 MBOEPD (dengan bagian bersih Perseroan sebesar 12,6 MBOEPD).
Pada tahun yang sama, EBITDA dari Blok 60 Oman tercatat sebesar USD179,3 juta, dan laba bersih
sebesar USD70,9 juta.
F. Aset Minyak dan Gas Lainnya
Indonesia
Aset minyak dan gas Perseroan lainnya meliputi blok Tarakan, yang memiliki 10 sumur minyak aktif
dan 1 sumur gas aktif. Perseroan memiliki perjanjian dengan Pertamina untuk menjual seluruh hak
neto Perseroan atas minyak yang diproduksi dari blok ini. Perseroan memiliki Perjanjian Penjualan Gas
dengan harga tetap dengan PT PLN Tarakan untuk memasok gas untuk membangkitkan listrik di wilayah
Tarakan. Perseroan tengah mengkaji potensi eksplorasi Kontrak Bagi Hasil ini, tetapi tidak memiliki
rencana jangka pendek untuk pengeluaran lebih lanjut karena adanya kendala akses permukaan yang
dapat membatasi kelakayan komersial blok Tarakan.
Perseroan juga memiliki hak kepemilikan pada Blok Simenggaris yang terdiri dari lapangan gas
Sembakung Selatan dan beberapa lapangan lainnya untuk dikembangkan di masa depan, termasuk
lapangan Sesayap. Perjanjian Jual Beli Gas dengan Kayan LNG telah ditandatangani pada 20 Mei 2020
untuk Perseroan menetapkan target untuk memasok gas untuk memenuhi kebutuhan energi di wilayah
sekitar, terutama bagi sektor pembangkit listrik di Kalimantan Utara, Timur dan Selatan.
190
Page 227
Yaman, Blok 9
Perseroan memiliki hak partisipasi sebesar 25,0% di Blok 9, yang terdiri dari empat lapangan yang
menghasilkan minyak. Tidak ada kegiatan yang dilakukan di blok-blok Perseroan di Yaman sejak 2024
sampai kuartal pertama 2019 akibat kondisi keamanan yang tidak kondusif. Operator mulai melakukan
mobilisasi rig pengeboran dan tim survei seismik 3D untuk memulai pengembangan program pengeboran
dan eksplorasi pada awal tahun 2021. Produksi terus berjalan hingga November 2022, ketika terminal
minyak ditutup akibat ancaman keamanan eksternal. Hingga saat ini, lapangan tersebut masih belum
beroperasi karena ancaman-ancaman serupa. Sebelum penghentian operasional, produksi gas telah
mencapai 5.0 MMSCFD (bruto) dan produksi minyak mencapai 3,7 MBOPD (bruto) pada 31 Desember
2022.
Tanzania
Hak kepemilikan Perseroan di Blok Tanzania 1 dan 4 diperoleh melalui akuisisi Ophir. Perseroan
memiliki 20% hak kepemilikan di Tanzania Blok 1 dan Blok 4. Blok-blok ini memiliki 10 penemuan di dua
blok tersebut dengan dengan cadangan sumber daya kontijen yang telah disertifikasi (2C) setidaknya
sebesar 15 TCF (kotor). Shell sebagai operator blok memiliki 60% hak kepemilikan, sedangkan Pavilion
Energy, perusahaan energi yang berbasis di Singapura, memiliki 20% hak kepemilikan. Penemuan
serupa telah dilakukan di blok yang berdekatan. Proyek LNG ini ditargetkan untuk memproduksi
sebesar 15 MTPA LNG serta menyalurkan gas alam ke pasar domestik. Agar proyek LNG tersebut
dapat dimulai, Pemerintah Tanzania dan Kontraktor telah menyepakati suatu kerangka kerja yang saat
ini dalam proses finalisasi. Lisensi eksplorasi untuk Blok 1 dan Blok 4 telah berakhir pada Desember
2024. Operator telah menerima pemberitahuan dari Tanzania Petroleum Development Corporation
(TPDC) bahwa Kementerian Energi setuju untuk memberikan lisensi eksplorasi baru pada Blok 1 serta
perpanjangan lisensi untuk Blok 4. Finalisasi persyaratan dengan pemerintah sedang dalam proses.
Blok yang Dikembalikan atau Didivestasi
Pada Desember 2022, Perseroan menandatangani perjanjian penjualan terkait kepemilikan Perseroan
di Blok 12W, Vietnam dan telah selesai pada April 2024. Pada Mei 2024, Perseroan menyelesaikan
divestasi Area 47 di Libya. Pada Februari 2023, Perseroan melakukan divestasi kepemilikan pada
APICO
Perseroan saat ini memiliki hak kepemilikan non-operator sebesar 20% di Blok 10 dan Blok 12 di Mexico,
yang diberikan kepada Ophir dan konsorsium pada Januari 2018 Seluruh komitmen pasti pada Blok 10
dan Blok 12 telah dipenuhi dan proses penyerahan kembali sedang berlangsung bagi masing-masing
blok. Proses penyerahan kembali diharapkan selesai pada tahun 2025 atau 2026.
Tabel berikut menyajikan kepemilikan yang Perseroan divestasi atau serahkan kembali dari 1 Januari
2022 hingga tanggal Prospektus:
Divestasi/ Hak partisipasi Hak partisipasi Penerima Tanggal divestasi/
Entitas
Pengembalian sebelum transaksi setelah transaksi pengalihan pengembalian
Medco South Relinquish 100% 0% Government of the Agustus 2022
Sokang BV Belanda / Netherlands
Netherlands
Salamander Energy Divest 9,5% 0% Jadestone Energy Februari 2023
(S.E. Asia) Limited Plc
Ophir Jaguar 2 Ltd Divest 100% 0% Bitexo Energy Ltd April 2024
Salamander Energy Relinquish 85% 0% Government of Juni 2022
(Malaysia) Ltd. (Block Malaysia
PM322)
Nafusah Oil National Oil
Operations B.V. (Area Divest 24,5% 0% Corporation of Mei 2024
47 EPSA) Libya
PT. Medco E & P Government of
Relinquish 100% 0% Desember 2024
Bengara Indonesia
191
Page 228
G. Penjualan dan Distribusi
Realisasi Harga Jual Rata-Rata
Tahun yang Berakhir Tanggal 31 Desember
2024 2023
Realisasi Harga Jual Rata-Rata
Minyak dan kondensat (USD per Bbl) 78,0 77,9
Gas alam (USD per MMBTU) 7,0 7,0
Minyak Mentah
Perseroan menjual hak neto minyak bagian Perseroan dari operasinya di Indonesia ke pasar domestik
Indonesia dan pasar luar negeri. Sesuai dengan peraturan pemerintah Indonesia, Perseroan menjual
minyaknya pada harga yang ditentukan berdasarkan ICP. Harga ICP ditentukan oleh pemerintah
Indonesia, dan pada umumnya dihitung mengacu pada Dated Brent ditambah/dikurangi Alpha. Di
Oman (Blok 60), minyak kami dijual dengan harga pasar yang berlaku sesuai dengan harga acuan
minyak mentah yang berlaku di Gulf Mercantile Exchange. Di Thailand, Perseroan menjual minyak kami
dengan harga pasar yang berlaku berdasarkan harga acuan minyak mentah di kawasan Asia Pasifik.
Tabel berikut ini menyajikan ringkasan ketentuan dan kesepakatan utama dalam perjanjian penjualan
minyak mentah Perseroan yang material saat ini.
Jumlah Volume
Blok Pihak ketiga Jangka Waktu Harga Kotor selama
Umur Kontrak
Indonesia:
Rimau PT Kilang Pertamina 1 tahun ICP-Kaji Flat hak penuh
International
Sumatra Selatan PT Kilang Pertamina 1 tahun ICP-Jene Flat & hak penuh
International ICP Matra Flat
Tarakan PT Kilang Pertamina 1 tahun ICP Tarakan Flat hak penuh
International
Senoro-Toili (condensate) Glencore Singapore Pte. Ltd 3 tahun ICP Senoro+ hak penuh
premium
Arun (condensate) PT Kilang Pertamina 1 tahun (2025) ICP Arun + hak penuh
International premium
Bangkanai PT Kimia Yasa(1) 1 tahun Provisional hak penuh
ICP Karendan
Condensate
PT Mirah Ganal Energi 9 tahun Provisional hak penuh
(berakhirnya PSC) ICP Karendan
Condensate
ICP Belanak +
Forel Glencore Singapore Pte. Ltd. 3 tahun premium hak penuh
Belanak Glencore Singapore Pte. Ltd 3 tahun ICP Belanak + hak penuh
premium
Belida Glencore Singapore Pte. Ltd 3 tahun ICP Belida + hak penuh
premium
Grissik Mix BCP Trading Pte. Ltd 3 tahun Provisional ICP hak penuh
Grissik Mix +
premium
Sampang PT Surya Mandala Sakti 1 tahun ICP Sampang hak penuh
condensate
Catatan:
(1) Dalam rangka transisi, Perseroan memiliki COSPA dengan PT Kimia Yasa hingga 31 Desember 2025 selain kontrak jangka
panjang dengan PT Mirah Ganal Energi.
192
Page 229
Gas Alam
Perseroan menjual serta memasok gas yang diproduksi dari operasi darat dan laut Perseroan di
Indonesia kepada berbagai pembeli, termasuk BUMN (dalam industri listrik dan pupuk), Pengembang
Listrik Swasta, perusahaan transportasi gas, serta penyedia gas kota dan industri daerah setempat.
Gas dari aset Oman dijual kepada Kesultanan Oman.
Pada umumnya, Perseroan mengadakan Perjanjian Jual Beli Gas yang menetapkan volume kontrak
keseluruhan (“TCQ”), pasokan harian (“DCQ”) dan harga gas. Sementara TCQ dan DCQ bervariasi di
antara para pembeli, harga gas sebagian besar ditentukan menggunakan struktur yang serupa dan
dinyatakan dalam USD/MMBTU. Sejak akhir tahun 2015, Perseroan mulai melakukan penjualan gas
komersial dari wilayah kerja operasi Senoro-Toili dengan harga yang dikaitkan dengan harga Japanese
Crude Cocktail (JCC). Harga gas yang berlaku untuk Sembgas dari Blok B dikaitkan dengan HSFO,
sementara harga gas atas GSA yang dimulai pada kuartal keempat 2024 dikaitkan dengan harga minyak.
Harga gas yang berlaku untuk GSPL dari Corridor dikaitkan dengan harga minyak.Perjanjian Jual Beli
Gas (“PJBG”) tersebut pada umumnya memiliki mekanisme “Take or Pay”. Berdasarkan mekanisme
tersebut, apabila pembeli tidak mampu menyerap DCQ yang telah disepakati, maka pembeli wajib
membayar persentase tertentu dari DCQ (pada umumnya berkisar antara 80,0% hingga 90,0%).
Tabel berikut ini menyajikan ringkasan ketentuan dan kesepakatan utama dalam perjanjian penjualan
gas Perseroan dari blok Indonesia yang dimiliki Perseroan, yang material saat ini.
Take-
Blok Pihak ketiga Jangka Waktu Jumlah Kontrak Harian or-Pay as a
percentage of DCQ
Sumatra PT Mitra Energi Buana 24 Juli 2006 – 2,5 BBTUD (Mar 2018-Des 70%
Selatan (Amandemen ke-5) 31 Desember 2027 2018) (2021)
(pengaliran gas sejak 4 BBTUD (2019) 92%
9 Januari 2007) 5,5 BBTUD (2020) (2022-2027)
3,5 BBTUD (2021)
3,65 BBTUD (2022)
4 BBTUD (2023-2027)
PT MEPPO-GEN* 13 November 2018 – 14,2 – 9,7 BBTUPD(Pasokan 90%
(Amandemen ke-1) 31 Desember 2027 gabungan dengan Blok
(pengaliran gas sejak Lematang)
24 Oktober 2014)
Perusahaan Daerah Mura 4 Agustus 2009 – 1,35 BBTUD 90%
Energi 31 Desember 2027
(pengaliran gas sejak
19 Februari 2015)
PT Medco E & P Rimau 18 Januari 2016 – 2 BBTUD (2020-2027) 90%
(Amandemen ke-1) 31 Desember 2027
PT PLN (Persero) 19 September 2017 – 20 BBTUD 90%
(Pembangkit Listrik 31 Januari 2027 (Pasokan gabungan dengan
Sumatra Selatan) (pengaliran gas sejak Blok Lematang)
6 April 2017)
PT Pertamina (Persero) 15 November 2019 – 0,25 MMSCFD Tidak berlaku
(City Gas Muara Enim) 20 Juli 2027 (pengaliran
gas sejak 8 Maret 2018)
PT Perusahaan Gas 4 Mei 2018 – 20 Juli 2027 0,25 BBTUD Tidak berlaku
Negara Tbk (City Gas (pengaliran gas sejak
Musi Banyuasin) 29 September 2017)
PT Perusahaan Gas 15 Maret 2022– 0,40 MMSCFD Tidak berlaku
Negara Tbk 27 November 2033
(City Gas Palembang) (pengaliran gas sejak
8 September 2020)
PT Pupuk Sriwidjaja 1 December 2021 – 15 BBTUD (Aug 2021-Dec 85%
Palembang 27 November 2033 2024)
(Amandemen ke-1) (pengaliran gas sejak 10 BBTUD (2025-2029)
1 Agustus 2021) 8 BBTUD (2030)
5 BBTUD (2031- 2033)
193
Page 230
Take-
Blok Pihak ketiga Jangka Waktu Jumlah Kontrak Harian or-Pay as a
percentage of DCQ
PT Pupuk Sriwidjaja 20 September 2023 – 7 BBTUD (2023) 85% Tahunan
Palembang 27 November 2033 9 BBTUD (2024)
(pengaliran gas sejak 7 BBTUD (2025)
1 Januari 2023) 5 BBTUD (2026)
7 BBTUD (2027)
17,63 BBTUD (2028)
14 BBTUD (2029)
13,36 BBTUD (2030-2031)
12,05 BBTUD (2032)
9,09 BBTUD (2033)
(Pasokan gabungan dengan
Blok Lematang)
Lematang PT PLN (Persero) 19 September 2017 – 20 BBTUD 90%
(Pembangkit Listrik 31 Januari 2027(pengaliran (Pasokan gabungan dengan
Sumatera Selatan) gas sejak 6 April 2017) Blok Sumatera Selatan)
PT Pupuk Sriwidjaja 20 September 2023 – 7 BBTUD (2023) 85%
Palembang 5 April 2027 9 BBTUD (2024)
(pengaliran gas sejak 7 BBTUD (2025)
1 Januari 2023) 5 BBTUD (2026)
7 BBTUD (2027)
(Pasokan gabungan dengan
Blok Sumatera Selatan)
PT MEPPO-GEN 13 November 2018 – 11,6 – 10,8 BBTUPD 90%
(Amandemen ke-1) 31 Desember 2027 (Pasokan gabungan dengan
(pengaliran gas sejak Blok Lematang)
24 Oktober 2014)
Tarakan PT. Perusahaan Listrik 25 November 2022 - 2,74 BBTUD - 70%
Negara (Persero) - 31 Desember 2025 3 BBTUD
Gunung Belah (pengaliran gas sejak
1 Januari 2022)
PT Perusahaan Gas 21 Juni 2024 – 0,3 MMSCFD Tidak berlaku
Negara Tbk (city gas Musi 31 Desember 2030
Tarakan) (pengaliran gas sejak
14 Januari 2022)
Blok A PT Pertagas Niaga 27 Januari 2015 – 54 BBTUD 90%
(Amandemen ke-2) 31 Agustus 2031
(pengaliran gas sejak
1 Juni 2020)
Senoro-Toili Donggi Senoro LNG 22 Januari 2009 – 227,5 BBTUD 90% (tahunan)
(Amandemen ke-2) 3 Desember 2027
PT Panca Amara Utama 13 Maret 2014 – 55 MMSCFD (12 bulan dari 80% (tahun 1)
(Amandemen ke-1) 3 Desember 2027 pengaliran gas) 90% (tahun 2-akhir
62 MMSCFD (setelah 12 bulan kontrak)
hingga berakhirnya GSA)
PT PLN (Persero) 6 Februari 2018 – 5 BBTUD 80% (tahun 1 & 2)
3 Desember 2027 90%
(tahun 3-akhir
kontrak)
PT PGN (Persero) 22 September 2023 – 0,2 BBTUD Tidak berlaku
3 Desember 2027
(pengaliran gas sejak
20 Desember 2019)
Simenggaris PT PLN (Persero) 17 Oktober 2014 – 0,1 BBTUD NA
(Amandemen ke-1) 29 November 2025
PT Kayan LNG Nusantara 20 Mei 2020 – 23 Februari 22 MMSCFD 85%
2028
(pengaliran gas sejak
31 Maret 2022)
194
Page 231
Take-
Blok Pihak ketiga Jangka Waktu Jumlah Kontrak Harian or-Pay as a
percentage of DCQ
Laut Natuna SembCorp Gas Singapore 15 Januari 1999 – 15 Juli 78 BBTUD (2025) 70%
Selatan (GSA1) 2028 79 BBTUD (2026)
Blok B 63 BBTUD (2027)
42 BBTUD (2028)
SembCorp Gas Singapore 5 Juni 2023 – 15 Oktober 60 BBTUD (2025) 90%
(GSA3) 2028 80 BBTUD (2026)
(pengaliran gas sejak 80 BBTUD (2027)
1 Oktober 2024) 73 BBTUD (2028)
Sampang PT PLN Indonesia Power 19 Juli 2003 – 17 BBTUD (2025) 95%
(Amandemen ke-6) 31 Desember 2027 13 BBTUD (2026)
11 BBTUD (2027)
Madura PT PGN Tbk. (Maleo) 31 Mei 2005 – 3 Desember 8,5 BBTUD (2025) 95%
Offshore (Amandemen ke-5) 2027 5 BBTUD (2026)
(pengaliran gas sejak 0 BBTUD (2027)
29 September 2006)
PT PGN Tbk. (Meliwis) 19 Februari 2019 – 22,2 BBTUD (2025) 95%
(Amandemen ke-2) 3 Desember 2027 21,1 BBTUD (2026)
(pengaliran gas sejak 13,7 BBTUD (2027)
10Agustus 2020)
PT Sarana Cepu Energi 1 Januari 2024 - 1 BBTUD (2025) 90%
(SCE) 31 Desember 2025
(Amandemen ke-1)
Bangkanai PT PLN (Persero) 20 Desember 2019 – 20 BBTUD 91% (tahunan)
29 Desember 2033
(pengaliran gas sejak
11 Januari 2016)
Corridor Gas Supply Pte. Ltd 21 November 2022 – 87 BBTUD (2023) 90%
31 Desember 2028 121 BBTUD (2024)
118 BBTUD (2025)
126 BBTUD (2026)
126 BBTUD (2027)
136 BBTUD (2028)
PGN BBG Jargas 14 Oktober 2021 – 6 BBTUD (2022) N.A
(Amandemen ke-3) 31 Desember 2028 8 BBTUD (2023)
5 BBTUD (2025-2028)
PT Pertamina Hulu Rokan 6 Agustus 2021 – 100 BBTUD (2021) 90%
31 Desember 2026 105 BBTUD (2022)
60 BBTUD (2023)
50 BBTUD (2024)
50 BBTUD (2025)
65 BBTUD (2026)
PT Energasindo 30 Oktober 2007 – 30 BBTUD (2023-2030) 90%
Heksa Karya (“EHK”) 19 Desember 2033 25 BBTUD (2031-2033)
(Amandemen ke-8)
PT Perusahaan Listrik 4 Mei 2015 – 19 Desember 20 BBTUD 90%
Negara (Persero) 2028
(Amandemen ke-4)
PT Pupuk Sriwidjaja 25 Mei 2016 – 73 (up to 2023)62 BBTUD 90%
Palembang 19 Desember 2028 (2024-2025)
(Amandemen ke-4) 47 BBTUD (2026-2028)
PT PGN Tbk. 19 Desember 2023 – 410 BBTUD (2024) 90%
31 Desember 2028 271 BBTUD (2025)
(pengaliran gas sejak 238 BBTUD (2026)
1 Oktober 2023) 185 BBTUD (2027)
129 BBTUD (2028)
195
Page 232
7. Kegiatan Usaha Pembangkit Listrik
Kegiatan usaha pembangkit listrik Perseroan dijalankan melalui MPI, sebuah Pengembang Listrik
Swasta dan penyedia layanan operasi dan pemeliharaan (“O&M”). Pada Oktober 2017, Perseroan
meningkatkan kepemilikan efektif di MPI dari 49,0% menjadi 88,6% dan pada tahun 2019 Perseroan
membeli sisa kepemilikan MPI sehingga saat ini MPI merupakan perusahaan yang dikuasai seluruhnya
oleh Perseroan.
Bisnis MPI berfokus pada pembangkit listrik gas dengan skala kecil dan menengah, pembangkit listrik
panas bumi dan pembangkit listrik mini-hidro serta berupaya untuk memaksimalkan kegiatan operasi
dan sinerginya dengan bisnis lain yang terkait dengan Perseroan.
Tabel berikut merupakan proyek-proyek yang dimiliki MPI
Tanggal Kapasitas
Pembangkit Listrik Bahan bakar Kepemilikan efektif Operasi Terpasang
Komersial (MW)
Pembangkit Listrik Swasta (IPP)
Operasi
MEB Batam Gas 42 2004 85
DEB Batam Gas 48 2006 85
ELB Batam Gas 43 2016 76
Singa Gas 100 2015 7
EPE – South Sumatera Gas 56 2006 12
MPE – South Sumatera Gas 51 2008 12
Sarulla Panas Bumi 19 2017-2018 330
2 Mini Hydros Hydro 70-100 2017-2018 18
Riau CCPP - Sumatera Gas 51 2022 275
Sumbawa Solar PV 50 2022 26
Subtotal 926
Dalam Konstruksi
Ijen Panas Bumi 51 2025* 110
Bali Timur Solar PV 51 2025 25
Bali Barat Solar PV 51 2026 25
ELB Add on Gas 43 2025 39
Subtotal 199
Pengembangan
Bonjol PSPE Panas Bumi 100 2032 60
Subtotal 60
Total Pembangkit Listrik 1.185
O&M Services
Operasi
TJBS – Central Java Batu Bara 50 2006 1.320
MGS – North Sumatera Panas Bumi 62 2017 330
Riau - Sumatera Gas 62 2022 275
Subtotal 1.925
Dalam Konstruksi
Sulut-1 Batu Bara 60 2025 100
Timor-1 Batu Bara 60 2025 100
Ijen Panas Bumi l 51 2025 110
Subtotal 310
Total O&M Services 2.235
*Ijen Fase 1
196
Page 233
8. Kegiatan Usaha Pertambangan Tembaga dan Emas
Operasi pertambangan tembaga dan emas Perseroan dilaksanakan melalui entitas asosiasi Perseroan,
yaitu PT Amman Mineral Internasional (“AMI”). Pada November 2016, Perseroan mengakuisisi 50%
kepemilikan saham dalam PT Amman Mineral Investama (“AMIV”), yang memiliki pengendalian tidak
langsung atas 82,2% kepemilikan atas AMNT.
Perseroan, API, AMI dan pemegang saham baru, PT Sumber Gemilang Persada (“SGP”) melakukan
serangkaian transaksi pada kuartal pertama 2018 dimana akhirnya Perseroan, API, dan SGP menjadi
pemegang saham AMNT melalui AMI, dan kepemilikan saham Perseroan dan API di AMI, turun menjadi
masing-masing sekitar 39,4% sedangkan SGP memiliki sekitar 21,3%. Sebagai bagian dari transaksi
ini, pinjaman yang terutang kepada Perseroan oleh AMIV sebesar USD127,9 juta dikonversi menjadi
Wesel Tagih Perseroan kepada API pada tanggal 1 Januari 2018. Sisa pokok dan bunga terutang
sebesar USD140 juta dikonversi menjadi saham AMIV pada tanggal 2 Januari 2018. Pada tahun 2018,
API mengurangi kepemilikannya di AMI sehingga pada tanggal 31 Desember 2018, struktur pemegang
saham AMI menjadi sebagai berikut: Perseroan sebesar 39,4%, API sebesar 18,2%, SGP sebesar
37,4%, dan PT Medco Services Indonesia (“MSI”) (perusahaan anak yang secara tidak langsung dari
Perseroan yang diklasifikasikan dan disajikan sebagai “Aset Dimiliki untuk Dijual dan Operasi yang
dihentikan”) sebesar 5,1%.
Pada bulan Februari 2020, terjadi perubahan komposisi pemegang saham AMI, antara lain, divestasi
sebagian saham yang dimiliki oleh Perseroan dan masuknya pemegang saham baru yaitu PT Sumber
Mineral Citra Nusantara (“SMCN”). Dengan adanya perubahan tersebut, komposisi pemegang saham
AMI menjadi sebagai berikut: Perseroan sebesar 29,4%, API sebesar 21,7%, SGP sebesar 37,4%, MSI
sebesar 5,1%, dan SMCN sebesar 6,5%.
Pada bulan Desember 2020, AMI menerbitkan saham baru yang diambil bagian dan disetor penuh oleh
tiga pemegang saham baru yang terdiri dari PT Alpha Investasi Mandiri (“AIM”), PT Pesona Sukses
Cemerlang (“PSC”) dan PT Berdikari Jaya Sukses (“BJS”). Dengan adanya perubahan tersebut,
komposisi pemegang saham AMI menjadi sebagai berikut: Perseroan sebesar 23,1%, API sebesar
17,1%, SGP sebesar 29,4%, MSI sebesar 4,0%, SMCN sebesar 5,1%, AIM sebesar 7,9%, PSC sebesar
7,2%, dan BJS sebesar 6,1%. Per 31 Desember 2020, AMI memiliki pengendalian langsung atas 99,9%
kepemilikan atas AMNT.
Pada bulan Desember 2021, terjadi perubahan komposisi pemegang saham AMI, dimana, BJS
mengalihkan 6,1% saham dalam AMI kepada SGP. Dengan adanya perubahan tersebut, komposisi
pemegang saham AMI menjadi sebagai berikut: Perseroan sebesar 23,1%, API sebesar 17,1%, SGP
sebesar 35,6%, MSI sebesar 4,0%, SMCN sebesar 5,1%, AIM sebesar 7,9%, dan PSC sebesar 7,2%.
Pada tanggal 11 Januari 2017, pemerintah Indonesia menerbitkan peraturan baru mengenai ekspor
konsentrat tembaga, yaitu Peraturan Menteri ESDM No. 5 Tahun 2017 mengenai Peningkatan Nilai
Tambah Mineral Melalui Kegiatan Pengolahan dan Pemurnian Mineral Dalam Negeri (“Permen
No. 5/2017”). Permen No. 5/2017 mewajibkan AMNT sebagai pemegang Kontrak Karya untuk mengubah
Kontrak Karyanya menjadi Izin Usaha Pertambangan Khusus – Operasi Produksi (“IUPK OP”) agar
dapat mengekspor konsentrat tembaga yang dihasilkannya. Pada tanggal 10 Februari 2017, AMNT
memperoleh IUPK OP dari Kementerian ESDM. Peraturan tahun 2017 juga mewajibkan pemegang
IUPK OP untuk melakukan pengolahan dan pemurnian mineral yang dihasilkannya di dalam negeri.
AMNT terus bekerja sama dengan pemerintah untuk menjamin kepastian investasi dan kelangsungan
operasi, termasuk dalam hal-hal yang terkait dengan pengolahan dan pemurnian di dalam negeri serta
ekspor konsentrat tembaga.
AMNT pada umumnya menjual tembaga dan emas (dalam Dolar AS) pada harga pasar yang berlaku
dalam bulan ketika konsentrat tembaga tersebut dikirimkan kepada pembeli. Penjualan tembaga dan
emas dilakukan dalam bentuk konsentrat tembaga, yang dijual kepada pabrik smelter di dalam maupun
luar negeri untuk pengolahan dan pemurnian lebih lanjut, yang nantinya akan menghasilkan katoda
tembaga (bahan baku untuk memproduksi batang tembaga untuk kebutuhan industri kawat dan kabel)
dan emas batangan.
197
Page 234
Pada tahun 2022, produksi tembaga dan emas AMNT masing-masing sebesar 463,9 juta lb dan 730,7
ribu oz dan penjualan tembaga dan emas AMNT masing-masing sebesar 451,4 juta lb dan 703,5 ribu
oz dengan realisasi rata-rata harga jual sebesar USD3,56 per lb untuk tembaga dan USD1.737 per oz
untuk emas.
9. Kegiatan Usaha Properti
Saat ini Perseroan memiliki kepemilikan sebesar 49% pada AMG, perusahaan yang memiliki The
Energy Building, gedung yang merupakan kantor pusat Perseroan dan juga kantor pusat beberapa
anak perusahaan Perseroan. 51% kepemilikan AMG dimiliki oleh kepada pihak berelasi yaitu MDAL.
The Energy Building merupakan bangunan modern dan cerdas yang terletak di wilayah strategis
Jakarta, yaitu SCBD (Sudirman Central Business District). Gedung ini menempati area seluas 8.263
meter persegi terdiri dari 40 lantai untuk ruang kantor dan lima lantai bawah tanah untuk tempat parkir,
dan gedung ini telah memperolah Green Building Certification dari Indonesian Green Building Council
karena efisiensi energi dan prosedur lingkungan. AMG menyewakan bangunan tersebut kepada pelaku
usaha yang beroperasi dalam berbagai industri, terutama industri minyak, pertambangan, lembaga
keuangan dan jasa profesional.
10. Persaingan
Perseroan menghadapi persaingan dari perusahaan minyak dan gas lainnya, termasuk Pertamina,
BUMN minyak dan gas nasional, di seluruh wilayah operasi minyak dan gas Perseroan, termasuk
dalam akuisisi kesepakatan bagi hasil. Pesaing Perseroan di Indonesia dan Asia Tenggara meliputi
perusahaan minyak dan gas internasional, sebagian besar di antaranya merupakan perusahaan besar
yang mapan dengan sumber daya modal yang jauh lebih besar dan staf operasional yang lebih besar
dibandingkan Perseroan, dan sebagian besar di antaranya telah bergerak dalam usaha minyak dan gas
lebih lama dibandingkan Perseroan. Perusahaan-perusahaan tersebut mungkin mampu menawarkan
persyaratan yang lebih menarik saat mengikuti lelang untuk memperoleh konsesi atas prospek
eksplorasi dan operasi sekunder, membayar lebih tinggi untuk aset minyak dan gas alam produktif serta
prospek eksplorasi, serta mampu mendefinisikan, mengevaluasi dan memberikan penawaran serta
membeli aset dan prospek dalam jumlah yang lebih besar dibandingkan yang dapat dilakukan oleh
Perseroan dengan sumber daya keuangan, teknis, dan tenaga kerja yang ada. Kemampuan Perseroan
untuk memperoleh kesepakatan bagi hasil dan untuk menemukan, mengembangkan, dan memproduksi
cadangan di masa depan akan tergantung pada kemampuan Perseroan untuk mengevaluasi dan
memiliki aset yang sesuai dan menutup transaksi di tengah persaingan yang ketat. Meskipun demikian,
mengingat pentingnya industri minyak dan gas bagi ekonomi Indonesia, Pemerintah secara aktif
mendorong partisipasi perusahaan lokal. Sebagai salah satu dari sedikit perusahaan Indonesia yang
bergerak dalam industri eksplorasi dan produksi minyak dan gas, Perseroan percaya bahwa Perseroan
memiliki keunggulan tertentu dalam memperluas usaha Perseroan dalam sektor ini.
Berdasarkan peer analysis yang dilakukan Wood Mackenzie, Perseroan merupakan perusahaan
eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat produksi ketiga terbesar di antara
perusahaan sejenis di Asia Tenggara (tidak termasuk perusahaan minyak dan gas nasional). Perseroan
juga merupakan perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas hulu dengan tingkat produksi
keempat terbesar berdasarkan peer analysis yang mengacu pada sekelompok sejawat yang diidentifikasi
oleh Wood Mackenzie.
Peer analysis cadangan terbukti dan terduga Peer analysis jumlah produksi
Sumber: Wood Mackenzie, Maret 2025
198
Page 235
Sektor pengembang listrik swasta Indonesia masih terfragmentasi, dengan sejumlah Pengembang
Listrik Swasta berskala kecil hingga menengah (kapasitas < 400 MW) dan segmen skala besar
(>= 400 MW). Pemain listrik lokal Indonesia pada umumnya beroperasi dalam berbagai segmen, dengan
fokus utama pada segmen kecil hingga menengah. Indonesia Power dan PJB (keduanya merupakan
BUMN), adalah pemain lokal terkuat berkat posisinya yang tepat di pasar, yang disebabkan oleh
peninggalan sebelumnya dan hubungan kedua BUMN tersebut dengan PLN dan pemerintah. Pemain
listrik internasional terutama beroperasi di segmen skala besar, dengan fokus utama di pembangkit
listrik tenaga batu bara dan panas bumi. Persaingan MPI dalam mendapatkan proyek baru terutama
berkenaan dengan penentuan harga tarif dan lokasi kualitas teknis.
AMNT menghadapi persaingan dari tambang tembaga dan emas lainnya, terutama di Asia. AMNT
bersaing dalam hal rekam jejak dalam memenuhi pesanan, memenuhi komitmen terhadap pelanggan
dan kualitas bijih.
11. Bahaya Operasi, Asuransi dan Risiko-risiko yang Tidak Diasuransikan
Operasi utama Perseroan menghadapi bahaya dan risiko yang melekat pada pengeboran, produksi dan
pengangkutan gas alam dan minyak, dan melalui AMNT dan MPI risiko melekat pada pertambangan
dan pembangkit listrik. Risiko dan bahaya tersebut meliputi risiko kebakaran, bencana alam, ledakan,
penemuan formasi dengan tekanan abnormal, letupan, cratering, kebocoran pipa dan tumpahan; yang
sebagian besar dapat menyebabkan hilangnya hidrokarbon, pencemaran lingkungan, tuntutan cedera
pribadi dan kerusakan lainnya terhadap aset Perseroan. Sebagai perlindungan terhadap bahaya operasi
tersebut, Perseroan memiliki pertanggungan asuransi atas sebagian, tetapi bukan seluruh, potensi
kerugian. Pertanggungan asuransi Perseroan meliputi, tetapi tidak terbatas pada, kerusakan fisik atas
aset tertentu, pengendalian sumur, letupan dan biaya pengendalian pencemaran tertentu, asuransi
tanggung jawab umum komprehensif, termasuk kendaraan dan kompensasi pekerja. Sesuai standar
yang Perseroan yakini menjadi praktik industri, Perseroan tidak memiliki asuransi gangguan bisnis.
12. Keselamatan
Kesehatan dan keselamatan karyawan serta pemangku kepentingan Perseroan merupakan bagian
penting dan integral dari keberlanjutan Perseroan secara keseluruhan. Kebijakan Kesehatan,
Keselamatan Kerja, dan Lindungan Lingkungan (K3LL) Perseroan menekankan pada perlindungan
kesejahteraan bagi mereka yang terlibat dalam kegiatan bisnis dan operasional Perseroan. Perseroan
juga menggarisbawahi perlunya kepemimpinan K3LL yang kuat di semua tingkatan. Perseroan percaya
bahwa semua insiden terkait pekerjaan, cedera, penyakit akibat kerja, dan kejadian keselamatan
proses dapat dicegah. Perseroan berkomitmen untuk mematuhi peraturan pemerintah dan memastikan
keselarasan dengan praktik terbaik industri dan standar internasional yang relevan. Kebijakan K3LL
Perseroan tersedia di situs Perseroan: www.medcoenergi.com
Perseroan terus memperkuat budaya keselamatan dan kepemimpinan Perseroan untuk mencapai
nihil insiden, cedera, dan penyakit akibat kerja dalam operasi Perseroan. Perseroan secara rutin
menetapkan dan memantau sasaran dan kinerja K3LL. Perseroan juga memberikan pelatihan kepada
seluruh karyawan, kontraktor, dan masyarakat sekitar untuk memitigasi risiko.
Sistem Manajemen Kesehatan, Keselamatan, dan Lindungan Lingkungan (K3LL) Perseroan
memungkinkan Perseroan untuk secara sistematis mengidentifikasi, menilai, mengendalikan, dan
memantau risiko K3LL operasional terhadap bisnis, karyawan, dan lingkungan. Perseroan mewajibkan
kontraktor dan pemasok Perseroan untuk mematuhi sistem manajemen ini untuk memastikan bahwa
budaya keselamatan Perseroan dipertahankan di seluruh bisnis dan operasi.
Standar K3LL Perseroan dikembangkan selaras dengan ISO 14001:2015 tentang Sistem Manajemen
Lingkungan dan ISO 45001:2018 untuk Sistem Manajemen Kesehatan dan Keselamatan Kerja.
Perseroan menggunakan sistem ini untuk mengidentifikasi, menilai, mengendalikan, dan memantau
risiko K3LL operasional Perseroan terhadap bisnis, karyawan, kontraktor, dan lingkungan sekitarnya.
Perseroan mewajibkan setiap aset operasi dan unit bisnis untuk merencanakan, mengoordinasikan,
dan memantau implementasi K3LL.
199
Page 236
Berkat program HSE Perseroan yang berkelanjutan, Perseroan mencatat peningkatan TRIR (total
recordable incident rate) dari 0,56 pada tahun 2019 menjadi 0,33 pada tahun 2020, menjadi 0,29 pada
tahun 2021, menjadi 0,21 pada tahun 2022 dan menjadi 0,15 pada tahun 2023, sementara assurance
proses untuk tahun 2024 masih berlangsung.
Pada tahun 2023, kami menerima beberapa penghargaan keselamatan dari Kementerian ESDM: Patra
Nirbhaya (diberikan sebagai pengakuan atas nihilnya kematian, kerusakan properti yang signifikan, dan
tumpahan minyak) untuk South Natuna Sea Block B PSC, Blok A Aceh, Lematang PSC, Bangkanai
PSC, dan Madura Offshore PSC. Pada tahun 2024, penghargaan Patra Nirbhaya diberikan kepada
Bangkanai PSC, Lematang PSC, Blok A Aceh, Sampang PSC, Madura Offshore PSC, dan South
Natuna Sea Block B PSC.
13. Lingkungan Hidup
Pengelolaan Lingkungan merupakan bagian tak terpisahkan dari Kebijakan Kesehatan, Keselamatan
Kerja, dan Perlindungan Lingkungan Perseroan. Perseroan berkomitmen untuk menjalankan seluruh
kegiatan Perseroan nihil insiden, cedera, atau penyakit akibat kerja, dan melindungi para karyawan dan
pemangku kepentingan serta lingkungan tempat Perseroan beroperasi.
Dua (2) komitmen utama untuk memenuhi tujuan Perseroan adalah:
1. Mematuhi semua hukum dan peraturan yang berlaku dan menyelaraskan Sistem Manajemen K3LL
Perseroan dengan praktik-praktik terbaik industri dan standar internasional yang relevan.
2. Mengelola limbah domestik dan limbah B3, emisi udara, serta pemanfaatan energi dan sumber
daya untuk memperkecil dampak dan risiko terhadap lingkungan hidup untuk melindungi ekosistem
dan keanekaragaman hayati.
Operasi Perseroan saat ini tunduk pada hukum Indonesia dan peraturan pemerintah negara tuan rumah
lainnya yang mengatur lingkungan hidup atau berkaitan dengan perlindungan lingkungan. Peraturan
perundangan tersebut mengharuskan diperolehnya izin sebelum memulai pengeboran, konstruksi
pembangunan, yang membatasi jenis, jumlah dan konsentrasi berbagai zat yang dapat terlepas ke
lingkungan terkait kegiatan pengeboran dan operasi produksi, serta membatasi kegiatan pengeboran
di lahan-lahan tertentu yang terletak di dalam kawasan hutan tertentu, cagar alam, lahan basah dan
kawasan lindung lainnya. Peraturan-peraturan tersebut pun memerlukan pengukuran parameter untuk
mencegah polusi yang dihasilkan dari operasi sebelumnya atau operasi yang masih berlangsung,
misalnya sumur yang telah disumbat dan ditinggalkan (plugged & abandoned) dan memberlakukan
kewajiban yang cukup besar untuk polusi yang diakibatkan oleh operasi Perseroan. Sampai batas tertentu,
sistem regulasi mengatur industri minyak dan gas sedemikian rupa sehingga biaya melakukan bisnis
meningkat dan akibatnya mempengaruhi profitabilitasnya. Perubahan undang-undang dan peraturan
lingkungan dapat mengakibatkan penanganan limbah, pembuangan, dan persyaratan remediasinya
menjadi lebih ketat dan mahal hingga dapat berdampak signifikan pada biaya operasi Perseroan dan
pada industri minyak dan gas pada umumnya. Pihak Manajemen percaya bahwa Perseroan mematuhi
hukum dan peraturan lingkungan yang berlaku saat ini dalam semua hal dan bahwa kepatuhan secara
berkelanjutan pada persyaratan yang ada, tidak akan berdampak buruk secara material bagi Perseroan.
Pemerintah telah memberlakukan peraturan lingkungan pada perusahaan migas yang beroperasi di
Indonesia dan perairan Indonesia. Operator dilarang membiarkan minyak lepas ke lingkungan dan
harus memastikan agar kawasan di sekitar sumur darat dipulihkan ke keadaan semula setelah operator
berhenti beroperasi di lokasi tersebut. Studi dampak lingkungan dan izin Pemerintah diperlukan
sebelum dapat memulai pekerjaan eksplorasi. Berdasarkan Undang-Undang Migas, Satuan Kerja
Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK MIGAS) memiliki kendali langsung
terhadap para operator guna memastikan agar mereka mematuhi peraturan Pemerintah. Perseroan
harus memberikan Laporan Pelaksanaan Rencana Pengelolaan Lingkungan dan Laporan Pelaksanaan
Rencana Pemantauan Lingkungan (RKL/RPL) berdasarkan Analisis Mengenai Dampak Lingkungan
kepada lembaga lingkungan hidup Indonesia dua kali setahun.
200
Page 237
Perseroan yakin bahwa Perseroan telah menunjukkan kepatuhan Perseroan terhadap peraturan,
terutama dalam aspek lingkungan. Perseroan telah menerima penghargaan PROPER Biru, Hijau,
dan Emas (peringkat tertinggi) dari Kementerian Lingkungan Hidup & Kehutanan untuk beberapa aset
operasi dan non-operasi Perseroan di Indonesia. Bisnis pertambangan AMNT pun tunduk pada peraturan
lingkungan Indonesia. Lihat “Gambaran Umum Peraturan — Kerangka Hukum untuk Lingkungan.”
Perseroan menerapkan Sistem Manajemen K3LL untuk operasi dan proyek Perseroan, antara lain,
meningkatkan kemampuan Perseroan untuk memantau dan mengidentifikasi risiko serta membantu
ketaatan terhadap Equator Principles, yang merupakan kerangka kerja manajemen risiko yang diadopsi
oleh lembaga keuangan untuk menentukan, menilai, serta mengelola risiko lingkungan dan sosial dalam
berbagai proyek. Pengelolaan lingkungan merupakan bagian utama yang tak terpisahkan dari Sistem
Manajemen K3LL dan Manajemen Risiko Perseroan, yang bertujuan agar terus meningkatkan kinerja
lingkungan Perseroan secara berkelanjutan.
Perseroan memiliki komitmen yang kuat untuk turut serta mengurangi efek perubahan iklim. Kegiatan
terkait energi berkontribusi sekitar 70% dari emisi gas rumah kaca (“GRK”) global, dengan minyak
dan gas bersama-sama mewakili sekitar 60% dari emisi terkait energi melalui ekstraksi, pemrosesan,
dan pembakaran berikutnya. Sementara emisi langsung dari sektor minyak dan gas adalah kontributor
signifikan terhadap total emisi GRK global, sebagian besar emisi GRK yang dihasilkan melalui siklus
minyak dan gas bertumpu pada konsumsi dan pembakaran produk akhir dan berada di luar batas
operasi perusahaan minyak dan gas.
Indonesia memiliki tujuan yang ambisius untuk mengurangi emisi GRK sebesar 31,89% dari emisi
business as usual (BAU) di tahun 2030 atau sebesar 43,20% dengan bantuan internasional, dan di saat
yang bersamaan tetap menjaga pertumbuhan ekonomi. Sebagai perusahaan energi yang melakukan
kegiatan eksplorasi dan produksi di industri migas, kami memiliki komitmen yang tinggi untuk mengatasi
efek perubahan iklim. Perseroan melakukan pengkinian untuk inventori emisi dan metodologi perhitungan
GRK dengan mengacu pada Corporate Standardized Air and GHG Emissions Accounting Guideline
di seluruh aset operasi Perseroan sejak tahun 2020. Perbaikan-perbaikan yang dilakukan termasuk
menambahkan referensi internasional di metodologi dan memasukkan metode perhitungan kuantitatif
yang lebih akurat untuk beberapa sumber emisi sesuai referensi. Inventori GRK Perseroan saat ini
sudah meliputi sumber emisi Cakupan 1, Cakupan 2, dan Cakupan 3. Data GRK untuk Cakupan 1 dan
Cakupan 2 di Laporan Keberlanjutan telah diverifikasi eksternal oleh Kantor Akuntan Publik. Perseroan
juga telah mengungkapkan data-data terkait iklim melalui platform CDP (sebuah organisasi nirlaba
internasional yang membantu perusahaan dan kota mengungkapkan dampak lingkungan) setiap tahun
sejak 2021.
Sebagai bagian dari target Perseroan untuk mencapai net zero, Perseroan menetapkan target interim
untuk tahun 2025 dan 2030 guna mengurangi emisi GRK Cakupan 1 dan 2 sebesar 20% pada tahun
2025 dan 30% pada tahun 2030 dari level tahun 2019, dan juga mengurangi emisi metana sebesar
25% pada tahun 2025 dan 37% pada tahun 2030 dari level tahun 2019 untuk operasi minyak dan gas
Perseroan. Target untuk bisnis listrik Perseroan adalah menyediakan 26% dari kapasitas terpasang
Perseroan dari energi terbarukan pada tahun 2025 dan 30% pada tahun 2030. Perseroan mencapai
target interim tahun 2025 dibandingkan dengan tahun dasar 2019 untuk pengurangan emisi GRK dan
metana Cakupan 1 dan 2 minyak dan gas dua tahun lebih cepat dari rencana. Perseroan berada di jalur
yang tepat untuk mencapai target interim 2030 guna lebih mengurangi emisi GRK dan metana Cakupan
1 dan 2, serta meningkatkan persentase kapasitas terpasang dari sumber terbarukan.
Sebagai bagian dari implementasi Strategi Perubahan Iklim, Perseroan mengembangkan portfolio
gas alam dengan mengakuisisi Corridor PSC dan menyelesaikan integrasinya ke bisnis Perseroan
di akhir 2022. Perseroan telah terdaftar di dalam IDX LQ45 Low Carbon Leaders1 sejak tahun 2022,
dan tetap menjaga posisinya untuk periode November 2024 sampai Februari 2025, sebagai satu dari
33 perusahaan di dalam IDX LQ45 Low Carbon Leaders di Bursa Saham Indonesia.
1 IDX LQ45 (likuiditas tinggi, free float, harga saham, dan dasar keuangan yang baik) Low Carbon Leaders adalah indeks di
Bursa Efek Indonesia yang bertujuan untuk mengurangi eksposur intensitas emisi karbon atas portofolio sebesar minimal
50 persen dibandingkan dengan Indeks LQ45 sebagai parent index.
201
Page 238
Perseroan pun berupaya untuk meminimalkan emisi GRK Perseroan dan menanamkan praktik yang
baik dalam hal efisiensi energi dan sumber daya. Perseroan meminimalkan emisi GRK Perseroan
dengan memantau emisi GRK setiap bulan dan proses pelaporan kepada direksi Perseroan, serta
Perseroan pun terus berupaya berinovasi atas proses-proses untuk melakukan kegiatan efisiensi
energi. Perseroan juga melaporkan tingkat emisi GRK Perseroan kepada Kementerian Lingkungan
Hidup Indonesia setiap tahun. Perseroan telah mengambil langkah-langkah termasuk meningkatkan
penggunaan mesin bahan bakar gas untuk menggantikan mesin berbahan bakar bensin pada kendaraan
operasional Perseroan, menjadi pelopor pengurangan dan pemanfaatan gas flaring di beberapa aset,
serta menerapkan pengurangan emisi gas bertekanan rendah dan pemanfaatan dengan kompresor
bertekanan rendah (gas jack) dalam kondisi asimptomatik.
14. Tanggung Jawab Sosial Perusahaan
Perseroan berkomitmen untuk menciptakan dampak positif bagi masyarakat sekitar di wilayah
operasional Perseroan. Keterlibatan langsung dengan masyarakat lokal merupakan komponen
penting dalam membangun dan melaksanakan program pengembangan masyarakat. Keterlibatan ini
memungkinkan Perseroan untuk merancang program sesuai dengan kapasitas, sumber daya, dan
kebutuhan masyarakat. Dalam mendukung masyarakat lokal menjadi mandiri, program Perseroan
berfokus pada peningkatan pendidikan, kesehatan, ekonomi, infrastruktur dan lingkungan.
Perseroan memiliki program pengembangan masyarakat mulai dari Aceh Timur (Aceh), Anambas
(Kepulauan Riau), Banyuasin, Empat Lawang, Lahat, Musi Rawas, Musi Banyuasin, Muara Enim, dan
Penukal Abab Lematang Ilir (Sumatra Selatan), Tarakan (Kalimantan Utara), Barito Utara (Kalimantan
Tengah), Sampang dan Sumenep (Jawa Timur), Oman dan Thailand, serta di area aset Medco Power
Indonesia. Program-program tersebut termasuk, antara lain, adalah sebagai berikut:
Pendidikan
• Dukungan sarana dan prasarana pendidikan untuk peningkatan kapasitas masyarakat
• Peningkatan kapasitas masyarakat melalui rumah pemberdayaan ibu dan anak
• Bantuan pendidikan melalui pemberian beasiswa
• Pengembangan sekolah adiwiyata (program untuk mendorong terciptanya pengetahuan dan
kesadaran warga sekolah dalam upaya pelestarian lingkungan hidup)
• Dukungan kegiatan olahraga, kepemudaan dan keagamaan
Kesehatan
• Program penanganan stunting
• Program sanitasi lingkungan
• Program pengembangan dan pendampingan posyandu
Ekonomi
• Pelatihan keterampilan dan kewirausahaan serta bantuan dukungan sarana prasarana
pengembangan ekonomi
• Program pertanian, perkebunan, peternakan dan perikanan (karet, holtikultura, madu, kerapu,
kepiting, dll)
• Program pengembangan ketahanan pangan
• Bantuan rumpon dan radio komunikasi nelayan, peremajaan alat tagkap ikan serta pelatihan dan
peningkatan kapasitas keselamatan kerja nelayan
• Program pendampingan pelaksanaan Bumdes dan pengembangan bisnis pedesaaan
• Pemanfaatan lahan perkarangan dan pemilahan sampah
Infrastruktur
• Perbaikan jalan, jembatan dan gorong-gorong di sekitar wilayah operasi
• Bantuan lampu penerangan jalan umum tenaga surya
• Pembuatan sumur bor dan sarana penunjangnya
• Renovasi sarana ibadah dan sekolah
202
Page 239
Lingkungan
• Bantuan penyediaan sarana air bersih dalam rangka mendukung aktivitas masyarakat desa
• Program pendampingan pembibitan dan penanaman bakau
• Bantuan kegiatan gerakan aksi tanam hijau
• Bantuan kegiatan budidaya sayur-sayuran dan penanaman pohon buah
Di samping itu, Perseroan juga melakukan bantuan untuk korban bencana alam seperti bantuan kepada
masyarakat yang terkena banjir dan erupsi gunung.
Mulai tahun 2023, beberapa aset migas (onshore, offshore dan Corridor) telah melaksanakan studi
berupa Social License to Operate (SLO) dan Socia Return of Investment (SROI) untuk meningkatkan
program pengembangan masyarakatnya. SLO dilakukan Perseroan untuk mengetahui dan memahami
tingkat penerimaan dan dukungan masyarakat atas eksistensi dan operasi Perusahaan. Sedangan
SROI dilakukan untuk mengukur dampak sosial dan keberhasilan dari program pengembangan
masyarakat yang telah dilakukan Perseroan. Dengan dilakukannya SLO dan SROI, diharapkan program
pengembangan masyarakat Perseroan dapat lebih terarah, terukur, efektif dan efisient dengan tingkat
risiko yang lebih rendah.
1. Perseroan mendapatkan penghargaan pada 2024 dari Tempo Data Science atas kontribusinya
dalam penerapan Environment Social and Governance (ESG).
2. Perseroan mendapatkan penghargaan 2024 Sustainability Disclosure Recognition Award dari
Thaipat Institute.
203
Page 240
15. Kinerja Keberlanjutan
Perseroan berkomitmen untuk terus melakukan perbaikan berkesinambungan. Kinerja dari program
dan inisiatif keberlanjutan Perseroan telah diakui oleh lembaga pemeringkat Environmental Social and
Governance (ESG) dan CDP. Peringkat Perseroan meningkat secara konsisten sejak 2019. Di tahun
2024, peringkat ESG Perseroan dari MSCI adalah AA, meningkat dari A di tahun sebelumnya, dan
peringkat risiko ESG dari Sustainalytics menjadi lebih baik dengan perubahan nilai dari 29,6 menjadi
29,1 menunjukkan pengelolaan risiko ESG yang kuat di Perseroan. Sustainalytics mengeluarkan nilai
terkini 38,5 pada April 2025 dan Perseroan sedang meminta klarifikasi serta penilaian ulang kepada
Sustainalytics atas perubahan nilai ini. Nilai CDP Climate Change Perseroan adalah B di tahun 2024,
yang menunjukkan bahwa Perseroan telah melakukan inisiatif yang terkoordinasi untuk isu iklim.
Perseroan juga merasa terhormat menerima berbagai penghargaan terkait keberlanjutan di tingkat
nasional dan internasional di tahun 2024.
16. Hak Atas Kekayaan Intelektual
Pada tanggal Prospektus ini diterbitkan, Perseroan memiliki aset hak atas kekayaan intelektual berupa
merek sebagai berikut:
Tanggal
Berakhir
No. Nomor Pendaftaran Jenis Merek Rincian Kelas Pengajuan
Perlindungan
Pendaftaran
1. IDM000655826 MedcoEnergi 1 4 Mei 2016 4 Mei 2026
2. IDM000655871 MedcoEnergi 4 4 Mei 2016 4 Mei 2026
3. IDM000691058 MedcoEnergi 35 4 Mei 2016 4 Mei 2026
4. IDM000692503 MedcoEnergi 37 4 Mei 2016 4 Mei 2026
5. IDM000692502 MedcoEnergi 39 4 Mei 2016 4 Mei 2026
6. IDM000691044 MedcoEnergi 40 4 Mei 2016 4 Mei 2026
7. IDM000692501 MedcoEnergi 42 4 Mei 2016 4 Mei 2026
8. IDM000647184 MedcoEnergi 9 4 Mei 2016 4 Mei 2026
9. IDM000647173 MedcoEnergi 11 4 Mei 2016 4 Mei 2026
17. Riset dan Pengembangan
Kegiatan riset dan pengembangan dalam kegiatan hulu minyak dan gas bumi antara lain adalah
kegiatan seismik, studi Geological & Geophysical dan pengeboran sumur eksplorasi. Ketiga kegiatan ini
merupakan bagian dari riset dan pengembangan Perseroan dalam upaya untuk penemuan cadangan-
cadangan baru bagi Perseroan. Disamping itu, Perseroan juga terus melakukan inovasi-inovasi terkait
pengembangan teknologi minyak dan gas bumi untuk mengoptimalkan produksi Perseroan. Biaya
kegiatan riset dan pengembangan ini dalam 2 (dua) tahun terakhir adalah sekitar 7% dari pendapatan
Perseroan.
204
Page 241
VII. PERPAJAKAN
Penghasilan yang diterima atau diperoleh Pemegang Obligasi dari kepemilikan Obligasi akan
diperhitungkan dan dikenakan pajak sesuai dengan peraturan perundang-undangan perpajakan yang
berlaku di Indonesia.
Berdasarkan:
• Peraturan Pemerintah No. 91 Tahun 2021 tentang Pajak Penghasilan atas Penghasilan Berupa
Bunga Obligasi yang Diterima atau Diperoleh Wajib Pajak Dalam Negeri dan Bentuk Usaha Tetap,
atas penghasilan yang diterima atau diperoleh Wajib Pajak Dalam Negeri (“WPDN”) dan Bentuk
Usaha Tetap (“BUT”); dan
• Pasal 3 Peraturan Pemerintah No. 9 Tahun 2021 tentang Perlakuan Perpajakan untuk Mendukung
Kemudahan Berusaha, atas penghasilan yang diterima atau diperoleh WPDN, BUT dan wajib
pajak luar negeri, berupa bunga dan diskonto obligasi dikenakan pemotongan Pajak Penghasilan
(“PPh”) (bersifat final untuk WPDN dan BUT) dengan tarif sebesar 10% (sepuluh persen) dari dasar
pengenaan pajak yaitu:
a. bunga dari obligasi dengan kupon (coupon bond) sebesar jumlah bruto bunga sesuai dengan
masa kepemilikan obligasi;
b. diskonto dari obligasi dengan kupon (discount bond) sebesar selisih lebih harga jual atau nilai
nominal di atas harga perolehan obligasi, tidak termasuk bunga berjalan; dan
c. diskonto dari obligasi tanpa bunga (zero coupon bond) sebesar selisih lebih harga jual atau
nilai nominal di atas harga perolehan obligasi.
Pemotongan PPh yang bersifat final ini tidak dikenakan terhadap bunga atau diskonto obligasi yang
diterima atau diperoleh WPDN:
1. Dana pensiun yang pendirian atau pembentukannya telah disahkan oleh Menteri Keuangan atau
telah mendapatkan izin dari Otoritas Jasa Keuangan dan memenuhi persyaratan sebagaimana
diatur dalam Pasal 4 ayat (3) huruf h Undang-Undang No. 7 Tahun 1983 tentang Pajak Penghasilan
sebagaimana telah beberapa kali diubah terakhir dengan Undang-Undang No. 7 Tahun 2021
tentang Harmonisasi Peraturan Perpajakan (“UU PPh”); dan
2. Bank yang didirikan di Indonesia atau cabang bank luar negeri di Indonesia.
Pemotongan PPh ini dilakukan oleh:
• Penerbit obligasi atau kustodian selaku agen pembayaran yang ditunjuk, atas bunga, dan/atau
diskonto yang diterima pemegang obligasi dengan kupon pada saat jatuh tempo bunga obligasi,
dan diskonto yang diterima pemegang obligasi tanpa bunga pada saat jatuh tempo obligasi;
• Perusahaan efek, dealer, bank, dana pensiun, atau reksa dana selaku pedagang perantara dan/
atau pembeli, atas bunga dan diskonto yang diterima penjual obligasi pada saat transaksi; dan/atau
• Kustodian atau subregistry selaku pihak yang melakukan pencatatan mutasi hak kepemilikan,
atas bunga dan diskonto yang diterima penjual obligasi dalam hal transaksi penjualan dilakukan
secara langsung tanpa melalui perantara dan pembeli obligasi bukan pihak yang ditunjuk sebagai
pemotong sebagaimana yang dimaksud dalam butir kedua sebelumnya.
CALON PEMBELI OBLIGASI DALAM PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN INI DIHARAPKAN
UNTUK BERKONSULTASI DENGAN KONSULTAN PAJAK MASING-MASING MENGENAI AKIBAT
PERPAJAKAN YANG TIMBUL DARI PENERIMAAN BUNGA, PEMBELIAN, PEMILIKAN MAUPUN
PENJUALAN ATAU PENGALIHAN DENGAN CARA LAIN OBLIGASI YANG DIBELI MELALUI
PENAWARAN UMUM BERKELANJUTAN INI.
Pemenuhan Kewajiban Perpajakan oleh Perseroan
Perseroan sebagai Wajib Pajak memiliki kewajiban perpajakan untuk PPh, Pajak Pertambahan Nilai
(“PPN”), dan Pajak Bumi dan Bangunan (“PBB”). Perseroan telah memenuhi kewajiban perpajakannya
sesuai dengan perundang-undangan dan peraturan perpajakan yang berlaku. Pada tanggal Prospektus
ini diterbitkan, Perseroan tidak memiliki tunggakan pajak.
205
Page 242
Fasilitas Perpajakan
Dalam menjalankan kegiatan operasinya Perseroan senantiasa memperhatikan fasilitas perpajakan
yang disediakan oleh Pemerintah dan memanfaatkan fasilitas perpajakan tersebut untuk memaksimalkan
kegiatan operasi perusahaan. Berikut adalah fasilitas perpajakan yang sudah diajukan dan diperoleh/
dimanfaatkan atau diperoleh secara otomatis oleh Perseroan:
1. Fasilitas Perpajakan untuk kegiatan usaha hulu Minyak dan Gas Bumi (“Migas”) di Indonesia:
a. Pembebasan bea masuk dan pajak dalam rangka impor atas barang, peralatan dan
perlengkapan yang diimpor untuk pelaksanaan operasi Migas berdasarkan Cost Recovery
Production Sharing Contract (“CS-PSC”) dari blok Migas yang bersangkutan dengan peraturan
pelaksanaan perpajakan sebagai berikut:
(i) Pembebasan Bea Masuk dan PPN tidak dipungut atas impor barang berdasarkan Keputusan
Menteri Keuangan No. 231/KMK.03/2001 tentang Perlakuan Pajak Pertambahan Nilai dan
Pajak Penjualan atas Barang Mewah atas Impor Barang Kena Pajak yang dibebaskan dari
Pungutan Bea Masuk sebagaimana dirubah terakhir dengan Peraturan Menteri Keuangan
No.198/PMK.010/2019.
(ii) Dikecualikan dari pemungutan PPh Pasal 22 atas impor barang untuk kegiatan hulu Migas
yang importasinya dilakukan oleh kontraktor kontrak kerja sama berdasarkan:
• Pasal 219 Peraturan Menteri Keuangan No. 81 Tahun 2024 tentang Ketentuan
Perpajakan Dalam Rangka Pelaksanaan Sistem Inti Administrasi Perpajakan; Juncto
• Peraturan Dirjen Pajak No. PER-57/2010 tentang Tata Cara dan Prosedur
Pemungutan Pajak Penghasilan Pasal 22 Sehubungan dengan Pembayaran atas
Penyerahan Barang dan Kegiatan di Bidang Impor atau Kegiatan Usaha di Bidang
Lain sebagaimana diubah terakhir dengan Peraturan Dirjen Pajak No. PER-31/
PJ/2015.
b. Penggantian/reimbursement PPN dan Pajak Penjualan Barang Mewah atas barang dan jasa
yang digunakan untuk operasi Migas berdasarkan CS-PSC dari blok Migas yang bersangkutan
dimana reimbursement PPN tersebut dilakukan dengan tata cara yang diatur dalam Peraturan
Menteri Keuangan No.139 Tahun 2024 tentang Tata Cara Pembayaran atas Tagihan Kepada
Pemerintah Dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
c. Pembebasan PBB dan Pajak Daerah atas/di wilayah kerja operasi Migas berdasarkan CS-
PSC dari blok Migas yang bersangkutan.
d. Pembebanan biaya operasi fasilitas bersama dan alokasi biaya tidak langsung kantor pusat
bukan merupakan objek PPh dan PPN berdasarkan:
• Pasal 26C ayat 3 dan 26D Peraturan Pemerintah No. 27 Tahun 2017; Juncto
• Pasal 15-17 Peraturan Menteri Keuangan No. 122/PMK.03/2019 tentang Fasilitas Pajak
Pertambahan Nilai atau Pajak Pertambahan Nilai dan Pajak Penjualan atas Barang
Mewah, Pajak Bumi dan Bangunan, serta Perlakuan Perpajakan atas Pembebanan Biaya
Operasi Fasilitas Bersama dan Pengeluaran Alokasi Biaya Tidak Langsung Kantor Pusat.
2. Fasilitas perpajakan untuk industri pembangkit listrik tenaga gas
a. Pembebasan Bea Masuk atas impor barang modal yang pengajuannya dan proses
pemberiannya dilakukan berdasarkan Peraturan Menteri Keuangan No. 66/PMK.010/2015
tentang Pembebasan Bea Masuk atas Impor Barang Modal dalam Rangka Pembangunan
atau Pengembangan Industri Pembangkitan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Umum (“PMK-
66/2015”).
206
Page 243
b. Pembebasan PPN atas impor mesin dan peralatan untuk menghasilkan barang kena pajak
dimana listrik merupakan barang kena pajak yang pengajuannya dan proses pemberiannya
dilakukan berdasarkan:
• Peraturan Pemerintah No. 49 Tahun 2022 tentang Pajak Pertambangan Nilai Dibebaskan
dan Pajak Pertambahan Nilai atau Pajak Pertambahan Nilai dan Pajak Penjualan atas
Barang Mewah Tidak Dipungut atas Impor dan/atau Penyerahan Barang Kena Pajak
Tertentu dan/atau Penyerahan Jasa Kena Pajak Tertentu dan/atau Pemanfaatan Jasa
Kena Pajak Tertentu dari Luar Daerah Pabean; Juncto
• Peraturan Menteri Keuangan No. 115/PMK.03/2021 tentang Tata Cara Pemberian
Fasilitas Dibebaskan dari Pengenaan Pajak Pertambahan Nilai atas Impor dan/atau
Penyerahan Barang Kena Pajak Tertentu yang Bersifat Strategis. Tata Cara Pembayaran
Pajak Pertambangan Nilai Barang Kena Pajak Tertentu yang Bersifat Strategis yang
telah Dibebaskan dari Pengenaan Pajak Pertambahan Nilai yang Digunakan tidak
sesuai dengan Tujuan Semula atau Dipindahtangankan, dan Pengenaan Sanksi atas
Keterlambatan Pembayaran Pajak Pertambahan Nilai.
c. Pembebasan PPh Pasal 22 atas impor yang pengajuannya dan proses pemberiannya
dilakukan berdasarkan:
• Pasal 21 Peraturan Pemerintah No. 94 Tahun 2010 tentang Penghitungan Penghasilan
Kena Pajak dan Pelunasan Pajak Penghasilan dalam Tahun Berjalan sebagaimana diubah
dengan Peraturan Pemerintah No. 49 Tahun 2019 (”PP-94/2010”); Juncto
• Peraturan Dirjen Pajak No. PER-1/PJ/2011 tentang Tata Cara Pengajuan Permohonan
Pembebasan dari Pemotongan dan/atau Pemungutan Pajak Penghasilan oleh Pihak Lain
sebagaimana diubah terakhir dengan Peraturan Dirjen Pajak No. PER-21/PJ/2014.
3. Fasilitas perpajakan untuk industri pembangkit listrik tenaga panas bumi, pembangkit listrik tenaga
mini hidro, dan pembangkit listrik tenaga surya:
a. Fasilitas pengurangan PPh Badan untuk pembangkit tenaga listrik energi terbarukan
berdasarkan:
• Pasal 35 UU PPh;
• Pasal 29-30 PP-94/2010;
• Peraturan Menteri Keuangan No. 130/PMK.010/2020 tentang Pemberian Fasilitas
Pengurangan Pajak Penghasilan Badan sebagaimana diubah dengan Peraturan Menteri
Keuangan No. 69 Tahun 2024; Juncto
• Peraturan Badan Koordinasi Penanaman Modal No. 7 Tahun 2020 tentang Rincian
Bidang Usaha dan Jenis Produksi Industri Pionir serta Tata Cara Pemberian Fasilitas
Pengurangan Pajak Penghasilan.
b. Pembebasan Bea Masuk atas impor barang modal yang pengajuannya dan proses
pemberiannya dilakukan berdasarkan PMK-66/2015.
c. Pembebasan PPN atas impor mesin dan peralatan yang pengajuannya dan proses
pemberiannya dilakukan berdasarkan Pasal 5 ayat (1) Peraturan Menteri Keuangan
No. 21/PMK.011/2010 tentang Pemberian Fasilitas Perpajakan dan Kepabeanan Untuk
Kegiatan Pemanfaatan Sumber Energi Terbarukan (“PMK-21/2010”).
d. Pembebasan PPh Pasal 22 atas impor mesin dan peralatan yang diberikan secara otomatis
sesuai Pasal 4 PMK-21/2010.
207
Page 244
VIII. PENJAMINAN EMISI OBLIGASI
Berdasarkan persyaratan dan ketentuan-ketentuan yang tercantum dalam Perjanjian Penjaminan Emisi
Obligasi, Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi yang namanya tercantum di bawah ini telah menyetujui
untuk menawarkan kepada Pemodal Profesional secara kesanggupan penuh (full commitment) sebesar
Rp1.000.000.000.000,- (satu triliun Rupiah).
Susunan dan jumlah porsi serta persentase dari anggota Penjamin Emisi Obligasi yang dijamin secara
kesanggupan penuh (full commitment) adalah sebagai berikut:
Nilai Penjaminan
No. Penjamin Emisi Obligasi (dalam Rupiah) (%)
Seri A Seri B Jumlah
1. PT BRI Danareksa Sekuritas 137.500.000.000 128.500.000.000 266.000.000.000 26,60%
2. PT DBS Vickers Sekuritas Indonesia 100.000.000.000 128.500.000.000 228.500.000.000 22,85%
3. PT Mandiri Sekuritas 137.500.000.000 115.000.000.000 252.500.000.000 25,25%
4. PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk 125.000.000.000 128.000.000.000 253.000.000.000 25,30%
Jumlah 500.000.000.000 500.000.000.000 1.000.000.000.000 100,00%
Selanjutnya Para Penjamin Emisi Obligasi yang turut dalam Emisi Obligasi ini telah sepakat untuk
melaksanakan tugasnya masing-masing sesuai dengan Peraturan No. IX.A.7.
Pihak yang bertindak sebagai Manajer Penjatahan atas Penawaran Umum ini adalah PT Mandiri
Sekuritas.
Berdasarkan UUP2SK, yang dimaksud dengan Afiliasi pada Pihak (orang perseorangan, perusahaan,
usaha bersama, asosiasi atau kelompok yang terorganisasi) berarti:
a. hubungan keluarga karena perkawinan sampai derajat kedua, baik secara horizontal maupun
vertikal, yaitu hubungan seseorang dengan: (i) suami atau istri, (ii) orang tua dari suami atau istri
dan suami atau istri dari anak, (iii) kakek dan nenek dari suami atau istri dan suami atau istri dari
cucu, (iv) saudara dari suami atau istri beserta suami atau istrinya dari saudara yang bersangkutan
atau (v) suami atau istri dari saudara orang yang bersangkutan;
b. hubungan keluarga karena keturunan sampai dengan derajat kedua, baik secara horizontal maupun
vertikal, yaitu: (i) orang tua dan anak, (ii) kakek dan nenek serta cucu atau (iii) saudara dari orang
yang bersangkutan;
c. hubungan antara pihak dengan karyawan, Direktur atau Komisaris dari pihak tersebut;
d. hubungan antara 2 (dua) atau lebih perusahaan dimana terdapat 1 (satu) atau lebih anggota direksi,
pengurus, dewan komisaris atau pengawas yang sama;
e. hubungan antara perusahaan dan pihak, baik langsung maupun tidak langsung, dengan cara
apapun, mengendalikan atau dikendalikan oleh perusahaan atau pihak tersebut dalam menentukan
pengelolaan dan/atau kebijakan perusahaan atau pihak dimaksud;
f. hubungan antara 2 (dua) atau lebih perusahaan yang dikendalikan baik langsung maupun tidak
langsung, dengan cara apapun, dalam menentukan pengelolaan dan/atau kebijakan perusahaan,
oleh pihak yang sama; atau
g. hubungan antara perusahaan dan pemegang saham utama, yaitu pihak yang secara langsung
maupun tidak langsung memiliki paling kurang 20% (dua puluh persen) saham yang mempunyai
hak suara dari perusahaan tersebut.
Penjamin Emisi Obligasi dengan tegas menyatakan tidak menjadi pihak yang memiliki Afiliasi atau
terasosiasi dengan Perseroan sebagaimana didefinisikan dalam UUP2SK.
Penentuan Tingkat Bunga Tetap Pada Pasar Perdana
Tingkat bunga tetap pada Obligasi ini ditentukan berdasarkan hasil kesepakatan dan negosiasi
Perseroan dan Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi, dengan mempertimbangkan beberapa faktor
dan parameter, yaitu hasil penawaran awal (bookbuilding), kondisi pasar obligasi, benchmark kepada
Obligasi Pemerintah (sesuai jatuh tempo masing-masing Seri Obligasi), dan risk premium (sesuai
dengan peringkat Obligasi).
208
Page 245
IX. LEMBAGA DAN PROFESI PENUNJANG PASAR MODAL
Lembaga dan Profesi Penunjang Pasar Modal yang berperan dalam Penawaran Umum ini adalah
sebagai berikut:
Akuntan Publik : KAP Purwantono, Sungkoro & Surja
Indonesia Stock Exchange Building
Tower 2, Lantai 7
Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53
Jakarta 12190
Nama Rekan : Indrajuwana Komala Widjaja
No. STTD : STTD.AP-67/PM.22/2018
Tanggal STTD : 5 Februari 2018
Keanggotaan Asosiasi : IAPI No. 0696
Pedoman Kerja : SAK di Indonesia dan Standar
Audit yang ditetapkan oleh IAPI.
Perseroan menunjuk akuntan publik berdasarkan surat penunjukan nomor 0038/
PSS/04/2025 tertanggal 15 April 2025.
Tugas dan tanggung jawab akuntan publik dalam Penawaran Umum ini adalah
melaksanakan audit berdasarkan Standar Audit yang ditetapkan oleh IAPI.
Standar tersebut mengharuskan akuntan publik untuk mematuhi ketentuan etika
serta merencanakan dan melaksanakan audit untuk memperoleh keyakinan
memadai tentang apakah laporan keuangan konsolidasian tersebut bebas dari
kesalahan penyajian material. Suatu audit melibatkan pelaksanaan prosedur
untuk memperoleh bukti audit tentang angka-angka dan pengungkapan dalam
laporan keuangan. Suatu audit juga mencakup pengevaluasian atas ketepatan
kebijakan akuntansi yang digunakan dan kewajaran estimasi akuntansi yang
dibuat oleh manajemen, serta pengevaluasian atas penyajian laporan keuangan
secara keseluruhan.
Konsultan Hukum : Assegaf Hamzah & Partners
Capital Place, Level 36 & 37
Jalan Jend. Gatot Subroto Kav. 18
Jakarta 12710
Nama Rekan : Intan Paramita
No. STTD : STTD.KH-547/PM.021/2024
Tanggal STTD : 13 Desember 2024
Keanggotaan Asosiasi : Himpunan Konsultan Hukum
Sektor Keuangan (HKHSK /
dahulu dikenal dengan Himpunan
Konsultan Hukum Pasar Modal
(HKHPM)) No. 202326
209
Page 246
Pedoman Kerja : Standar Profesi HKHPM
sebagaimana dinyatakan dalam
Keputusan HKHPM No. Kep.02/
HKHPM/VIII/2018 tanggal 8
Agustus 2018 tentang Standar
Profesi Himpunan Konsultan
Hukum Pasar Modal, Surat
Edaran HKHPM No. Ref. 191/
DS-HKHPM/1218 tanggal 11
Desember 2018 perihal Interpretasi
Standar Profesi HKHPM 2018,
Surat Edaran HKHPM No. Ref.
01/DS-HKHPM/0119 tanggal
7 Januari 2019 perihal Interpretasi
Standar Profesi HKHPM 2018 dan
Surat Edaran HKHPM No. Ref. 02/
DS-HKHPM/0719 tanggal 11 Juli
2019 perihal Penawaran Umum
Obligasi Daerah.
Perseroan menunjuk konsultan hukum berdasarkan surat penunjukan nomor
0942/01/11/03/2025 tertanggal 27 Maret 2025.
Tugas dan tanggung jawab konsultan hukum dalam Penawaran Umum ini
adalah memberikan Pendapat Hukum mengenai Perseroan dan Perusahaan
Anak. Konsultan hukum melakukan pemeriksaan dan penelitian (dari segi
hukum) atas fakta yang mengenai Perseroan dan Perusahaan Anak serta
keterangan lain yang berhubungan dengan itu sebagaimana disampaikan oleh
Perseroan. Hasil pemeriksaan dan penelitian mana telah dimuat dalam Laporan
Pemeriksaan Hukum yang menjadi dasar dari Pendapat Hukum yang dimuat
dalam Prospektus sepanjang menyangkut segi hukum. Tugas lainnya adalah
meneliti informasi yang dimuat dalam Prospektus sepanjang menyangkut segi
hukum.
Notaris : Fathiah Helmi, S.H.
Graha Irama, Lantai 6, Ruang 6 C
Jalan H.R. Rasuna Said X-1 Kav. 1 & 2
Kuningan Jakarta 12950
No. STTD : STTD.N-93/PJ-1/PM.02/2023
Tanggal STTD : 28 Maret 2023
Keanggotaan Asosiasi : Ikatan Notaris Indonesia (INI)
No. 011.003.027.260958. atas
nama Fathiah Helmi, S.H.
Pedoman Kerja : Pernyataan Undang-Undang
No. 30 tahun 2004 tentang Jabatan
Notaris dan Kode Etik Ikatan
Notaris Indonesia
Perseroan menunjuk notaris berdasarkan surat penunjukan tertanggal
No. 02/Prop/PUBVI-I/2025 tanggal 3 Maret 2025.
Membuat akta-akta dalam rangka Penawaran Umum Berkelanjutan, antara lain
Pernyataan Penawaran Umum Berkelanjutan, Perjanjian Perwaliamanatan,
Pengakuan Utang, Perjanjian Penjaminan Emisi Obligasi, dan Perjanjian Agen
Pembayaran, serta akta-akta pengubahannya.
210
Page 247
Wali Amanat : PT Bank Mega Tbk
Menara Bank Mega Lantai 16
No. STTD : No. 20/STTD-WA/PM/2000 atas
nama PT Bank Mega Tbk
Tanggal STTD : 2 Agustus 2000
Pedoman Kerja : Undang-Undang Pasar Modal
Perseroan menunjuk wali amanat berdasarkan surat penunjukan nomor
EXT-023/CFFT/INA/MEDC/IV/2025 tertanggal 15 April 2025.
Mewakili kepentingan pemegang Obligasi baik di dalam maupun di luar
pengadilan mengenai pelaksanaan hak-hak pemegang Obligasi sesuai dengan
syarat-syarat Obligasi, dengan memperhatikan ketentuan-ketentuan yang
tercantum dalam Perjanjian Perwaliamanatan serta peraturan perundang-
undangan yang berlaku.
Sesuai dengan ketentuan POJK No. 20/2020 tentang Kontrak Perwaliamanatan
Efek Bersifat Utang dan/atau Sukuk, PT Bank Mega Tbk selaku Wali Amanat
dalam penerbitan Obligasi menyatakan bahwa sejak ditandatanganinya
pernyataan tersebut dan selama menjadi Wali Amanat, dilarang :
1. Mempunyai hubungan kredit dengan Perseroan dalam jumlah yang melebihi
ketentuan dalam POJK No. 19/2020.;
2. Merangkap menjadi penanggung dan/atau pemberi agunan dalam
penerbitan Efek bersifat utang, Sukuk, dan/atau kewajiban Perseroan dan
menjadi Wali Amanat dari pemegang Efek yang diterbitkan oleh Perseroan;
3. Menerima dan meminta pelunasan terlebih dahulu atas kewajiban Perseroan
kepada Wali Amanat selaku kreditur dalam hal Perseroan mengalami
kesulitan keuangan, berdasarkan pertimbangan Wali Amanat, sehingga
tidak mampu memenuhi kewajibannya kepada pemegang Efek bersifat
utang, dimana pelaksanaannya tetap memperhatikan ketentuan peraturan
perundang-undangan yang berlaku di Negara Republik Indonesia.
Perusahaan : PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO)
Pemeringkat Efek Panin Tower Senayan City, lantai 17
Jalan Asia Afrika Lot. 19
Jakarta, 10270
Ruang lingkup Pemeringkat Efek adalah melakukan pemeringkatan atas Obligasi
setelah secara seksama mempertimbangkan seluruh data dan informasi yang
relevan, akurat dan dapat dipercaya serta melakukan kaji ulang secara berkala
terhadap hasil pemeringkatan sepanjang disyaratkan oleh peraturan perundang-
undangan yang berlaku.
Semua Lembaga dan Profesi Penunjang Pasar Modal bukan merupakan pihak terafiliasi dengan
Perseroan sebagaimana didefinisikan dalam Undang-Undang Republik Indonesia No. 8 Tahun 1995
tanggal 10 Nopember 1995 tentang Pasar Modal sebagaimana diubah dengan UUP2SK.
PERSEROAN DAN SEMUA LEMBAGA DAN PROFESI PENUNJANG PASAR MODAL DENGAN
TEGAS MENYATAKAN TIDAK ADANYA HUBUNGAN AFILIASI ANTARA PERSEROAN
DENGAN SELURUH LEMBAGA DAN PROFESI PENUNJANG PASAR MODAL SEBAGAIMANA
DIDEFINISIKAN DALAM UUPM.
PERSEROAN DENGAN TEGAS MENYATAKAN TIDAK ADANYA HUBUNGAN KREDIT ANTARA
PERSEROAN DAN PERUSAHAAN ANAK DENGAN PT MEGA TBK SEBAGAI WALI AMANAT.
211
Page 248
X. KETERANGAN MENGENAI WALI AMANAT
Dalam rangka Penawaran Umum Obligasi Berkelanjutan VI Medco Energi Internasional Tahap I Tahun
2025, PT Bank Mega Tbk, bertindak sebagai Wali Amanat atau badan yang diberi kepercayaan untuk
mewakili kepentingan para Pemegang Obligasi sebagaimana ditetapkan dalam UUPM.
PT Bank Mega Tbk dalam penerbitan Obligasi ini bertindak sebagai Wali Amanat dan telah terdaftar di
Bapepam dan LK dengan No. 20/STTD-WA/PM/2000 tanggal 2 Agustus 2000. Sehubungan dengan
penerbitan Obligasi ini telah dibuat Perjanjian Perwaliamanatan Obligasi antara Perseroan dengan
PT Bank Mega Tbk.
Wali Amanat telah melakukan uji tuntas terhadap Perseroan sesuai dengan Peraturan Otoritas Jasa
Keuangan No. 20/POJK.04/2020, dan telah menandatangani Surat Penyataan bahwa Wali Amanat
telah melakukan penelaahan uji tuntas dengan Surat No. 1139/CAMS-WA/25 tanggal 15 April 2025,
Wali Amanat saat ini tidak mempunyai hubungan afiliasi dengan Perseroan dan selama menjadi Wali
Amanat tidak akan mempunyai hubungan afiliasi dengan Perseroan sesuai dengan surat pernyataan
Wali Amanat No. 1137/CAMS-WA/25 tanggal 15 April 2025, Wali Amanat tidak mempunyai hubungan
kredit dengan Perseroan dalam jumlah yang melebihi ketentuan dalam Otoritas Jasa Keuangan
No.19/POJK.04/ 2020, selain itu Wali Amanat juga tidak akan merangkap menjadi penanggung dan/
atau pemberi agunan dalam penerbitan efek bersifat utang, sukuk, dan/atau kewajiban Perseroan
dan menjadi Wali Amanat dari pemegang efek yang diterbitkan oleh Perseroan sesuai dengan surat
pernyataan Wali Amanat No. 1138/CAMS-WA/25 tanggal 15 April 2025.
A. Riwayat Singkat
Bank Mega, didirikan dengan nama PT Bank Karman, berkedudukan di Surabaya, berdasarkan Akta
Pendirian No. 32 tanggal 15 April 1969 yang kemudian diperbaiki berdasarkan Akta Perubahan No. 47
tanggal 26 November 1969, dimana kedua akta tersebut dibuat di hadapan Mr. Oe Siang Djie, Notaris
di Surabaya. Akta pendirian ini disahkan oleh Menkum dalam Surat Keputusan No. J.A.5/8/1 tanggal
16 Januari 1970, didaftarkan di Kepaniteraan Pengadilan Negeri Surabaya di bawah No. 94/1970
tanggal 4 Februari 1970 serta telah diumumkan dalam BNRI No. 13 tanggal 13 Februari 1970, Tambahan
No. 55. Anggaran Dasar PT Bank Karman kemudian telah beberapa kali mengalami perubahan.
PT Bank Karman memperoleh izin untuk beroperasi sebagai bank umum berdasarkan Keputusan Menteri
Keuangan Republik Indonesia dengan Surat No. D.15.6.5.48 tanggal 14 Agustus 1969. Berdasarkan
Akta Berita Acara Rapat Umum Pemegang Saham No. 25 tanggal 18 Januari 1992, dibuat di hadapan
oleh Eddy Widjaja, S.H., Notaris di Surabaya, nama PT Bank Karman diubah menjadi PT Mega Bank
dan domisili diubah menjadi di Jakarta, akta mana telah memperoleh persetujuan dari Menkum dengan
Surat Keputusan No. C2-1345 HT.01.04.TH.92 tanggal 12 Februari 1992, didaftarkan di dalam buku
register di Kantor Pengadilan Negeri Jakarta Pusat di bawah No. 741/1992 tanggal 9 Maret 1992 serta
telah diumumkan dalam BNRI No. 36 tanggal 5 Mei 1992, Tambahan No. 2009. Perubahan nama
PT Mega Bank ini telah mendapatkan pengesahan dari Menteri Keuangan Republik Indonesia dengan
Surat No. S.611/MK.13/1992 tanggal 23 April 1992.
Anggaran dasar Bank Mega telah diubah seluruhnya untuk disesuaikan dengan UUPT, sebagaimana
termuat dalam Akta Pernyataan Keputusan Rapat dan Perubahan Anggaran Dasar No. 3 tanggal 5 Juni
2008 yang dibuat di hadapan Masjuki, S.H., pada waktu itu pengganti dari Imas Fatimah, S.H., Notaris
di Jakarta, akta mana telah memperoleh persetujuan dari Menkum dengan Surat Keputusan No. AHU-
45346.AH.01.02.Tahun 2008 tanggal 28 Juli 2008, serta telah diumumkan dalam BNRI No. 50 tanggal
23 Juni 2009, Tambahan No. 16490.
Anggaran dasar PT Bank Mega Tbk telah mengalami beberapa kali perubahan dan telah diubah untuk
disesuaikan dengan POJK Nomor 15/POJK.04/2020 dan POJK Nomor 16/POJK.04/2020 dengan Akta
Perubahan Anggaran Dasar PT Bank Mega Tbk tertanggal 12 Maret 2021 No. 07, dibuat di hadapan
Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta, yang penerimaan pemberitahuan perubahan anggaran
dasarnya telah diterima dan dicatat dalam database Sistem Administrasi Badan Hukum Kementerian
Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia dengan suratnya No. AHU-0049921.AH.01.11.
Tahun 2021 tanggal 17 Maret 2021.
212
Page 249
Anggaran dasar PT Bank Mega Tbk telah mengalami beberapa kali perubahan, terakhir dengan Akta
Perubahan Anggaran Dasar PT Bank Mega Tbk tertanggal 12 Maret 2021 No. 07, dibuat di hadapan
Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta, yang penerimaan pemberitahuan perubahan anggaran
dasarnya telah diterima dan dicatat dalam database Sistem Administrasi Badan Hukum Kementerian
Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia dengan suratnya No. AHU-0049921.AH.01.11.
Tahun 2021 tanggal 17 Maret 2021 serta Akta Perubahan Anggaran Dasar PT Bank Mega Tbk tertanggal
27 Februari 2023 No. 08, dibuat di hadapan Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta, yang penerimaan
pemberitahuan perubahan anggaran dasarnya telah diterima dan dicatat dalam database Sistem
Administrasi Badan Hukum Kementerian Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia dengan
suratnya No. AHU-AH.01.03-0038091 tanggal 10 Maret 2023 dan telah memperoleh persetujuan dari
Menkum dengan Surat Keputusan No. AHU-0015234.AH.01.02.TAHUN 2023 tanggal 10 Maret 2023.
Perubahan Susunan Dewan Komisaris terakhir sebagaimana dimuat dalam akta tertanggal
No. 02 tanggal 4 Maret 2024 yang dibuat di hadapan Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta, yang
penerimaan pemberitahuan perubahan Anggaran Dasar nya telah diterima dan dicatat dalam database
Sistem Administrasi Badan Hukum Kementerian Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia
dengan suratnya No. AHU-AH.01.09-0090709 tanggal 4 Maret 2024 dan perubahan Direksi terakhir
sebagaimana dimuat dalam akta tertanggal No. 11 tanggal 27 Maret 2025 yang dibuat di hadapan
Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta, yang penerimaan dan pemberitahuan perubahan Anggaran
Dasar nya telah diterima dan dicatat dalam database Sistem Administrasi Badan Hukum Kementerian
Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia dengan suratnya No. AHU-AH.01.09-0182026
tanggal 11 April 2025.
B. Permodalan
Berdasarkan Laporan Kepemilikan Saham PT Bank Mega Tbk per tanggal 31 Mei 2025 yang diterbitkan
oleh PT Datindo Entrycom sesuai Surat No. DE/VI/2025-1825 tanggal 2 Juni 2025, struktur permodalan
dan susunan pemegang saham PT Bank Mega Tbk terakhir adalah sebagai berikut:
Nilai Nominal Rp500 per saham Persentase
Pemegang Saham
Jumlah Saham Nilai Nominal (Rp) (%)
Modal Dasar 27.000.000.000 13.500.000.000.000
Modal ditempatkan dan disetor penuh
- PT Mega Corpora 6.812.223.614 3.406.111.807.000 58,02%
- Publik (masing masing di bawah 5%) 4.928.699.751 2.464.349.875.500 41,98%
Jumlah Modal ditempatkan dan Disetor Penuh 11.740.923.365 5.870.461.682.500 100,00
Jumlah Saham Dalam Pertepel 15.259.076.635 7.629.538.317.500
C. Pengurusan dan Pengawasan
Susunan Dewan Komisaris Bank Mega berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Rapat PT Bank Mega
Tbk No. 02 tanggal 4 Maret 2024 yang dibuat di hadapan Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta dan
anggota Direksi Bank Mega berdasarkan Akta Pernyataan Keputusan Rapat PT Bank Mega Tbk No. 10
tanggal 27 Maret 2025 yang dibuat di hadapan Dharma Akhyuzi, S.H., Notaris di Jakarta adalah sebagai
berikut:
Komisaris
Komisaris Utama : Chairul Tanjung
Wakil Komisaris Utama : Yungky Setiawan
Komisaris Independen : Achjadi Ranuwisastra
Komisaris Independen : Lambock V. Nahattands
Komisaris Independen : Hizbullah
213
Page 250
Direksi
Direktur Utama : Kostaman Thayib
Wakil Direktur Utama : Indivara Erni*
Direktur : Madi Darmadi Lazuardi
Direktur : Martin Mulwanto
Direktur : YB Hariantono
Direktur : Yuni Lastianto
Direktur Independen : Heriawan Gazali*
*Pengangkatan Bapak Heriwan Gazali tersebut berlaku efektif sejak saat yang bersangkutan telah mendapatkan persetujuan
Otoritas Jasa Keuangan atas Penilaian Kemampuan dan Kepatutan (Fit and Proper Test) dan memenuhi peraturan perundang-
undangan yang berlaku, dengan masa jabatan sampai dengan Rapat Umum Pemegang Saham Tahunan yang diselenggarakan
pada tahun 2029 (dua ribu dua puluh sembilan) dengan tidak mengurangi hak Rapat Umum Pemegang Saham untuk
memberhentikan sewaktu-waktu.
D. Kegiatan Usaha
Selaku bank umum, PT Bank Mega Tbk menjalankan usaha di dalam bidang perbankan dalam arti
seluas-luasnya dengan visi menjadi kebanggaan bangsa dan misi menciptakan hubungan baik yang
berkesinambungan dengan nasabah melalui pelayanan jasa keuangan dan kemampuan kinerja
organisasi terbaik untuk meningkatkan nilai bagi para pemegang saham. PT Bank Mega Tbk juga
terdaftar sebagai Wali Amanat berdasarkan Surat Tanda Terdaftar sebagai Wali Amanat No. 20/STTD-
WA/PM/2000 tanggal 2 Agustus 2000.
Berbagai macam jasa pelayanan telah dilengkapi, diantaranya dengan penyediaan Jasa Pembayaran
Telekomunikasi, Mega Transactional Banking, Mega Internet Banking, Jasa Pasar Modal (Wali Amanat,
Agen Pemantau, Jasa Kustodian, Agen Jaminan, Agen Fasilitas, Agen Rekening Penampungan/
Escrow Agent), Bank Administrator Rekening Dana Nasabah dan Bank Pembayaran, Kredit Konsumer,
Kredit Komersial, Kredit Korporasi, International Transaction (Remittance, Collection, Trade Finance),
Treasury/Global Service (Foreign Exchange Transaction, Money Market, Marketable Securities, SBI),
Mega Visa Card, Debit ATM Card (Mega Pass, Mega First), Mega Payroll, Mega Call, Mega SDB, Mega
Cash, Mega Ultima, Program Free Talk, Pembayaran Tagihan Listrik, serta peluncuran produk-produk
simpanan.
Dalam upaya mewujudkan kinerja sesuai dengan nama yang disandangnya, PT Bank Mega Tbk.
berpegang teguh pada asas profesionalisme, keterbukaan, dan kehati-hatian dengan didukung struktur
permodalan yang kuat dan fasilitas perbankan terkini.
Sejalan dengan perkembangan kegiatan usahanya, jaringan operasional Bank Mega terus meluas,
sehingga pada akhir 31 Maret 2025, Bank Mega telah memiliki Kantor Cabang, Kantor Cabang
Pembantu, Kantor Wilayah, dan Kantor Fungsional sebanyak 369 Cabang.
Pada tahun 2020, Bank Mega telah meluncurkan M-SMILE (Mega Smart Mobile) yang memberikan
customer experience selayaknya layanan cabang dalam genggaman.
E. Pengalaman Bank Mega di pasar modal
Wali Amanat (Trustee) 3 tahun terakhir:
Obligasi Berkelanjutan I XL Axiata Tahap II Th. 2019
Sukuk Ijarah Berkelanjutan II XL Axiata Tahap II Th. 2019
Obligasi Berkelanjutan I Aneka Gas Industri Tahap III Tahun 2019
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Aneka Gas Industri Tahap III Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan III Waskita Karya Tahap IV Tahun 2019
Sukuk Wakalah Medco Power Indonesia II Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan III PNM Tahap I Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan II Adhi Karya Tahap II Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan II Bank Victoria Tahap I Tahun 2019
214
Page 251
Obligasi Subordinasi Berkelanjutan II Bank Victoria Tahap I Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan III Bank BTN Tahap II Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan I Waskita Beton Precast Tahap I Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan I Bank BJB Tahap III Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan I Waskita Beton Precast Tahap II Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan V Bank BTPN Tahap I Tahun 2019
Obligasi Subordinasi Berkelanjutan II Bank Victoria Tahap II Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan III PNM Tahap II Tahun 2019
Obligasi II Kereta Api Indonesia Tahun 2019
Obligasi Berkelanjutan I Indonesia Infrastructure Finance Tahap I Tahun 2019
Obligasi Subordinasi Berkelanjutan II Bank BJB Tahap I Tahun 2020
Obligasi Subordinasi Berkelanjutan II Bank Victoria Tahap III Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan II SMART Tahap I Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan III PNM Tahap III Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan II Batavia Prosperindo Finance Tahap II Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap I Tahun 2020
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I Pegadaian I Tahap I Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap II Tahun 2020
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I Pegadaian I Tahap II Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan III Lautan Luas Tahap I Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan I Dharma Satya Nusantara Tahap I Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan V Indomobil Finance Indonesia Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap I
Obligasi Berkelanjutan V Waskita Karya Tahap I Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan I Angkasa Pura II Tahap II Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap I Tahun 2020
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Aneka Gas Industri Tahap I Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan II Pupuk Indonesia Tahap I Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan II Jasa Marga Tahap I Tahun 2020
Obligasi I Polytama Propindo Th. 2020
Sukuk Ijarah I Polytama Propindo Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap III Tahun 2020
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I Pegadaian I Tahap III Tahun 2020
Obligasi Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap II Th. 2020
Sukuk Ijarah Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap II Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan I Indonesia Infrastructure Finance Tahap II Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan II SMART Tahap II Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan III PNM Tahap IV Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan I Wijaya Karya Tahap I Th. 2020
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I Wijaya Karya Tahap I Th. 2020
Obligasi Berkelanjutan II SMART Tahap III Th. 2021
Obligasi Berkelanjutan I Wijaya Karya Tahap II Th. 2021
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I Wijaya Karya Tahap II Th. 2021
Obligasi Berkelanjutan II Pupuk Indonesia Tahap II Th. 2021
Obligasi Berkelanjutan III PNM Tahap V Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap IV Tahun 2021
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I Pegadaian I Tahap IV Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan III SMART Tahap I Th. 2021
Obligasi Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap III Th. 2021
Sukuk Ijarah Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap III Th. 2021
Obligasi Berkelanjutan III Adhi Karya Tahap II Th. 2021
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Intiland Development Tahap I Th. 2021
Obligasi III Waskita Karya Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan III SMART Tahap II Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan III Lautan Luas Tahap II Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan V Indomobil Finance Indonesia Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap II
Obligasi Berkelanjutan V PNM Tahap I Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap IV Tahun 2021
215
Page 252
Sukuk Ijarah Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap IV Tahun 2021
Obligasi Berkelanjutan III SMART Tahap III Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan II Wijaya Karya Tahap II Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Wijaya Karya Tahap II Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan IV Indomobil Finance Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap III Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap V Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan IV PNM Tahap II Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap I Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan III Adhi Karya Tahap III Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan IV SMART Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Indomobil Finance Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Indomobil Finance Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap I Tahun 2022
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Medco Power Indonesia Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan I Kereta Api Indonesia Tahap I Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Kereta Api Indonesia Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V PNM Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap II Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap I Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap II Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Intiland Development Tahap II Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan II XL Axiata Tahap I Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan III XL Axiata Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan III Wijaya Karya Tahap I Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan III Wijaya Karya Tahap I Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Intiland Development Tahap III Tahun 2022
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Medco Power Indonesia Tahap II Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan II Aneka Gas Industri Tahap V Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan IV PNM Tahap II Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap I Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan III Adhi Karya Tahap III Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan IV SMART Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Indomobil Finance Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap I Tahun 2022
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Medco Power Indonesia Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan I Kereta Api Indonesia Tahap I Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Kereta Api Indonesia Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V PNM Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap II Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap II Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Intiland Development Tahap II Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan II XL Axiata Tahap I Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan III XL Axiata Tahap I Tahun 2022
Obligasi Berkelanjutan III Wijaya Karya Tahap I Tahun 2022
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan III Wijaya Karya Tahap I Tahun 2022
Sukuk Ijarah Berkelanjutan I Intiland Development Tahap III Tahun 2022
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Medco Power Indonesia Tahap II Tahun 2022
Obligasi I TBS Energi Utama Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan III Bank Victoria Tahap I Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan V Indomobil Finance Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap II Tahun 2023
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I PNM Tahap II Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap III Tahun 2023
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap III Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap I Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan V Pegadaian Tahap IV Tahun 2023
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan II Pegadaian Tahap IV Tahun 2023
Obligasi Berkelanjutan II Indonesia Infrastructure Finance Tahap I Tahun 2023
216
Page 253
Surat Berharga Perpetual Berwawasan Lingkungan Indonesia Infrastructure Finance Tahun 2023
Sukuk Wakalah Berkelanjutan I Medco Power Tahap III Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan V Pegadaian Tahap V Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan V BTPN Tahap I Tahun 2024
Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi Internasional Tahap II Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan V PNM Tahap II Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan IV Lautan Luas Tahap I Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan V Indomobil Finance Dengan Tingkat Bunga Tetap Tahap III Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan VI Pegadaian Tahap I Tahun 2024
Obl. Berwawasan Sosial Berkelanjutan I Pegadaian Tahap I Tahun 2024
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan III Pegadaian Tahap I Tahun 2024
Sukuk Mudharabah Berwawasan Sosial Berkelanjutan I Pegadaian Tahap I Tahun 2024
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan I PNM Tahap III Tahun 2024
Obl. Berkelanjutan III Bank Victoria Tahap II Tahun 2024
Obl. Subordinasi Berkelanjutan III Bank Victoria Tahap I Tahun 2024
Sukuk Mudharabah Berkelanjutan III Pegadaian Tahap II Tahun 2024
Sukuk Mudharabah Berwawasan Sosial Berkelanjutan I Pegadaian Tahap II Tahun 2024
Obligasi Berkelanjutan I Kereta Api Indonesia Tahap II Tahun 2024
Obligasi Berkelanjutan V Medco Energi International Tahap III Tahun 2025
Sukuk Wakalah Berkelajutan I Medco Power Tahap IV Tahun 2025
Obligasi Berkelanjutan II Kereta Api Indonesia Tahap II Tahun 2025
F. Tugas Pokok Wali Amanat
Sesuai dengan Peraturan OJK No. 20 dan kemudian ditegaskan lagi di dalam akta Perjanjian
Perwaliamanatan, tugas pokok Wali Amanat antara lain adalah:
a) mewakili kepentingan para Pemegang Obligasi, baik di dalam maupun di luar pengadilan sesuai
dengan Perjanjian Perwaliamanatan dan peraturan perundang-undangan yang berlaku di Negara
Republik Indonesia;
b) mengikatkan diri untuk melaksanakan tugas pokok dan tanggung jawab sebagaimana dimaksud
dalam huruf a sejak menandatangani Perjanjian Perwaliamanatan dengan Perseroan, tetapi
perwakilan tersebut mulai berlaku efektif pada saat Obligasi telah dialokasikan kepada Pemegang
Obligasi;
c) melaksanakan tugas sebagai Wali Amanat berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan dan dokumen
lainnya yang berkaitan dengan Perjanjian Perwaliamanatan; dan
d) memberikan semua keterangan atau informasi sehubungan dengan pelaksanaan tugas-tugas
perwaliamanatan kepada OJK.
G. Pengganti Wali Amanat
Sesuai Peraturan OJK No. 20 yang kemudian ditegaskan dalam Perjanjian Perwaliamanatan,
penggantian Wali Amanat dapat dilakukan dengan alasan:
a) Wali Amanat tidak lagi memenuhi ketentuan untuk menjalankan fungsi sebagai Wali Amanat sesuai
dengan ketentuan peraturan perundang-undangan;
b) izin usaha Bank Umum yang melakukan kegiatan sebagai Wali Amanat dicabut;
c) pembatalan surat tanda terdaftar atau pembekuan kegiatan usaha Wali Amanat;
d) Wali Amanat dibubarkan oleh suatu badan peradilan yang berwenang dan telah mempunyai
kekuatan hukum tetap atau oleh suatu badan resmi lainnya atau dianggap telah bubar berdasarkan
ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku di negara Republik Indonesia;
e) Wali Amanat dinyatakan pailit oleh badan peradilan yang berwenang dan telah mempunyai kekuatan
hukum tetap atau dibekukan operasinya dan/atau kegiatan usahanya oleh pihak yang berwenang;
f) Wali Amanat tidak dapat melaksanakan kewajibannya berdasarkan Perjanjian Perwaliamanatan;
g) Wali Amanat melanggar ketentuan Perjanjian Perwaliamanatan dan/atau peraturan perundang-
undangan di bidang Pasar Modal;
h) atas permintaan para Pemegang Obligasi;
i) timbulnya hubungan afiliasi antara Wali Amanat dengan Perseroan setelah penunjukan Wali
Amanat;
217
Page 254
j) timbulnya hubungan kredit pembiayaan yang melampaui jumlah sebagaimana diatur dalam
Peraturan OJK No. 19/2020; atau
k) Atas permintaan Wali Amanat dalam hal Wali Amanat mengundurkan diri atau Perseroan
tidak membayar imbalan jasa Wali Amanat sebagaimana tersebut dalam Pasal 4 Perjanjian
Perwaliamanatan, setelah Wali Amanat mengajukan permintaan pembayaran secara tertulis
sebanyak 3 (tiga) kali berturut-turut kepada Perseroan.
H. Ikhtisar Laporan Keuangan Wali Amanat
Di bawah ini disajikan ikhtisar data keuangan penting PT Bank Mega Tbk pada 31 Desember 2024 dan
2023 serta untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2024 dan 2023.
Informasi keuangan diambil dari laporan keuangan Bank Mega per tanggal 31 Desember 2024 dan
2023 yang disusun oleh KAP Amir Abadi Jusuf, Aryanto, Mawar & Rekan (RSM Indonesia) dengan
partner penanggung jawab adalah Bimo Iman Santoso, CPA, auditor independen, berdasarkan standar
audit yang ditetapkan oleh Institut Akuntan Publik Indonesia, dengan opini Wajar Tanpa Pengecualian,
sebagaimana tercantum dalam laporannya tanggal 7 Februari 2025:
NERACA
(dalam jutaan Rupiah)
31 Desember
2024 2023
ASET
Kas 873.509 855.222
Giro pada Bank Indonesia 7.525.245 6.822.433
Giro pada bank lain
Pihak berelasi 360 104
Pihak ketiga 955.032 645.772
Total 955.392 645.876
Dikurangi:
Cadangan kerugian penurunan nilai (2.186) (1.203)
Giro pada bank lain - neto 953.206 644.673
Penempatan pada Bank Indonesia dan bank lain
Pihak berelasi - -
Pihak ketiga 831.826 3.356.000
Dikurangi:
Cadangan kerugian penurunan nilai - (3.373)
Penempatan pada Bank Indonesia dan bank lain - neto 831.826 3.352.627
Efek-efek
Pihak Berelasi 198.832 198.288
Pihak Ketiga 49.304.778 37.426.300
Total 49.503.610 37.624.588
Dikurangi :
Cadangan kerugian penurunan nilai - -
Efek-efek - neto 49.503.610 37.624.588
Efek-efek yang dibeli dengan janji dijual kembali
Pihak berelasi - -
Pihak ketiga 1.389.981 7.215.441
Tagihan derivatif
Pihak berelasi 2.101 -
Pihak ketiga 46.633 20.974
Total 48.734 20.974
Kredit yang diberikan
Pihak berelasi 1.743.050 1.318.592
Pihak ketiga 62.911.602 64.986.127
Total 64.654.652 66.304.719
Pendapatan bunga yang ditangguhkan (9.371) (11.823)
218
Page 255
(dalam jutaan Rupiah)
31 Desember
2024 2023
Total Kredit yang diberikan 60.677.415 48.486.524
Dikurangi:
Cadangan kerugian penurunan nilai (664.877) (604.816)
Kredit yang diberikan - neto 63.980.404 65.688.080
Tagihan akseptasi
Pihak berelasi - -
Pihak ketiga 9.234 -
Dikurangi:
Cadangan kerugian penurunan nilai (12) -
Tagihan akseptasi - neto 9.222 -
Aset pajak tangguhan 105.542 -
Aset tetap dan aset hak guna 8.205.441 8.121.885
Dikurangi:
Akumulasi penyusutan (2.131.428) (1.924.127)
Aset tetap dan aset hak guna - neto 6.074.013 6.197.758
Aset lain-lain
Pihak berelasi 15.681 15.751
Pihak ketiga 3.604.521 3.612.044
TOTAL ASET 134.915.494 132.049.591
LIABILITAS
Liabilitas segera 179.318 296.179
Simpanan dari nasabah
Giro
Pihak berelasi 387.246 482.783
Pihak ketiga 9.995.402 9.642.942
Total 10.382.648 10.125.725
Tabungan
Pihak berelasi 72.339 113.643
Pihak ketiga 17.115.305 15.548.598
Total 17.187.644 15.662.241
Deposito berjangka
Pihak berelasi 622.090 1.717.317
Pihak ketiga 63.476.915 61.930.467
Total 64.099.005 63.647.784
Simpanan dari bank lain
Pihak berelasi 1.808.949 1.202.082
Pihak ketiga 2.024.083 2.670.514
Total 3.833.032 3.872.596
Efek-efek yang dijual dengan janji dibeli kembali
Pihak berelasi 236.275 -
Pihak ketiga 12.710.913 12.573.231
Total 12.947.188 12.573.231
Liabilitas derivatif 121.059 18.931
Utang pajak 222.064 138.535
Pinjaman yang diterima 3.987.600 2.909.228
Utang akseptasi 9.234 -
Liabilitas pajak tangguhan - neto - 156.812
Liabilitas imbalan pasca kerja 296.414 277.530
Obligasi Subordinasi - neto
Pihak berelasi 48.000 48.000
Pihak ketiga 2.000 2.000
Total 50.000 50.000
Beban yang masih harus dibayar dan liabilitas lain-lain
Pihak berelasi 1.912 4.703
Pihak ketiga 416.175 560.653
Total 418.087 565.356
TOTAL LIABILITAS 113.733.293 110.294.148
219
Page 256
(dalam jutaan Rupiah)
31 Desember
2024 2023
EKUITAS
Modal saham - nilai nominal Rp500 (nilai penuh) per saham
Modal dasar - 27.000.000.000 saham
Modal ditempatkan dan disetor penuh 11.740.923.365 saham 5.870.462 5.870.465
Tambahan modal disetor 6.347.491 6.347.491
Cadangan umum 1.786 1.716
Saldo laba 6.671.020 6.221.696
Penghasilan komprehensif lain 2.291.442 3.314.078
TOTAL EKUITAS 21.182.201 21.755.443
TOTAL LIABILITAS DAN EKUITAS 134.915.494 132.049.591
LAPORAN LABA RUGI
(dalam jutaan Rupiah)
31 Desember
2024 2023
PENDAPATAN DAN BEBAN OPERASIONAL
Pendapatan bunga 10.289.306 10.271.532
Beban bunga (5.189.567) (4.685.387)
PENDAPATAN BUNGA - NETO 5.099.739 5.532.145
PENDAPATAN OPERASIONAL LAINNYA
Provisi dan komisi 1.696.891 1.671.911
Keuntungan penjualan efek-efek - neto 70.465 535.366
Keuntungan transaksi mata uang asing - neto 36.466 55.255
Keuntungan perubahan nilai wajar instrumen keuangan - neto 3.202 14.794
Lain-lain 8.332 10.704
Total pendapatan operasional lainnya 1.815.356 2.288.030
BEBAN OPERASIONAL LAINNYA
Provisi dan komisi (12.536) (11.427)
Beban cadangan kerugian penurunan nilai aset keuangan dan aset non-keuangan - neto (216.464) (195.318)
Beban umum dan administrasi (2.055.670) (1.817.565)
Beban gaji dan tunjangan lainnya (1.399.207) (1.463.387)
TOTAL BEBAN OPERASIONAL LAINNYA (3.683.877) (3.487.697)
PENDAPATAN OPERASIONAL - NETO 3.231.218 4.332.478
Pendapatan non-operasional - neto 25.688 10.251
LABA SEBELUM BEBAN PAJAK 3.256.906 4.342.729
Beban pajak - neto (625.852) (832.059)
LABA BERSIH 2.631.054 3.510.670
Penghasilan komprehensif lain:
Pos-pos yang tidak akan direklasifikasi ke laba rugi:
Pengukuran kembali liabilitas imbalan pasca kerja - neto (50.745) (48.533)
Pos yang akan direklasifikasi ke laba rugi:
Perubahan nilai wajar efek-efek yang diukur pada nilai wajar melalui penghasilan
komprehensif lain - neto (696.131) 496.444
TOTAL PENGHASILAN KOMPREHENSIF TAHUN BERJALAN 1.884.178 3.958.581
LABA PER SAHAM DASAR (nilai penuh) 224 299
220
Page 257
Alamat PT Bank Mega Tbk adalah sebagai berikut:
PT BANK MEGA Tbk.
Menara Bank Mega. Lantai 16
Jalan Kapten P. Tendean No. 12-14 A
Jakarta 12790
Telp : (021) 7917 5000 Fax : (021) 7918 7100
website: www.bankmega.com
e-mail: waliamanat@bankmega.com
Website: www.bankmega.com
Up.: Capital Market Services
221
Page 258
XI. TATA CARA PEMESANAN OBLIGASI
1. Pemesan Yang Berhak
Perorangan dan/atau badan, baik Warga Negara Indonesia/Warga Negara Asing/Badan Indonesia/
Badan Asing yang bertempat tinggal/berkedudukan di Indonesia dan Warga Negara Indonesia yang
bertempat tinggal/berkedudukan di luar wilayah Indonesia yang merupakan Pemodal Profesional
sebagaimana diatur dalam POJK No. 11/2018.
2. Pemesanan Pembelian Obligasi
Pemesanan pembelian Obligasi harus diajukan dengan menggunakan Formulir Pemesanan Pembelian
Obligasi (“FPPO”) yang dapat diperoleh dari Penjamin Emisi Obligasi, baik dalam bentuk hardcopy
(salinan dalam bentuk cetak) maupun softcopy melalui email, sebagaimana tercantum dalam Bab XII
Prospektus ini dan pemesanan yang telah dimasukkan tidak dapat dibatalkan oleh pemesan. Pemesanan
pembelian Obligasi dilakukan dengan menggunakan FPPO untuk keperluan ini yang dikeluarkan oleh
Penjamin Emisi Obligasi yang dibuat dalam 5 (lima) rangkap, melampirkan salinan identitas, dan sub
rekening efek. Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi berhak untuk menerima atau menolak pemesanan
pembelian Obligasi secara keseluruhan atau sebagian dengan memperhatikan ketentuan-ketentuan
tersebut di atas.
Pemesanan pembelian Obligasi dan penyampaian FPPO kepada Penjamin Emisi Obligasi dapat
dilakukan dari jarak jauh, melalui email dan mesin faksimile Penjamin Emisi Obligasi, sebagaimana
tercantum pada Bab XII Prospektus ini.
3. Jumlah Minimum Pemesanan
Pemesanan pembelian Obligasi harus dilakukan dalam jumlah sebesar Rp5.000.000 (lima juta Rupiah)
atau kelipatannya.
4. Masa Penawaran
Masa Penawaran Obligasi adalah pada tanggal 19 – 20 Juni 2025 pukul 09.00 WIB sampai dengan
pukul 16.00 WIB.
5. Pendaftaran
Obligasi yang ditawarkan oleh Perseroan melalui Penawaran Umum ini telah didaftarkan pada KSEI
berdasarkan Perjanjian Pendaftaran Efek Bersifat Utang di KSEI No. SP-060/OBL/KSEI/0325 tanggal
16 April 2025 yang ditandatangani antara Perseroan dengan KSEI. Dengan didaftarkannya Obligasi
tersebut di KSEI maka atas Obligasi yang ditawarkan berlaku ketentuan sebagai berikut:
1. Perseroan tidak menerbitkan Obligasi dalam bentuk sertifikat kecuali Sertifikat Jumbo Obligasi
yang disimpan KSEI untuk kepentingan Pemegang Obligasi. Obligasi akan didistribusikan dalam
bentuk elektronik yang diadministrasikan dalam Penitipan Kolektif KSEI. Obligasi hasil Penawaran
Umum akan dikreditkan ke dalam Rekening Efek pada tanggal 25 Juni 2025.
2. 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.
3. Pengalihan kepemilikan Obligasi dilakukan dengan pemindahbukuan antar Rekening Efek di KSEI,
Perusahaan Efek, atau Bank Kustodian yang selanjutnya akan dikonfirmasikan kepada Pemegang
Rekening.
222
Page 259
4. Pemegang Obligasi yang tercatat dalam rekening efek berhak atas pembayaran Bunga Obligasi,
pelunasan Pokok Obligasi, memberikan suara dalam RUPO, serta hak-hak lainnya yang melekat
pada Obligasi.
5. Pembayaran Bunga Obligasi dan pelunasan Pokok Obligasi kepada pemegang Obligasi
dilaksanakan oleh Perseroan melalui KSEI sebagai Agen Pembayaran melalui Rekening Efek
di KSEI untuk selanjutnya diteruskan kepada pemilik manfaat (beneficial owner) yang menjadi
pemegang Rekening Efek di Perusahaan Efek atau Bank Kustodian, sesuai dengan jadwal
pembayaran Bunga Obligasi maupun pelunasan pokok yang ditetapkan Perseroan dalam Perjanjian
Perwaliamanatan dan Perjanjian Agen Pembayaran. Perseroan melaksanakan pembayaran Bunga
Obligasi dan pelunasan Pokok Obligasi berdasarkan data kepemilikan Obligasi yang disampaikan
oleh KSEI kepada Perseroan.
6. Hak untuk menghadiri RUPO dilaksanakan oleh pemilik manfaat Obligasi atau kuasanya dengan
membawa asli surat Konfirmasi Tertulis untuk RUPO yang diterbitkan oleh KSEI dan Obligasi yang
bersangkutan dibekukan sampai dengan berakhirnya RUPO.
7. Pihak-pihak yang hendak melakukan pemesanan Obligasi wajib menunjuk Perusahaan Efek atau
Bank Kustodian yang telah menjadi pemegang rekening di KSEI untuk menerima dan menyimpan
Obligasi yang didistribusikan oleh Perseroan.
6. Tempat Pengajuan Pemesanan Pembelian Obligasi
Selama Masa Penawaran Umum, pemesan harus melakukan pemesanan pembelian Obligasi dengan
mengajukan FPPO selama periode jam kerja yang berlaku kepada para Penjamin Emisi Obligasi,
sebagaimana dimuat dalam Bab XII Prospektus ini, baik dalam bentuk hardcopy (salinan dalam bentuk
cetak) maupun dalam bentuk softcopy yang disampaikan melalui email.
7. Bukti Tanda Terima Pemesanan Pembelian Obligasi
Para Penjamin Emisi Obligasi atau Agen Penjualan yang menerima pengajuan pemesan pembelian
Obligasi akan menyerahkan kembali kepada Pemesan 1 (satu) tembusan FPPO yang telah
ditandatangani, baik secara hardcopy (salinan dalam bentuk cetak) maupun softcopy melalui email,
sebagai tanda terima pengajuan pemesanan pembelian Obligasi. Bukti tanda terima pemesanan
pembelian Obligasi bukan merupakan jaminan dipenuhinya pemesanan.
8. Penjatahan Obligasi
Apabila jumlah keseluruhan Obligasi yang dipesan melebihi jumlah Obligasi yang ditawarkan, maka
penjatahan akan ditentukan oleh kebijaksanaan masing-masing Penjamin Emisi Obligasi sesuai
dengan porsi penjaminannya masing-masing dengan persetujuan dan kebijaksanaan yang ditetapkan
oleh Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi, dengan memperhatikan ketentuan Perjanjian Penjaminan
Emisi Obligasi dan Peraturan No. IX.A.7. Tanggal Penjatahan adalah tanggal 23 Juni 2025.
Dalam hal terjadi kelebihan pemesanan Obligasi dan terbukti bahwa Pihak tertentu mengajukan
pemesanan Obligasi melalui lebih dari 1 (satu) formulir pemesanan pada Penawaran Umum ini, baik
secara langsung maupun tidak langsung, maka untuk tujuan penjatahan Manajer Penjatahan hanya
dapat mengikutsertakan 1 (satu) formulir pemesanan Obligasi yang pertama kali diajukan oleh pemesan
yang bersangkutan.
Penjamin Emisi Obligasi akan menyampaikan Laporan Hasil Penawaran Umum kepada OJK paling
lambat 5 (lima) Hari Kerja setelah Tanggal Penjatahan sesuai dengan Peraturan No. IX.A.2 dan POJK
No. 36/2014.
Manajer Penjatahan, dalam hal ini adalah PT Mandiri Sekuritas, akan menyampaikan Laporan Hasil
Pemeriksaan Akuntan kepada OJK mengenai kewajaran dari pelaksanaan penjatahan dengan
berpedoman pada Peraturan No. VIII.G.12 dan Peraturan No. IX.A.7, paling lambat 30 hari setelah
berakhirnya Penawaran Umum.
223
Page 260
9. Pembayaran Pemesanan Pembelian Obligasi
Pemesan dapat segera melaksanakan pembayaran yang dapat dilakukan secara tunai atau dengan
bilyet giro atau cek yang ditujukan kepada Penjamin Emisi Obligasi yang bersangkutan atau kepada
Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi:
Penjamin Pelaksana Emisi Informasi Rekening Penampungan
Bank Rakyat Indonesia
Cabang Bursa Efek Jakarta
PT BRI Danareksa Sekuritas
Nomor: 0671.01.000680.30.4
Atas Nama: PT BRI Danareksa Sekuritas
Bank DBS Indonesia
Cabang Jakarta Mega Kuningan
PT DBS Vickers Sekuritas Indonesia
Nomor: 3320067704
Atas Nama: PT DBS Vickers Sekuritas Indonesia
Bank Mandiri (Persero) Tbk.
Cabang Jakarta Sudirman
PT Mandiri Sekuritas
Nomor Rekening: 1020005566028
Atas Nama: PT Mandiri Sekuritas
Bank Mandiri (Persero) Tbk.
Cabang BEI
PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk.
Nomor: 104.00.04085.556
Atas Nama: PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk.
Jika pembayaran dilakukan dengan cek atau bilyet giro, maka cek atau bilyet giro yang bersangkutan
harus dapat diuangkan atau ditunaikan dengan segera selambat-lambatnya tanggal 24 Juni 2025 pukul
10:00 Waktu Indonesia Bagian Barat (WIB) (in good funds) pada rekening tersebut di atas. Semua biaya
yang berkaitan dengan proses pembayaran merupakan beban pemesan. Pemesanan akan dibatalkan
jika persyaratan pembayaran tidak dipenuhi.
Selanjutnya, Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi akan segera melaksanakan pembayaran dana hasil
Emisi Obligasi kepada Perseroan pada Tanggal Pembayaran, yaitu pada tanggal 25 Juni 2025 selambat-
lambatnya pukul 13:00 Waktu Indonesia Bagian Barat (WIB) (in good funds).
10. Distribusi Obligasi Secara Elektronik
Distribusi Obligasi secara elektronik akan dilakukan pada tanggal 25 Juni 2025, Perseroan wajib
menerbitkan Sertifikat Jumbo Obligasi untuk diserahkan kepada KSEI dan memberi instruksi kepada
KSEI untuk mengkreditkan Obligasi pada Rekening Efek Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi di KSEI.
Dengan telah dilaksanakannya instruksi tersebut, maka pendistribusian Obligasi semata-mata menjadi
tanggung jawab Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi dan KSEI.
Segera setelah Obligasi diterima oleh Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi, selanjutnya Penjamin
Pelaksana Emisi Obligasi memberi instruksi kepada KSEI untuk mendistribusikan Obligasi ke dalam
Rekening Efek dari Penjamin Emisi Obligasi sesuai dengan bagian penjaminan masing-masing. Dengan
telah dilaksanakannya pendistribusian Obligasi kepada Penjamin Emisi Obligasi, maka tanggung
jawab pendistribusian Obligasi semata-mata menjadi tanggung jawab Penjamin Emisi Obligasi yang
bersangkutan.
11. Penundaan atau Pembatalan Penawaran Umum Obligasi
Dalam jangka waktu sejak Pernyataan Pendaftaran Menjadi Efektif sampai dengan berakhirnya masa
Penawaran Umum, Perseroan dapat menunda masa Penawaran Umum untuk masa paling lama
3 (tiga) bulan sejak Pernyataan Pendaftaran Menjadi Efektif atau membatalkan Penawaran Umum
apabila terjadi kondisi-kondisi berikut:
(i) Indeks harga saham gabungan di Bursa Efek turun melebihi 1% selama 3 (tiga) Hari Bursa berturut
turut;
(ii) Bencana alam, perang, huru hara, kebakaran, pemogokan yang berpengaruh secara signifikan
terhadap kelangsungan usaha Perseroan; dan/atau
(iii) Peristiwa lain yang berpengaruh secara signifikan terhadap kelangsungan usaha Perseroan.
224
Page 261
Perseroan wajib memenuhi ketentuan sebagai berikut:
a. Mengumumkan penundaan masa Penawaran Umum atau pembatalan Penawaran Umum
Berkelanjutan dalam paling kurang 1 (satu) surat kabar harian berbahasa Indonesia yang mempunyai
peredaran nasional paling lambat 1 (satu) Hari Kerja setelah penundaan atau pembatalan tersebut.
Disamping kewajiban mengumumkan dalam surat kabar, Perseroan dapat juga mengumumkan
informasi tersebut dalam media massa lainnya;
b. Menyampaikan informasi penundaan masa Penawaran Umum atau pembatalan Penawaran Umum
berkelanjutan tersebut kepada OJK pada hari yang sama dengan pengumuman sebagaimana
dimaksud dalam poin a;
c. Menyampaikan bukti pengumuman sebagaimana dimaksud dalam poin a kepada OJK paling
lambat 1 (satu) Hari Kerja setelah pengumuman dimaksud; dan
d. Perseroan yang menunda masa Penawaran Umum atau membatalkan Penawaran Umum
Berkelanjutan yang sedang dilakukan, dalam hal pesanan Efek telah dibayar maka Perseroan
wajib mengembalikan uang pemesanan Efek kepada pemesan paling lambat 2 (dua) Hari Kerja
sejak keputusan penundaan atau pembatalan tersebut.
Dalam hal Perseroan melakukan penundaan Penawaran Umum karena alasan sebagaimana dimaksud
dalam butir (i) di atas dan akan memulai kembali masa Penawaran Umum berlaku ketentuan sebagai
berikut:
1) Dalam hal penundaan masa Penawaran Umum disebabkan oleh kondisi sebagaimana dimaksud
dalam poin i di atas, maka Perseroan wajib memulai kembali masa Penawaran Umum paling
lambat 8 (delapan) hari kerja setelah indeks harga saham gabungan di Bursa Efek mengalami
peningkatan paling sedikit 50% (lima puluh perseratus) dari total penurunan indeks harga saham
gabungan yang menjadi dasar penundaan;
2) Dalam hal indeks hal indeks harga saham gabungan di Bursa Efek mengalami penurunan kembali
sebagaimana dimaksud dalam poin i di atas, maka Perseroan dapat melakukan kembali penundaan
masa Penawaran Umum;
3) wajib menyampaikan kepada OJK informasi mengenai jadwal Penawaran Umum dan informasi
tambahan lainnya, termasuk informasi peristiwa material yang terjadi setelah penundaan masa
Penawaran Umum (jika ada) dan mengumumkannya dalam paling kurang satu surat kabar harian
berbahasa Indonesia yang mempunyai peredaran nasional paling lambat satu hari kerja sebelum
dimulainya lagi masa Penawaran Umum. Disamping kewajiban mengumumkan dalam surat kabar,
Perseroan dapat juga mengumumkan dalam media massa lainnya; dan
4) wajib menyampaikan bukti pengumuman sebagaimana dimaksud dalam poin 3 di atas kepada OJK
paling lambat satu hari kerja setelah pengumuman dimaksud.
12. Pengembalian Uang Pemesanan
Jika terjadi penundaan atau pembatalan Penawaran Umum:
a. Jika Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi telah menerima uang pemesanan, maka wajib
mengembalikan uang pemesanan kepada pemesan paling lambat 2 (dua) Hari Kerja sesudah
Tanggal Penjatahan atau sesudah tanggal diumumkannya keputusan pembatalan Penawaran
Umum tersebut dan jika Perseroan telah menerima uang pemesanan, maka wajib mengembalikan
uang pemesanan kepada pemesan paling lambat 2 (dua) Hari Kerja sejak keputusan penundaan
atau pembatalan Penawaran Umum tersebut.
b. Apabila uang pemesanan telah diterima oleh Perseroan maka tanggung jawab pengembalian
tersebut menjadi tanggungan Perseroan yang pengembalian pembayarannya melalui KSEI,
dengan ketentuan Perseroan telah menerima dana hasil Emisi dengan demikian Perseroan
membebaskan Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi dan/atau Penjamin Emisi Obligasi dari segala
tanggung jawabnya.
c. Jika terjadi keterlambatan maka pihak yang menyebabkan keterlambatan yaitu Penjamin Pelaksana
Emisi Obligasi atau Perseroan wajib membayar kepada para pemesan denda untuk tiap hari
keterlambatan sebesar 1% (satu persen) di atas tingkat Bunga Obligasi per tahun dari jumlah dana
yang terlambat dibayar paling lambat 2 (dua) hari kerja setelah Tanggal Penjatahan atau sesudah
tanggal diumumkannya pembatalan tersebut secara tunai atau transfer. Denda tersebut di atas
dihitung dengan ketentuan 1 (satu) tahun adalah 360 (tiga ratus enam puluh) Hari Kalender dan
1 (satu) bulan adalah 30 (tiga puluh) Hari Kalender.
225
Page 262
d. Apabila uang pengembalian pemesanan Obligasi sudah disediakan, akan tetapi pemesan tidak
datang untuk mengambilnya dalam waktu 2 (dua) Hari Kerja setelah tanggal keputusan penundaan
atau pembatalan Penawaran Umum tersebut atau berakhirnya Perjanjian Penjaminan Emisi
Obligasi, Perseroan dan/atau Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi dan/atau Penjamin Emisi Obligasi
tidak diwajibkan membayar bunga dan/atau denda kepada para pemesan Obligasi.
13. Lain-lain
Penjamin Pelaksana Emisi Obligasi berhak untuk menerima atau menolak pemesanan pembelian
Obligasi secara keseluruhan atau sebagian dengan memperhatikan ketentuan yang berlaku.
226
Page 263
XII. PENYEBARLUASAN PROSPEKTUS DAN FORMULIR
PEMESANAN PEMBELIAN OBLIGASI
Prospektus dan FPPO dapat diperoleh pada kantor atau melalui email Penjamin Pelaksana Emisi
Obligasi dan Penjamin Emisi Obligasi pada tanggal 19 – 20 Juni 2025 jam 09.00 WIB sampai dengan
jam 16.00 WIB di Indonesia dengan alamat sebagai berikut:
Penjamin Pelaksanan Emisi Obligasi dan Penjamin Emisi Obligasi
PT BRI Danareksa Sekuritas PT DBS Vickers Sekuritas Indonesia
Gedung BRI II Lt. 23 DBS Bank Tower, Ciputra World I Lt. 32
Jl. Jenderal Sudirman Kav. 44-46 Jl. Prof. DR. Satrio Kav. 3-6
Jakarta 10210 Jakarta 12940
Telepon: (021) 5091 4100 Telepon: (021) 3003 4900
Faksimile: (021) 2520 990 Faksimile: (021) 3003 4944
Email: debtcapitalmarket@brids.co.id Email: corporate.finance@dbs.com
PT Mandiri Sekuritas PT Trimegah Sekuritas Indonesia Tbk
Menara Mandiri I Lantai 24-25 Gedung Artha Graha Lantai 18 dan 19
Jalan Jend. Sudirman Kav. 54-55 Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53
Jakarta 12190 Jakarta 12190
Telepon: (021) 526 3445 Telepon: (021) 2924 9088
Faksimile: (021) 527 5701 Faksimile: (021) 2924 9150
Email: divisi-fi@mandirisekuritas.co.id Email: fit@trimegah.com
dan sett_fisd@mandirisekuritas.co.id
227
Page 264
Halaman ini sengaja dikosongkan
Page 265
PT MEDCO ENERGI INTERNASIONAL Tbk Gedung The Energy, Lantai 53-55, SCBD Lot 11A Jalan Jend. Sudirman Kav. 52-53, Jakarta Selatan 12190 Telp. (+62 21) 2995 3000 Faks. (+62 21) 2995 3001 Email: corporate.secretary@medcoenergi.com Situs web: www.medcoenergi.com
Names mentioned 278 people and organisations named in the text · linked when the evidence is strong
unresolved
org
PT Kustodian Sentral Efek Indonesia
p.1 ×9
unresolved
org
PT PEMERINGKAT EFEK INDONESIA
p.1 ×2
unresolved
org
PT BRI DANAREKSA SEKURITAS
p.1 ×3
unresolved
org
PT DBS VICKERS SEKURITAS
p.1
unresolved
org
INDONESIA Tbk
p.1
unresolved
org
Bapepam
p.6 ×12
unresolved
org
Kementerian Hukum Republik Indonesia
p.8
unresolved
org
Kementerian Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia
p.8 ×5
unresolved
org
Departemen Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia
p.8
unresolved
org
Departemen Kehakiman Republik Indonesia
p.8
unresolved
org
Departemen Hukum dan Perundang-undangan Republik Indonesia
p.8
unresolved
org
Kementerian ESDM
p.8
unresolved
org
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia.
p.8
unresolved
org
Assegaf Hamzah & Partners
p.8
unresolved
org
Menteri Hukum Republik Indonesia
p.9 ×2
unresolved
org
Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia
p.9
unresolved
org
Menteri Kehakiman Republik Indonesia
p.9
unresolved
org
Menteri Hukum dan Perundang-undangan
p.9
unresolved
person
Fathiah Helmi
· Notaris
p.9 ×16
unresolved
org
PT DBS Vickers Sekuritas Indonesia
p.10 ×2
unresolved
org
PT Amman Mineral Nusa Tenggara.
p.18 ×2
unresolved
org
PT Bio Jatropha Indonesia.
p.18 ×3
unresolved
org
Chubu Electric Power Co. Inc.
p.18
unresolved
org
PT Dalle Energy Batam.
p.18 ×2
unresolved
org
PT Energi Listrik Batam.
p.18 ×2
unresolved
org
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.
p.18 ×2
unresolved
org
PT Exspan Petrogas Intranusa.
p.18 ×2
unresolved
org
PT Medco Cahaya Geothermal.
p.18 ×2
unresolved
org
Medco Bell Pte. Ltd.
p.18 ×3
unresolved
org
PT Mitra Energi Batam.
p.18 ×2
unresolved
org
PT Medco LNG Indonesia.
p.18 ×3
unresolved
org
Medco Sahara Ltd.
p.18
unresolved
org
Medco Energi Global Pte. Ltd.
p.18 ×5
unresolved
org
PT Mitra Energi Gas Sumatera.
p.18 ×3
unresolved
org
PT Medco E
p.18 ×29
unresolved
org
PT Medco Energi Nusantara.
p.18 ×19
unresolved
org
PT Medco Energi Natuna Timur.
p.18 ×2
unresolved
org
PT Medco Geothermal Sumatera.
p.18 ×2
unresolved
org
Medco Natuna Pte. Ltd.
p.18 ×3
unresolved
org
PT Medco Power Sentral Sumatera.
p.19 ×3
unresolved
org
PT Medco Ratch Power Riau.
p.19 ×3
unresolved
org
PT Medcosolar Bali Timur.
p.19 ×2
unresolved
org
PT Medco Sampang Indonesia.
p.19 ×2
unresolved
org
Medco Strait Services Pte. Ltd.
p.19 ×4
unresolved
org
Medco Yemen Malik Limited
p.19 ×2
unresolved
org
PT Pembangkitan Pusaka Parahiangan.
p.19 ×2
unresolved
org
PT PHE Tomori Sulawesi.
p.19
unresolved
org
PT Universal Batam Energy.
p.19 ×3
unresolved
org
PT Meta Epsi Pribumi Drilling
p.20
unresolved
person
Imas Fatimah
· Notaris
p.20
unresolved
org
Pengadilan Negeri
p.20
unresolved
person
Leolin Jayayanti
· Notaris
p.20 ×7
unresolved
org
PT Medco Daya Abadi Lestari
p.25 ×3
unresolved
org
PT Medco Duta
p.25 ×4
unresolved
org
Purwantono
p.25 ×4
unresolved
org
Young Global Limited
p.25 ×3
unresolved
org
Bank Indonesia
p.26 ×18
unresolved
org
PT Medco Energi Beluga
p.28
unresolved
org
P Natuna Ltd.
p.28 ×3
unresolved
org
P Grissik Ltd.
p.28 ×3
unresolved
org
P Corridor Holding Ltd.
p.28
unresolved
org
Medco Energi West Bangkanai Limited
p.28
unresolved
org
Medco Energi Bangkanai Limited
p.28 ×3
unresolved
org
Medco Energi Madura Offshore Pty Ltd
p.28
unresolved
org
Medco Energi Sampang Pty Ltd
p.28 ×3
unresolved
org
Medco Energi Central Kalimantan Limited
p.28
unresolved
org
Medco Energi Kerendan Limited
p.28
unresolved
org
Medco Lematang B.V.
p.28
unresolved
org
Medco Indonesia Holding B.V.
p.28 ×2
unresolved
org
PT Medco Energi Amanah
p.28
unresolved
org
PT Medco
p.28 ×3
unresolved
org
Ophir Energy Limited
p.28 ×3
unresolved
org
Salamander Energy Limited
p.28 ×3
unresolved
org
Ophir SPV Pty Ltd
p.28 ×2
unresolved
org
Ophir Asia Pacific Pty Ltd
p.29 ×2
unresolved
org
Salamander Energy Group Limited
p.29 ×2
unresolved
org
Ophir Holdings Limited
p.29 ×2
unresolved
org
Ophir Asia Limited
p.29
unresolved
org
Ophir Mexico Limited
p.29 ×2
unresolved
org
Medco Energi US LLC
p.29
unresolved
org
Medco International Ventures Limited
p.29
unresolved
org
Medco International Enterprise Ltd.
p.29 ×3
unresolved
org
Medco Singapore Operations Pte. Ltd.
p.29
unresolved
org
Medco South China SEA Pte. Ltd.
p.29
unresolved
org
Medco Yemen Amed Limited
p.29
unresolved
org
Medco Arabia Ltd.
p.29
unresolved
org
Transasia Pipeline Company Pvt. Ltd.
p.29 ×7
unresolved
org
Far East Energy Trading Pte. Ltd.
p.29
unresolved
org
PT Satria Raksa Buminusa
p.29
unresolved
org
PT Multidaya Prima Elektrindo
p.29
unresolved
org
PT Medco Geothermal Sarulla
p.29 ×2
unresolved
org
PT Energi Prima Elektrika
p.29
unresolved
org
PT Medcopower Servis Indonesia
p.29
unresolved
org
PT Medcopower Transportasi Listrik
p.29
unresolved
org
PT Medco Power Energi Services
p.29
unresolved
org
PT Medco Power Geothermal Services
p.29
unresolved
org
Medco Oak Tree Pte. Ltd.
p.29 ×2
unresolved
org
Medco Laurel Tree Pte. Ltd.
p.29 ×2
unresolved
org
Medco Maple Tree Pte. Ltd.
p.29 ×2
unresolved
org
Medco Cypress Tree Pte. Ltd.
p.29
unresolved
org
Production International Limited
p.29
unresolved
org
Medco Energi USA Inc.
p.30 ×2
unresolved
org
PT Medco Sarana Balaraja
p.30 ×4
unresolved
org
PT Medco Power Internasional.
p.30 ×2
unresolved
org
PT Medco Kansai Power Indonesia
p.30 ×10
unresolved
org
PT Sangsaka Agro Lestari
p.30 ×7
unresolved
org
PT Dalle Panaran
p.30 ×7
unresolved
org
P Corridor Holdings Ltd.
p.30 ×3
unresolved
org
Medco Yemen Holding Limited
p.30 ×2
unresolved
org
Ophir East Africa Holdings Limited
p.30 ×3
unresolved
org
Medco South China Sea Sea Pte. Ltd.
p.30
unresolved
org
PT Medco Geothermal Indonesia
p.30 ×5
unresolved
org
PT MedcoPower Energi Baru
p.30 ×3
unresolved
org
PT Medco Solar Pasifik
p.30 ×3
unresolved
org
PT Medco General Power Services
p.30 ×3
unresolved
org
Sarulla Operation Ltd.
p.30
unresolved
org
PT TJB Power Services
p.30
unresolved
org
Pacific Medco Solar Energy Pte Ltd
p.30
unresolved
org
PT Donggi Senoro LNG
p.30 ×3
unresolved
org
PT Api Metra Graha
p.30 ×2
unresolved
org
PT Medco Energi Menamas
p.31 ×2
unresolved
org
Medco Power Global Pte Ltd
p.31 ×2
unresolved
org
PT Medco Energi Nusantara. Selain
p.31
unresolved
org
Medco Far East Limited
p.31 ×2
unresolved
org
PT Medco Energi Madura
p.31
unresolved
org
PT Medco Energi Belida
p.31
unresolved
org
PT Medco Energi Linggau
p.31
unresolved
org
PT Medco Energi CBM Indonesia
p.31 ×2
unresolved
org
PT Medco CBM Pendopo
p.31
unresolved
org
Medco Asia Pacific Limited
p.31
unresolved
org
Medco Simenggaris Pty. Ltd.
p.31
unresolved
org
Medco International Services Pte. Ltd.
p.31
unresolved
org
Dominion Tanzania Limited
p.31
unresolved
org
Dominion Petroleum Acquisitions Limited
p.31 ×4
unresolved
org
Dominion Petroleum Kenya Limited
p.31
unresolved
org
Ruvuma Pipeline Company Limited
p.31
unresolved
org
Fahari Gas Marketing Company Limited
p.32
unresolved
org
Ophir Pipeline Limited
p.32 ×2
unresolved
org
Ophir LNG Limited
p.32
unresolved
org
Ophir East Africa Ventures Limited
p.32
unresolved
org
Ophir Gas Marketing Limited
p.32
unresolved
org
DOMPET Limited
p.32 ×2
unresolved
org
Dominion Petroleum Limited
p.32 ×2
unresolved
org
Ophir Energy Indonesia Limited
p.32
unresolved
org
PT Medco Downstream Indonesia
p.32
unresolved
org
PT Medco Methanol Bunyu
p.32
unresolved
org
PT Medco LPG Kaji
p.32
unresolved
org
PT Medco Ethanol Lampung
p.32
unresolved
org
PT Indo Medco Power
p.32
unresolved
org
PT Muara Enim Multi Power
p.32
unresolved
org
PT Medco Geothermal Nusantara
p.32 ×3
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Lestari
p.32
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Selatan
p.32
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Kasmar
p.32 ×2
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Ciseureuh
p.32
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Patikala Lima
p.32
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Baliase
p.32
unresolved
org
PT Medco Hidro Indonesia
p.32 ×3
unresolved
org
PT Nawakara Energi Sumpur
p.32
unresolved
org
PT Medcopower Elektrika Indonesia
p.32
unresolved
org
PT Medco Geopower Sarulla
p.32
unresolved
org
PT Medco Solar Bali Barat
p.32
unresolved
org
PT Medcopower Solar Nusantara
p.32
unresolved
org
PT Medco Power Geothermal Energi
p.32
unresolved
org
PT Sangsaka Hidro Barat
p.32
unresolved
org
PT Medco Pasifik Solar Transmisi
p.32
unresolved
org
Medco Petroleum Services Limited
p.32
unresolved
org
PT Mahakam Raksa Buminusa
p.32
unresolved
org
PT Musi Raksa Buminusa
p.32
unresolved
org
Medco Platinum Road Pte. Ltd
p.56 ×2
unresolved
org
Nafusah Oil Operations B.V.
p.63
unresolved
org
National Oil Corporation
p.63
unresolved
org
Pte. Ltd.
p.63
unresolved
org
APICO LLC
p.63
unresolved
org
Bitexco Energy Ltd.
p.63
unresolved
org
Petronas International Corporation Ltd.
p.63
unresolved
org
Operasi Bersama
p.64
unresolved
org
Menteri ESDM
p.64
unresolved
org
Amman Tbk
p.73
unresolved
org
PT Sumber Mineral Citra Nusatara
p.74
unresolved
org
PT Medco Daya Natuna
p.77
unresolved
org
Bank Mandiri. Utang
p.79
unresolved
org
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral
p.88
unresolved
org
Bank Konsorsium Pemberi Pinjaman Riau
p.88
unresolved
org
Kantor Akuntan Publik Purwantono
p.89 ×2
unresolved
person
Maera
p.94
unresolved
person
Yaser Raimi Arifin Panigoro
· Komisaris
p.94 ×6
unresolved
—
Anthony Robert Mathi
· Direktur
p.106
unresolved
org
PT Medco Energi Mining Indonesia
p.107 ×2
unresolved
org
Menteri Keuangan
p.108
unresolved
org
Menteri Kehakiman dan Jaksa Agung RI
p.108
unresolved
person
Frekuensi Tingkat Kehadiran
· Komisaris
p.114
unresolved
person
Frekuensi Kehadiran
· Komisaris
p.114
unresolved
person
Kompensasi
· Komisaris
p.115
unresolved
org
Kementerian Koordinator Pembangunan Manusia dan Kebudayaan Republik Indonesia
p.115
unresolved
org
Hadinoto & Partners
p.117
unresolved
—
Tugas-tug
· Sekretaris Perusahaan
p.117
unresolved
org
KPPU
p.118
unresolved
org
PT Meta Archipelago Hotels
p.120
unresolved
org
PT Indonesia Hijau Dwidaya
p.120
unresolved
org
PT Indonesia Hijau Papan. Hendry Diangkat
p.120
unresolved
org
PT Jimbaran Borneo
p.120
unresolved
org
Nexia TS Public Accounting Corporation
p.120
unresolved
org
Kantor Akuntan Publik Hendry
p.120
unresolved
person
Ferry Sanjaya
· Anggota
p.121
unresolved
org
Departemen Hubungan Investor
p.121
unresolved
org
PT Trisaka Adireksa
p.121
unresolved
—
Intensive Course Batch XII
· Corporate Secretary
p.121
unresolved
org
Yayasan Pasar Modal Indonesia
p.121
unresolved
person
Cisca Alimin
· Anggota
p.122
unresolved
person
Memo
· Komisaris
p.123
unresolved
—
Marsillam Simandjuntak – Komisioner
· Komisaris Independen
p.123 ×16
unresolved
—
Yani Y. Panigoro – Komisioner
· Anggota
p.123 ×2
unresolved
—
Yaser R. A. Panigoro – Komisioner
· Anggota
p.123 ×2
unresolved
—
Roberto Lorato – Chief Executive
· Direktur
p.123 ×9
unresolved
org
Anthony R. Mathias – Chief Financial
p.123
unresolved
—
Amri Siahaan – Chief Administration
· Direktur
p.123 ×11
unresolved
org
Kepatuhan Etika Kontraktor yang ditandatangani oleh manajemen kontraktor
p.123
unresolved
org
SP Medco Energi Sampang Pty. Ltd
p.130
unresolved
org
PT Medco Daya Abadi Lestari. Pemilik
p.132
unresolved
org
PT Apramesis Meta Investama
p.143
unresolved
org
PT Medco Abadi Lestari
p.143
unresolved
person
Akta Notaris Siti Rumondang Bulan Lubis
· Notaris
p.148 ×6
unresolved
org
PT MPI
p.177
unresolved
person
Dharma Akhyuzi
· Notaris
p.249 ×11
unresolved
org
PT Datindo Entrycom
p.249
unresolved
org
Bank Administrator Rekening Dana Nasabah
p.250
unresolved
org
Bank Victoria Tahap I Tahun
p.250
Extraction attempts how the parser did, and what it refused
Nothing structured was extracted from this document — the attempts below say why.
No extraction attempted yet.