Successfully reported this slideshow.
We use your LinkedIn profile and activity data to personalize ads and to show you more relevant ads. You can change your ad preferences anytime.

Why KG Gas Matters To You (ENGLISH)


Published on

Documents aimed to assist you in navigating the various claims and counter claims on KG D6 in the context of India’s energy security

Published in: Business
  • Dear Sir. I am Vladislav Yakov the Managing Director of NEFTEGAZAGENT OIL/GAS. We are a certified and authorized mandate that supply Oil and Gas products to buyers and consumers. We represent the major Oil Refineries to the Government of the Russia Federation to help buyers meet their various requirements and needs. We Can supply Aviation Kerosene,Jet fuel (JP 54-A1,5), Diesel (Gas Oil) and Fuel Oil D2, D6,ETC in FOB/Rotterdam, base email us ( for more clarification and understanding as this is an arrangement and compromise with a take over bid. more of a government bond with incentives and relief. Kindly contact us with our information below for soft co-operate offer SCO. E-mail: E: pr-d Stroykombinata, 4, Moscow, 119530 Best Regards (Mr.) Vladislav Yakov Skype: neftegazagent
    Are you sure you want to  Yes  No
    Your message goes here
  • Be the first to like this

Why KG Gas Matters To You (ENGLISH)

  1. 1. Page 1 of 12        Why KG Gas  Matters to You 
  2. 2. Page 2 of 12    A READY RECKONER FOR THOSE WHO WISH TO UNDERSTAND THE OIL AND GAS BUSINESS  E&P – an uncertain business  1. Unlike  other  sectors  such  as  power,  steel  and  construction,  the  business  of  oil  and  gas  exploration  and  production  (E&P)  is  a  high  risk  business  where  everything  is  uncertain  through the entire life cycle of a project – from exploration and appraisal, to development  and production.  2. Not  only  is  the  success  ratio  of  exploratory  wells  as  low  as  one  in  ten,  the  quantum  of  reserve too can only be estimated in term of probability rather than certainty.   3. With  the  cost  of  drilling  and  exploration  well  in  deep  waters  being  over  Rs  700  crore  (a  development well costs even more at Rs. 1200 to 1400 crore) returns are never guaranteed.   4. The deep sea environment involving water depths between 3000 to 10,000metre. multiples  risk  manifold.  Subsea  installation  &  maintenance  tasks  have  to  be  conducted  in  an  environment that is beyond human endurance. Even simple tasks such as tightening nuts  and  bolts  require  advanced  precision  guided  deep  water  robotic  vehicles.  The  entire  installation  process  has  to  be  remotely  guided  with  heavy  equipment  being  manipulated  under a mile high sea waters to lay down high pressure pipes with hundreds of miles of high  voltage electrical as well as communication cables. The robotic vessels have to work in an  environment that is far more extreme than that faced by remotely controlled buggies used  to explore the Moon or the Mars.   5. This is a business in which the  risk is a  part of its intrinsic DNA: the entire risk  is carried by  the  exploration company  and not by the  owner of the resource    Evolution of NELP  6. India  had  tried  to  bring    technology  driven  companies  into  its  deep  water  exploration  program  since  the  80s.  Companies  like  Shell  and  Chevron  had  been  engaged  with  little  success.  It  was  finally  Chevron,  who  after  expending  considerable  amount  of  exploration  finally dubbed India’s East coast as the “failed basin”.  7. Until 1991, India’s oil & gas sector thus remained the exclusive domain of oil PSUs operating  under an Administered Pricing Mechanism (“APM”) which guaranteed fixed returns on all  costs. This cost plus regime passed the entire risk of exploration, appraisal and production  on to the taxpayer.   8. By 1990 India found itself in a position where it neither had the technology to venture into  its deep water basins nor the resources to invest. Its mounting oil import bill had brought it  to a balance of payments crisis.   9. It was then that the sector was opened for private investment by encouraging 100% FDI to  bring in new technologies as well as risk capital for increasing exploration in grossly under  explored Indian basins. Even though India possessed as much as 3.14 million sq km of these  basins,  barely  15%  had  been  explored.  The  prospectivity  was  known  to  be  poor  and  Chevron’s failures on the East Coast had only strengthened these doubts. India needed a  new regime for exploring basins whose prospectivity was a far cry from the basins found not  only in Saudi Arabia, Kuwait, Qatar but even Myanmar, Pakistan and Bangladesh.      10. After experimenting with various PSC regimes, which sometimes involved auctioning of even  discovered fields to investors, the New Exploration Licensing Policy (NELP) was formulated  by the 3rd Front Government in 1997. Interestingly, the one of the main complainants in the  FIR as well as the PIL against RIL, was a Secretary to the same Cabinet that approved the  terms  that  are  now  being  implemented.    The  most  important  of  these  terms  which  differentiated NELP from all earlier PSC regimes was the grant of marketing freedom to the 
  3. 3. Page 3 of 12    PSC Contractor and allowance of sale of all gas at market determined prices. Is it not strange  that  the    ex‐Cabinet  Secretary,  who  was  part  of  the  approval  process,  had  filed  an  FIR  challenging the terms of the PSC and demanded that KG D6 prices should be fixed not as per  the market but as per the cost of production?  11. NELP bids were only for unexplored areas having either no data or extremely scanty data.  NELP  ended  the  earlier  system  of  auctioning  producing  wells  or  discovered  fields  in  the  possession of OIL or ONGC. It auctioned rank exploration blocks.   12. In  the  first  of  these  auctions,  done  through  a  transparent  &  international  competitive  bidding process, RIL & NIKO won the KG‐D6 exploration block in 2000 on account of it being  the highest bidder.   13. Out of 254 blocks awarded under NELP policy, even though over 110 discoveries have been  made, only 6 are under production. If the total number of discoveries across all regimes is  counted the figure is over 160. Many of these, including those by ONGC and GSPC, made  before or at the same time as RIL’s D1‐D3 discoveries are yet to be brought into production.  So  D1‐D3  fields  will  always  remain  India’s  first  deep  water  production.  It  remains  an  achievement that a country should be celebrating, not denigrating.   RIL’s investments in Oil & Gas sector  14. RIL remains the largest investor under NELP. More so in difficult off shore blocks Contents  RIL (NELP offshore)  NELP offshore^^  RIL %  No. of blocks  37 offshore blocks,  currently holds 6  (also holds 1  onshore, total 7)  134  28  2D seismic (lkm)  82,807  3,42,245  24  3D seismic (sq. km)  99,733  2,18,560  46  Total no. of wells   101 (expl+appraisal),  29 development  259  39  Total investments* ($  Bn)  12.6 Do not have the  number for total  investments in NELP  offshore blocks    No. of discoveries  43  80  54  No. of discoveries in  production  3 3 100  Production   2.279 tcf, 24.384  MMbbls  2.279 tcf, 24.384  MMbbls  100     
  4. 4. Page 4 of 12    ^ till dec’13  *At JV level in NELP offshore blocks (Gross 100%). Includes only exploration ($4.9 Bn), Development ($7.7 Bn).  Does not include OPEX including Royalty paid ($2 Bn)  ^^As per DGH web site    15. RIL currently retains only 7 blocks (of which 6 are offshore) of the 45 blocks awarded under  Pre‐NELP and NELP rounds. It has invested $1.92 bln (approx. ~Rs 12000 at current exchange  rate)  on  the  37  surrendered  blocks  and  is  set  to  surrender  another  2.  Many  blocks  with  discoveries  had  to  be  relinquished  as  they  were  not  viable  to  develop  and  produce  at  current price of $4.2 per MMBtu.  16. D1‐D3  is  the  first  &  only  deep  water  production  in  India  and  remains  amongst  the  most  complex  reservoirs  in  the  world.  Other  discoveries  in  the  same  block  such  as  R  Series,  Satellites & MJ1 are pending development.   17. D1/D3  production  will  vary  but  is  not  expected  to  increase  substantially.  Any  increase  in  production will not come from D1‐D3 but through development of the new discoveries in KG  D6 block. The earliest this could happen is 2017‐18.   Gas Pricing under NELP  18. NELP as per the approved terms of offer had invited International bids on the promise that  Contractors would be allowed to sell crude oil at international prices and gas at arm’s length  market price. Because of these pricing provisions prices cannot be on the basis of cost of  production.   19. In 2003, in response to NTPC tender RIL submitted a bid for supply of gas when imported  LNG was being sold at around $ 3.5/MMBtu. RIL did not renege from this offer. In fact, on  14, Dec 2005, RIL signed and sent a contract to NTPC to supply gas at $ 2.34/MMBtu. NTPC,  however, insisted on the inclusion of open ended uncapped liability conditions and refusing  to  accept  the  offer  and  chose  to  go  into  litigation.  The  matter  is  currently  sub‐judice  in  Bombay High Court.  20.  Meanwhile a proposal to sell gas to RNRL was sent to the Government for approval which  rejected it on the ground that it was not an arms‐length sale. The decision was challenged by  RNRL  but  the  Supreme  Court  upheld  the  Government’s  decision  stating  that  national  resources could not be sold as part of a family arrangement. The Government was entitled  to a fair compensation for the same. In the 2G case again the SC again held that natural  resources should be disposed of through a fair and transparent auction process  21. In 2007, RIL discovered the gas price through a price discovery process as mandated under  the PSC and the recommendations of the Sinha Committee. The price of $ 4.2/MMBtu was  approved  by  an  Empowered  Group  of  Ministers  (EGOM)  which  included  user  ministries  (power, fertilizer & steel). The approval was given for a period of 5 years from the start of  commercial production hence valid up to March 31, 2014.    22. It is noteworthy that the price of $ 4.2/MMBtu was discovered at a time when crude price  was around $ 30/bbl and imported LNG was being sold in India  at around $ 4‐5/MMBtu  23. Subsequently, the administered gas prices (APM prices) of ONGC & OIL were also raised to $  4.2/MMBtu & non‐APM gas of ONGC was priced even higher at $ 5.25/MMBtu.  24. The prices had to be revised now because the prevailing price formula ceases to be valid  w.e.f.  1/4/2014.  A  number  of  discoveries  (~10  TCF  equivalent  to  ~$  150  Billion  of  LNG  imports) were pending review by DGH / MoPNG as they would be uneconomic at $ 4.2 /  MMBtu.  Consequently, at the request of the then Petroleum Minister Sh. Jaipal Reddy, PM 
  5. 5. Page 5 of 12    in  May  2012  constituted  an  expert  panel  under  the  chairmanship  of  Dr  C.  Rangarajan  Chairman, Economic Advisory Council to PM.  25. The  expert  committee  held  wide  consultations  with  all  stakeholders  including  consumers  and  submitted  its  report  in  December  2012.  Its  recommendations  were  considered  by  various ministries before the proposal was approved by CCEA on 27 Jun 2013.  26. Subsequently, certain issues were raised by Ministry of Finance and Parliamentary Standing  Committee on Finance. These were again considered by CCEA in December 2013 and the gas  price formula was approved.  27. The first gas price approved in 2007. The revised prices are effective from 1/4/2014 – a gap  of 7 years.  In last 10 years, the price for other commodities, offshore services, consumer  items, etc. have increased disproportionately compared to the revised gas price. Crude Oil  prices have moved from around $ 30/bbl to over $ 100/bbl and imported LNG from around $  4/MMBtu to over $ 14/MMBtu.     28. The  revised  prices  apply  to  the  entire  domestic  production.  KG‐D6  produces  a  bare  15%  share  of  this  while  PSUs  who  are  the  major  beneficiaries  produce  75%.  After  taking  into  account  RIL  share  in  KG‐D6,  RIL  share  of  production  is  less  than  10%  and  therefore  any  allegation that price increase is for benefiting RIL alone is a huge exaggeration.   29. As per IHS CERA, 27 TCF of discovered gas (equivalent to $ 400 Bn of imported LNG) in the  country is awaiting further investments for development & production. Another, 64 Tcf of  risked recoverable gas resources are Yet to Be Found (YTF) through further exploration.  30. Even after doubling of gas price to $ 8 / MMBTu only 5 TCF of the 27 TCF of discovered gas  resources can be developed.   31. As per CERA, the following gas prices are required for projects to be economically viable:  a. Onshore: $ 6‐8 / MMBTu  b. Shallow water: $ 6‐10 / MMBTu  c. Deepwater: $ 8‐12 / MMBTu  d. Ultra deep water: $ 10‐12 / MMBTu 
  6. 6. Page 6 of 12    32. The revised domestic gas price estimated at $ 8.4 /MMBTu (10 / MMBTu delivered in Delhi)  is still not the market linked price provided for in the PSC and, taken on an energy parity  basis, is far cheaper compared to alternate fuels being sold without Government subsidies.    Different Fuel rates in $/MMBtu.    Fuel   $/MMBTU     Based on   1  Subsidized LPG  12 Rs.450/cyld  2  Non‐Subsidized LPG  33 Rs.1134/cyld  3  CNG (New Delhi)  12 Rs.35/kg  4  CNG (Mumbai)  13  Rs.39/kg  5  Naphtha  24  Rs.66000/ton  6  Diesel (Subsidised)Mumbai  20  Rs.63/ltr  7  Diesel (Subsidised)Delhi  18  Rs.55/ltr  8  Fuel Oil  17  Rs.44000/ton  9  Kerosene (subsidised)  4.5  Rs.15/ltr  10  Spot LNG  19  $19/MMBtu  11  Domestic Natural Gas   8      33. Certain groups of people have the following to say:  a. “Gas  is  country’s  own  resource  so  why  should  we  pay  an  international  price”?  The  price of international gas imported in the country is double that of the revised price of $  8. Meanwhile oil (also a national resource) being produced under similar PSCs and even  the  same  wells  is  given  import  parity  price.  Why  then  should  gas  be  discriminated  against oil? More so when it is known that several tcf of gas cannot be produced at the  existing price. It obviously is common sense that the country should be producing its  own gas at $ 8.4 rather than importing the same gas $ 16.   b. “Humne  inko  Kuen  diye  hain”:  The  GOI  did  not  offer  any  drilled  wells  or  discovered  fields to companies through NELP. KG D6 was offered as a deep water exploration block  with little data and no drilled wells with discoveries. Those who make this claim forget  that the discovered fields in the country were offered under Pre‐NELP e.g. Raava (oil),  and they are all being given international price for oil.  c. RIL will get a benefit of Rs 54,500 crore per year at current dollar rupee rates: The price  increase applies to all domestic gas, of which KG‐D6 produces a bare 15%. The price rise  will  raise  the  revenues  earned  on  country’s  the  entire  gas  production  by  Rs.  26,000  crore. Of this increase Rs 12,000 crore comes back to the Government as royalty, profit  petroleum, taxes, and dividend. The share of RIL and its partners is  only Rs 3000 (not 
  7. 7. Page 7 of 12    54,500) crores, which goes to meeting capital as well as operational costs before it can  be counted as profit.  d. BP  (British  Petroleum)  must  have  seen  high  returns  from  a  known  discovery  at  the  current price of $ 4.2 / MMBtu and thus, it invested about Rs. 33,000 crore for 30 per  cent stake in RIL's KG basin block: Farming in, i.e. taking a participating share in the risks  as well as benefits of a block by other partners is part of the terms of NELP as framed in  1997.  It  is  a  common  industry  practice  under  which  Vedanta  acquired  Cairn  India’s  interests, ONGC brought in BP, BHP and various other companies and farmed into others  in  India  and  abroad  (eg.  Sakhalin,  Imperial,  etc).  BP  invested  not  in  KG‐D6  alone  but  because it found the RIL portfolio of Blocks as well as the PSC terms attractive. Investors  naturally assume that any Government would honour the terms of offer as well as the  PSC.    34. NIKO, RIL’s partner is selling same gas in Bangladesh at $ 2.34 / MMBtu:  NIKO is not selling any KG D6 gas into Bangladesh. It sells gas produced from its on‐land  fields in that country as per a price formula agreed with the Government of Bangladesh as  per  the  terms  of  offer.  The  terms  of  offer  under  NELP  (approved  in  1997)  provided  for  market prices. Apples cannot be compared to oranges:    a. KG‐D6 is a deep water not an on‐land block.   b. Commercial operation of Niko onshore block started in 2000 and was developed in low  oil price era i.e. at very low development capex.   c. NELP dispensed with pre‐negotiated pricing formulas and instead provided for market  prices. The gas price for NIKO Bangladesh field was embedded in the Contract i.e. same  as Raava or PMT block in India. There is no provision of market price in Niko Bangladesh  contract.  As an aside, as per Wood Mac report, Bangladesh’s remaining gas reserves are ~10.51 TCF and  current  production  is  only  6.5  mmscmd.  Bangladesh  is  in  a  situation  of  high  reserves  but  extremely low production because of its unattractive price regime. Does India want to emulate  Bangladesh?    Impact of gas price on other sectors – Power, fertiliser, CGD    35. Increase  in  gas  price  of  KG‐D6  gas  will  not  impact  consumer  price  of  CNG  as  the  gas  is  supplied in accordance with the Gas Utilisation Policy (GUP) under which no gas from KGD6  is being supplied to any City Gas Distribution network including New Delhi.  36. For fertilizer the alternate fuel is mainly imported LNG / naphtha which are priced more than  $ 25 / MMBtu which is three times the revised gas price.  37. Today 5‐8% of the total power capacity is gas based which is contrary to the perception that  the  whole  power  sector  will  collapse  because  of  increase  in  gas  price.  Power  sector  consumption of gas is only 24 MMSCMD and gas supply from KG D6 to power sector is Nil.  38. As per Kotak analysis, in case the current increase in gas prices is allowed to pass through to  the end‐customers, the increase in power tariff is expected to be only about 10 paise / unit. 
  8. 8. Page 8 of 12    39. Deregulation of petrol & diesel prices have been absorbed by the market without creating  any havoc in spite of the fact that 97.2% of transportation sector is diesel, petrol or auto LPG   compared  to  2.8%  natural  gas  based.  Even  at  the  revised  price  natural  gas  supplied  to  consumer is far cheaper than subsidized domestic LPG.      40. What would $ 8 / MMBtu translate to in a 15 kg cooking gas price   First LPG is mixture of Butane (C4 fraction of Hydrocarbon) and Propane (C3). D6 gas is pure  Methane gas (99% Methane i.e. C1 fraction with no higher fractions like C2, C3 or C4, etc.)  and  no  LPG  can  be  extracted  from  D6  gas  as  it  neither  has  propane  or  butane.  For  reference, $ 8 / MMBtu in energy equivalent terms would be Rs.  24 / kg or Rs.  340 for the  household  cylinder  (a  standard  household  cylinder  has  Rs.  14  kgs).  Thus  the  revised  well  head price of $ 8.4 per MMBtu implies a cost of Rs. 340 per 14.2 kg LPG cylinder. Even after  transport  and  overheads  the  delivered  price  comes  to  not  more  that  Rs.  400.  It  may  be  noted that non‐subsidized LPG today is priced at more than Rs. 1100 a cylinder  41. In E&P, on average almost 50 % of price increase flows back to GOI through royalty, profit  petroleum, dividends & taxes (including subsidies). As per Barclays report, based on current  production  levels,  for  every  $  1  /  MMBtu  increase  in  price  Government  will  have  a  net  balance of $ 101 MM after paying fertilizer & north east subsidies. The increased accrual in  government  kitty  will  enable  further  disbursement  towards  infrastructure  and  nation  building. A clear indication of multiplier effect.  42. On  the  contrary,  if  domestic  gas  is  not  offered  market  price,  it  will  result  in  rapid  depreciation of the Indian Rupee  a. There are currently over 110 discoveries but only six are under production as companies  (including ONGC, GSPC etc) do not find it viable to produce them at current prices.   b. Unable  to  produce  at  current  domestic  price  will  only  increasing  import  dependency  leading to expensive imports & adverse impact on Balance of Payments (As per CERA  current gas demand‐supply gap of 45% can balloon to more than 80% by 2025)  The price hike will therefore make more gas available as more discoveries can be produced  reducing  the  need  to  import  gas  at  $  14  to  $  19  per  MMBtu  which  is  not  only  causing  inflation but also resulting in such a rapid depreciation of the Indian Rupee.   
  9. 9. Page 9 of 12    43. Idling of gas based power& fertilizer plants  Not a single power or fertilizer plant has come up in the country on assurance of gas supply  from  KG  D6  block.  All  of  these  came  up  on  the  basis  of  allocation  made  from  gas  to  be  produced  by  ONGC  or  sourced  by  GAIL.  GSPAs  exist  to  show  these  supply  commitments  which  never  materialized  because  of  the  inability  of  ONGC  or  GAIL  to  meet  the  commitments made in these GSPAs. KG D6 gas in fact came as a saviour to these stranded  assets until the production went into decline in 2011. For example a number of plants in  Andhra built on gas allocations from ONGC and GAIL produced their first power using KG D6.  Even Dabhol project was based on LNG and was able to commission 1800 MW using KG D6  gas     44. Cost of production of gas is $ 0.89/MMBtu   45. We are not sure where the $1/MMBtu number has come from. Figure of less than a dollar  being quoted as cost of production of gas from Block KG D6 is factually incorrect. The letter  referred to in the FIR is not about the cost of production but limited to post‐production costs  between the well head and delivery point which at that time (2009‐10) was estimated as $  0.89 per MMBtu for year 2009‐10. The figure was required because royalty was to be paid at  the well head value which value had to be derived by subtracting the post well head cost ($  0.89 per MMBtu) from the approved price of $ 4.2 per MMBtu.  46. Post production cost between the well head and delivery point is only a small component of  the total cost of production. To calculate production cost, in addition to the post production  cost between well head and delivery point (i.e. $ 0.89 per MMBtu), the expenditure incurred  in discovery, appraisal, development production, maintenance will need to be considered;  eg  cost  of  drilling  of  wells,  production  expenditure  including  work‐overs  expenditure,  Exploration & Appraisal cost etc.   47. In addition, RIL and its partner has spent around $ 4 Billion on non‐KGD6 blocks; $ 1.9 billion  on relinquished blocks (failed exploration) and expected to spend another $ 1.8 billion on  other NELP blocks till end of FY2014 where there is still no certainty of recovery. In case  prices are to be fixed on cost of production, this additional cost of $ 7.4 billion will also need  to be reimbursed. (Note: Numbers are based on simple interest and for pre‐tax return of 18  %, with compound interest; $ 7.4 billion will increase to $ 10.4 billion)  48. In any case the cost of production cannot be relevant to the determination of prices because  NELP as framed in 1997 promises investors market price for gas & imported prices for oil to  encourage  exploration.    It  does  not  allow  the  Government  to  fix  prices  on  the  cost  of  production. Doing so is tantamount to violation of the provisions of the PSC and terms of  offer under NELP. Crude oil from the same PSCs is being sold at international prices so how  can the Government not give market price for gas as per the PSC?    Hoarding of gas    49. Hoarding is technically impossible. Any attempt to hold back production in an existing field  immediately  shows  up  in  pressure  anomalies  in  the  affected  wells.  Each  well  is  like  the  release valve of a huge pressure cooker where the oil and gas has literally been cooking for  cooking  for  millions  of  years  ‐  hold  back  gas  in  one  and  the  pressure  difference  is  immediately  apparent  in  the  next.  Simply  put  if  gas  is  being  hoarded  pressure  in  all  producing wells cannot decline uniformly because pressure decline is a sure sign that the  pressure cooker is running out of steam.  
  10. 10. Page 10 of 12    50. Hoarding of gas also does not make any commercial sense. Any delay in production delays  the recovery of costs and subsequent revenues for the contractor. Any prudent operator will  not risk their present cash flows for uncertain future benefits.   51. The decline of production in D1, D3 fields in KGD6 block is due to reservoir complexity &  geological surprises and not due to hoarding. The issue can be easily settled by getting the  existing reserves assessed and certifies through any expert international reserve certification  agency.  52. Reservoir surprises are common in the industry. There are various case examples both in  India & abroad, to name a few ‐ Neelam, Mumbai High redevelopment plans, and Imperial  (in Russia) where reserves and production fell far short of expectation.    Underutilization of facilities  53. Stating that design capacity of 80 mmscmd has been underutilized or RIL has built excess  capacity is a very simplistic statement  a. Any oil and gas development project must be planned and implemented on the basis of  data and information availableat that time. Uncertainty is the hall mark of this business  and  it  is  impossible  to  predict  the  nature  or  behavior  of  a  reservoir  until  well  after  production.   b. For this reason reservoir surprises being common occurrences, a development plan as  per  the  PSC  only  gives  estimates  of  production  and  reserves  which  are  meant  to  be  revised from time to time. These figures being pure estimates, they cannot be termed a  commitment to produce by any stretch of imagination.  c. Even though reserves and reservoir behavior will be uncertain, oil and gas facilities must  be designed for peak production. That is the financial risk the Contractor takes when he  undertakes development. It must be remembered that as per the designed capacity, KG‐ D6 achieved a production of 63 mmscmd before the nature of the reservoir began to  become apparent. .   d. Today,  with  decline  in  production  pressure  the  same  system  has  been  efficiently  handling lesser quantity of gas and bringing it to markets with a safety record that is  matched by only the best projects in the world.   e. The  design  was  appropriate  considering  the  estimates  of  gas  reserves  &  production  profile at that time. In hindsight, people are accusing of overbuilding of capacity. A few  years later similar hindsight will show that the same facilities have been a huge boon in  costs,  leading  to  the  development  of  other  discoveries  (R  Series,  Satellite  etc.).  Had  these facilities not existed, those other discoveries would never have been viable.  f. Notwithstanding the above facts, the Government has chosen to give a notice to the  Contractor  for  failing  to  utilize  the  facilities.  The  grounds  of  the  above  notice  being  highly disputable, the matter is now the subject matter of arbitration.    Gold plating    54. The charges of gold plating are far remote from the harsh realities of the business. Unless  the costs incurred are fraudulent, a cost can never be a profit. For any investor, costs are  incurred upfront whereas future revenues are only notional.  
  11. 11. Page 11 of 12    55. In the D1‐D3 field, the investment costs rose because of increase in reserves as well as 200%  to 300% increase in prices of commodities, goods and services internationally between 2003  and 2006. The CAG audit for the years 2006 to 2008 never even once mentions the word  “gold plating”. It also does not quantify any excess expenditure but only comments on the  procurement processes. The PAC has asked the CAG to quantify so called excess expenditure  upon which the CAG has assured that it will do so during the audit of the following years.  The audit for the years 2008 onward in still ongoing.   56. As  already  explained,  costs  cannot  become  windfalls  unless  the  costs  themselves  are  fraudulent. No such charge has been levied by anyone against RIL to date. On the contrary, a  forensic  audit  has  already  confirmed  that  all  expenses  were  in  fact  incurred  and  corresponding payments made to unrelated third parties.  57. It does not make any sense to deliberately increase costs as it would:  a. impact contractor profit disproportionately– Every $ 1 extra expense reduces $ 0.9 from  contractor profits  b. significantly increase non‐recoverable financing costs due to longer gestation period  c. yield low return on investment and long payback period  58. In  order  to  maximize  value,  the  Contractor  has  to  be  prudent  operator  and  cost  &  time  efficient.  59. In any case all costs are reviewed, approved and the audited by the Government as per the  PSC and costs not found appropriate can always be denied for cost recovery purposes as per  the  procedure  laid  down  in  the  PSC.  The  audit,  which  is  very  much  part  of  the  control  processes envisaged in the PSC, is still ongoing as per the laid down procedure.    RIL  ran  the  UPA  government  for  10  years  and  if  the  NDA  comes  to  power,  RIL  will  run  the  government for another 5 years  60. It is totally absurd and baseless. If RIL had this kind of alleged influence,  how would the  Government:  a. impose  about  $  1.8  billion  cost  recovery  penalty,  delay  the  sanctions  of  future  development and seek bank guarantee for allowing increased gas price for natural gas  output from KG‐D6 block during the last three years.  b. Take  away  the  tax  holiday  promised  under  PSC,  right  when  KG‐D6  gas  came  into  production  c. Take away marketing / pricing freedom from the Contractor promised under the PSC.   – Today RIL  buys  12 mmscmd of LNG at more than $  15  / MMBtu while sells  its D6  production at $ 4 / MMBtu.  d. Introduced new taxes on exploration despite fiscal stability promised under PSC.  61. RIL has never blown its trumpet in terms of employment it has offered, value created for its  stakeholder,  forex  saving  for  the  country,  creating  world  class  benchmarking  in  petrochemicals, contribution in GDP growth and export earningsetc.    RIL contributes extensively to create value for the whole nation  62. RIL’s contribution to upliftment of society and nation building is so enormous and difficult to  quantify. 
  12. 12. Page 12 of 12    63. The basic drive which established RIL as a large empire was driven from the basic principle of  fulfilling the needs of common man ‐ Roti, kapda and makan.    • Employment generation for millions of people – both directly and multi‐fold indirectly  • The culture of equity markets was brought in to nooks and corner of the country by RIL.  Those who had invested in initial years became millionaires. In fact RIL shares helped  them in financing for their children education, marriage etc.   • Kapda – Polyester revolution –  RIL revolutionised the manmade fibre sector and offered  decent, economical and easy to maintain clothing for Aam Aadmi (Common man)  • PET – Provided cheaper but quality packaging material to preserve food and other goods  to common man  • Mobile – Monsoon Hungama….First to give the power of communication and connected  the common man to his family & community  • Silently  contributing  for  welfare  and  upliftment  of  underprivileged,  and  poor  through  various activities of Reliance Foundation's contribution to the society.  • RIL created equity cult which  provided new avenue to small retail investors –Today RIL  has lakhs of shareholders, many of whom have created  for its shareholders    Reliance is being witch hunted for no fault of theirs. Rather it has contributed immensely to the  development of the nation & all its stakeholders.       You be the Judge…!  1. Should we question the credibility of an expert panel headed by Dr Rangarajan?  2. Should  we  continue  paying  exorbitantly  high  prices  for  imports  and  make  LNG  exporting  countries and Indian importers richer?  a. Does it make sense to promote oil exporting countries to sell more oil & gas in India?  b. Do you know it is oil & gas not gold which has the heaviest forex outflow?  c. Do we want to promote the economy of oil & gas exporting countries at the cost of the  people of India?  3. Should we not promote India’s E&P sector to encash the benefit of $ 400 billion equivalent  domestic resources, thereby save money, provide employment & overall growth?  4. Given huge chronic demand‐ supply gap, should we discourage E&P investments in India &  drive  away  investors  to  other  countries,  and  invariably  import  the  same  fuel  at  a  higher  price?  5. Should  RIL  be  blamed  for  increase  in  gas  price  by  the  Government  when  its  share  in  production is less than 10%?  6. Is it not pertinent to move towards energy security?  7. Should we not promote usage of cleaner fuel & save our environment?  8. Is it in interest of the country to compromise energy security by keeping unsustainable low  price for domestic gas?  9. Should India not adopt market based prices for energy to bring efficiency in use and help  demand side management?