Page 1 of 12  

  

Why KG Gas Matters to You 

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 

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 

 

 

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 

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 

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 

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. 

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. 

 

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.  

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.  

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. 

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?