No: --- Dated: Mar, 10 2016

 

In a major policy drive to give a boost to petroleum and hydrocarbon sector, the Government has unveiled a series of initiatives. The Union Cabinet and the Cabinet Committee on Economic Affairs in its meeting today has taken the following decisions –

 

1.     Hydrocarbon Exploration Licensing Policy, HELP:  An innovative Policy for future which provides for a uniform licensing system to cover  all hydrocarbons such as oil, gas, coal bed methane etc. under a single licensing framework.

 

2.     Marketing and Pricing freedom for new gas production from Deepwater, Ultra Deepwater and High Pressure-High Temperature Areas.

 

3.     Policy for grant of extension to the Production Sharing Contracts for small, medium sized and discovered fields

 

  1. Cancellation of the Ratna offshore field award from ESSAR Oil Limited and assigning it to the original licensee, ONGC. .

 

 

Hydrocarbon Exploration Licensing Policy, HELP: Innovative Policy for future   

 

The present policy regime for exploration and production of oil and gas, known as New Exploration Licensing Policy (NELP), been in existence for 18 years. Over the years, various problems and issues have arisen.

 

Presently, there are separate policies and licenses for different hydrocarbons.  There are separate policy regimes for conventional oil and gas, coal-bed methane, shale oil and gas and gas hydrates.  Different fiscal terms are also in force for allocation of acreages for exploration for different hydrocarbons.  In practice, there is overlapping of resources between different contracts. Unconventional hydrocarbons (shale gas and shale oil) were unknown when NELP was framed. This fragmented policy framework leads to inefficiencies in exploiting natural resources. For example, while exploring for one type of hydrocarbon, if a different one is found, it will need separate licensing, adding to cost.

 

The Production Sharing Contracts (PSCs) under NELP are based on the principle of “profit sharing”.  When a contractor discovers oil or gas, he is expected to share with the Government the profit from his venture, as per the percentage given in his bid.  Until a profit is made, no share is given to Government, other than royalties and cesses.  Since the contract requires the profit to be measured, it becomes necessary for the cost to be accounted for and checked by the Government.  To prevent loss of Government revenue, these are requirements for Government approval at various stages to prevent the contractor from exaggerating the cost.  Activities cannot be commenced till the approval is given.  This process of approval of activities and cost gives the Government a lot of discretion and has become a major source of delays and disputes.  Many projects have been delayed for months and years due to disagreement between the Government and the contractor regarding the necessity or lack of necessity for particular items of cost, and the correctness of the cost.

 

Another feature of the current system is that exploration is confined to blocks which have been put on tender by the Government.  There are situations where exploration companies may themselves have information or interest regarding other areas where they may like to pursue exploration.  Currently these opportunities remain untapped, until and unless Government brings them to bidding at some stage.

 

The pricing of gas in the current system has undergone many changes and witnessed considerable litigation.  Currently, the producer price of gas is fixed administratively by the Government.  This has led to loss of revenue, a large number of disputes, arbitrations and court cases.

 

The current policy regime, in fixing royalties, does not distinguish between shallow water fields (where costs and risks are lower) and deep/ultra-deep water fields where risks and costs are much higher.

 

The country currently faces a situation where oil and gas constitutes a major and increasing share of total imports.  Oil production has stagnated while gas production has declined.  There is a need for concerted policy measures to stimulate domestic production.  Keeping in view this objective, the Government has enunciated a new policy regime for exploration licensing, the Hydrocarbon Exploration and Licensing Policy, HELP with the following key features:

 

·        There will be a uniform licensing system which will cover all hydrocarbons, i.e. oil, gas, coal bed methane etc. under a single license and policy framework.

·        Contracts will be based on “biddable revenue sharing”.  Bidders will be required to quote revenue sharein their bids and this will be a key parameter for selecting the winning bid.  They will quote a different share at two levels of revenue called “lower revenue point” and “higher revenue point”.  Revenue share for intermediate points will be calculated by linear interpolation.  The bidder giving the highest net present value of revenue share to the Government, as per transparent methodology, will get the maximum marks under this parameter.

 

·        An Open Acreage Licensing Policy will be implemented whereby a bidder may apply to the Government seeking exploration of any block not already covered by exploration.  The Government will examine the Expression of Interest and justification. If it is suitable for award, Govt. will call for competitive bids after obtaining necessary environmental and other clearances.  This will enable a faster coverage of the available geographical area.

 

·        A concessional royalty regime will be implemented for deep water and ultra-deep water areas.  These areas shall not have any royalty for the first seven years, and thereafter shall have a concessional royalty of 5% (in deep water areas) and 2% (in ultra-deep water areas).

 

·        In shallow water areas, the royalty rates shall be reduced from 10% to 7.5%.

 

·        The contractor will have freedom for pricing and marketing of gas produced in the domestic market on arms length basis.  To safeguard the Government revenue, the Government’s   share of profit will be calculated based on the higher of prevailing international crude price or actual price.

 

The new policy regime marks a generational shift and modernization of the oil and gas exploration policy. It is expected to stimulate new exploration activity for oil, gas and other hydrocarbons and eventually reduce import dependence.  It is also expected to create substantial new job opportunities in the petroleum sector.  The introduction of the concept of revenue sharing is a major step in the direction of “minimum government maximum governance”, as it will not be necessary for the Government to verify the costs incurred by the contractor. Marketing and pricing freedom will further simplify the process.  These will remove the discretion in the hands of the Government, reduce disputes, avoid opportunities for corruption, reduce administrative delays and thus stimulate growth.

 

Marketing and Pricing freedom for new gas production from Deepwater, Ultra Deep water and High Pressure-High Temperature Areas

 

          Imports of hydrocarbons occupy a large share of India’s total imports.  Currently, over three-quarters of the domestic requirement of crude oil and approximately a third of domestic requirement of gas are met through imports.  In terms of macro-economic impact and also in terms of energy security, it is of paramount importance that domestic production of hydrocarbons be increased.

 

Much of the unexploited oil and gas available in India is in areas characterized by deep water/ultra-deep water or high pressure/high temperature.  The Cabinet Committee on Economic Affairs approved a mechanism for pricing of domestically produced natural gason 18.10.2014. Recognizing the need for incentivizing gas production from deep water, ultra deep water and High Pressure-High Temperature (HPHT) areas on account of higher costs and higher risks involved in exploitation of gas from such areas, in principle approval was also given for a premium on the gas price for the gas to be produced from new discoveries from such areas.

 

          Subsequent to the decision of the CCEA, global oil and gas prices have fallen substantially and are currently at the lowest level for over a decade, affecting the attractiveness of the sector to potential investors.  There are a number of discoveries of gas in deep water/ultra- deep water, high pressure/high temperature areas which have not been developed. ONGC and other operators have been requesting a higher price for gas to be produced from such fields, without which they may not be economical to bring to production.  Meanwhile, domestic gas production is showing a declining trend.  It has witnessed a decline of 17% in two years from 40.66 BCM in 2012-13, it fell to 33.65 BCM in 2014-15. With the economy growing at over 7%, demand for petroleum products including gas is increasing.  The sector thus faces a situation of rising demand, falling production and consequently rapid increase in imports. 

 

          In this background, after extensive consultations, it was felt that rather than fixing a premium, it would be more appropriate to provide marketing and pricing freedom to the gas to be produced from the new discoveries as well as existing discoveries which are yet to commence production.  However, in order to protect user industries from market imperfections, this freedom would be accompanied by a price ceiling based on opportunity cost of imported fuels.

 

After a careful consideration of the country’s strategic, economic and environmental interests and interests of both producing and consuming industries, a new policy is being introduced which is balanced. The salient features of the new policy are as follows:

 

·              For all the discoveries in deep water/ultra-deep water/high temperature/ high pressure areas which are yet to commence commercial production as on 1.1.2016 and for all future discoveries in such areas, the producers will be allowed marketing freedom including pricing freedom.

 

·              To protect user industries from any market imperfections, this freedom would be subject to a ceiling price on the basis of landed price of alternative fuels.  To the extent that domestic gas can be produced and sold at a price below import parity price, it will not only benefit the overall economy by boosting employment and GDP and reducing imports, but also benefit the user industry by lowering the average price.

 

·              The ceiling shall be based on publicly available prices of substitute fuels and the method of calculation shall be communicated transparently.

 

·              The ceiling price shall be calculated as, lowest of the (i) Landed price of imported fuel oil (ii) Weighted average import landed price of substitute fuels (namely coal, fuel oil and naphtha) (iii) Landed price of imported LNG. The weighted average import landed price of substitute fuels in (ii) above will be defined as:  0.3 x price of coal + 0.4 x price of fuel oil + 0.3 x price of naphtha.

 

          The Ministry of Petroleum and Natural Gas will notify the periodic revision of gas price ceiling under these guidelines.

 

          In the case of existing discoveries which are yet to commence commercial production as on 1.1.2016, if there is pending arbitration or litigation filed by the contractors directly pertaining to gas pricing covering such fields, this policy guideline shall apply only on the conclusion/withdrawal of such litigation/arbitration and the attendant legal proceedings.

 

          All gas fields currently under production will continue to be governed by the pricing regime which is currently applicable to them.

 

          Production Enhancement:

The decision is expected to improve the viability of some of the discoveries already made in such areas and also would lead to monetization of future discoveries as well. The reserves which are expected to get monetized are of the order of 6.75 tcf or 190 BCM or around 35 mmscmd considering a production profile of 15 years. The associated reserves are valued at 28.35 Billion USD (1,80,000 Crore) The country’s present gas production is around 90 mmscmd. Besides, these there are around 10 discoveries which have been notified and whose potential is yet to be established.

 

There would be substantial employment generated during the development phase of these discoveries and a part of it would continue during the production phase of the block. As an illustration, ONGC has estimated that in the development of discoveries in the block KG-DWN-98/2, there would be deployment of 3850 direct skilled workers.  Besides, these there would be around 20000 persons required during the construction phase.  These personnel will take care of fabrication workshops, marine crew in barges, civil works of onshore terminal etc. 

 

Policy for grant of extension to the Production Sharing Contracts for small, medium sized and discovered fields

 

28 small, medium sized fields discovered by National Oil Companies (ONGC and OIL) were awarded to Private Joint Ventures through Production Sharing Contract (PSC) between 1994-1998 for periods varying from 18 to 25 years.  These Contracts are effective from different points of time.  The earliest of PSCs were signed in the year 1994.  Out of 28 PSCs, two fields in which the duration of the PSC had expired in 2013 had been granted extension up to 2018.  The remaining PSCs would start expiring from 2018.

 

For many of these fields the recoverable reserves are not likely to be produced within the remaining duration of contract.  Further, in certain fields where additional recovery of hydrocarbons can be obtained only through capital intensive Enhanced Oil Recovery/Improved Oil Recovery (EOR/IOR) Projects, the payback period would extend beyond the current duration of the contract.

 

A uniform and transparent policy for extension of the remaining reserves is required to be put in place to enable the contractors to take investment decisions for exploitation of the remaining reserves. It is expected to expedite decision making, enable timely planning by the contractors, and lead to increased oil and gas production.

 

          The following process and guidelines for extension of contracts for small and medium sized discovered fields is being put in place:

 

  1. The contractor should submit the application for extension of Contract at least 2 years in advance of the expiry date, but not more than 6 years in advance. The Director General Hydrocarbons (DGH) will make a recommendation within 6 months of submission of application by the contractor. The Government will take a decision on the request for extension within 3 months of receipt of the proposal from DGH.

 

  1. The Government share of Profit Petroleum during the extended period of contract shall be 10% higher than the share as calculated using the normal PSC provisions in any year during the extended period. For example, if the current profit share, is 10 or 20%, it shall become 20 or 30% respectively.

 

  1. During the extended period of Contract, the royalty and cess shall be payable at prevailing rates and not at concessional rates stipulated in the contracts.

 

  1. The extension of these PSCs would be considered for 10 years both for oil and gas fields or economic life of the Field, whichever is earlier.

 

Production Enhancement:

The policy for PSC extension will lead to production of hydrocarbons beyond the present term of PSC. The reserves which are likely to get monetized during the extended period are of the order of 15.7 MMT of oil and 20.6 MMT of Oil Equivalent of gas. The reserves associated with this field would lead to monetization of reserves worth USD 8.25 Billion (around 53000 Crore). The monetization of these reserves would require an additional investment of USD 3 to 4 Billion.

 

Employment Generation Potential:

The extension of these contracts is expected to bring extra investments in the fields and would generate both direct (related to field operations) and indirect employment (related to service industry associated with these fields). 

The extension of contracts would also envisage that the present employment levels in these fields are maintained for a longer period of time.

Presently, medium sized fields are employing around 300 personnel for field operations while for small sized fields this would be around 40 to 60 persons.

The investments in these fields may also lead to construction and laying of facilities which would employ several unskilled labourers, over and above the skilled labourers.

Transparency and Minimum Government and Maximum Governance:

With a view to enable the E&P companies to take investment decisions for exploitation of the remaining reserves this extension policy has been approved so as to grant extensions in a fair and transparent manner.

 

The policy aims at bringing out clear terms of extension so that the resources can be expeditiously exploited in the interest of energy security of the country and improving the investment climate.

 

Ratna Field

 

The Ratna Offshore Field, located south-west of Mumbai, was discovered in 1971 by ONGC.  The field was tendered out and tentatively awarded to ESSAR Oil Ltd. in 1996.  Ever since then due to a number of administrative and legal uncertainties, which were raised and examined at various times,the contract was never finalized.  As this field has remained without exploitation for over 20 years since its initial tendering, the Government has now decided that it will be assigned to ONGC on nomination basis. This will enable this long pending and proven oil reserve to come into production, and create new employment.

 

पेट्रोलियम और हाइड्रोकार्बन क्षेत्र को बढ़ावा देने वाले प्रमुख नीतिगत कदम 
 

      पेट्रोलियम और हाइड्रोकार्बन क्षेत्र को बढ़ावा देने के लिए एक प्रमुख नीतिगत कार्यक्रम में सरकार ने पहलों की एक श्रृंखला का अनावरण किया है। केंद्रीय मंत्रिमंडल और आर्थिक मामलों की मंत्रिमंडलीय समिति की बैठक में आज निम्नलिखित निर्णय लिए गए-

·         हाइड्रोकार्बन उत्‍खनन एवं लाइसेंसिंग नीति (हेल्‍प) को कैबिनेट की स्‍वीकृति।  

·         उच्च दबाब-उच्च तापमान, गहरे पानी तथा बेहद गहरे पानी क्षेत्रों में खोजों से उत्पादित गैस के लिए मूल्य निर्धारण स्वतंत्रता समेत विपणन पर फैसला। 

·         सरकार द्वारा निजी संयुक्त  उद्यमों को दिए गए छोटे-मझोले आकार के तेल क्षेत्रों एवं खोजे गए तेल क्षेत्रों के उत्पा दन साझा अनुबंधों के विस्तार की नीति मंजूर।

·         रत्न एवं आर-सीरिज फील्ड्स का अनुबंध।

 

हाइड्रोकार्बन उत्‍खनन एवं लाइसेंसिंग नीति (हेल्‍प) को कैबिनेट की स्‍वीकृति

 

प्रधानमंत्री श्री नरेन्‍द्र मोदी की अध्‍यक्षता में केंद्रीय मंत्रिमंडल (कैबिनेट) ने हाइड्रोकार्बन उत्‍खनन एवं लाइसेंसिंग नीति (हेल्‍प) को अपनी मंजूरी दे दी है।

 

इस नीति की मुख्‍य बातें निम्‍नलिखित हैं:

 

        I.            हाइड्रोकार्बन के सभी स्‍वरूपों के उत्‍खनन एवं उत्‍पादन के लिए एकसमान लाइसेंस

 

      II.            खुली रकबा नीति

 

    III.            राजस्‍व भागीदारी वाले मॉडल के संचालन में आसानी

 

iv. उत्‍पादित कच्‍चे तेल और प्राकृतिक गैस के लिए विपणन व मूल्‍य निर्धारण संबंधी आजादी उपर्युक्‍त निर्णय से तेल एवं गैस का घरेलू उत्‍पादन बढ़ेगा, इस क्षेत्र में व्‍यापक निवेश आएगा और बड़ी संख्‍या में रोजगार अवसर सृजित होंगे। इस नीति का उद्देश्‍य पारदर्शिता बढ़ाना और प्रशासकीय विवेकाधिकार में कमी लाना भी है।

 

एकसमान लाइसेंस से ठेकेदार के लिए एकल लाइसेंस के तहत परंपरागत के साथ-साथ गैर परंपरागत तेल एवं गैस संसाधनों का भी उत्‍खनन करना संभव हो जाएगा, जिनमें सीबीएम, शेल गैस/तेल, टाइट गैस और गैस हाइड्रेट्स भी शामिल हैं। खुली रकबा नीति की अवधारणा से ईएंडपी कंपनियों के लिए नामित क्षेत्र से ब्‍लॉकों का चयन करना संभव हो जाएगा।

 

निवेश गुणज और लागत वसूली/उत्‍पादन संबंधी भुगतान पर आधारित उत्‍पादन हिस्‍सेदारी वाली मौजूदा राजकोषीय प्रणाली का स्‍थान राजस्‍व हिस्‍सेदारी वाला ऐसा मॉडल लेगा, जिसका संचालन करना आसान होगा। पूर्ववर्ती अनुबंध मुनाफे में हिस्‍सेदारी वाली अवधारणा पर आधारित थे, जिसके तहत लागत की वसूली के बाद सरकार और ठेकेदार के बीच मुनाफे की हिस्‍सेदारी तय की जाती है। मुनाफा हिस्‍सेदारी वाली विधि के तहत सरकार के लिए निजी सहभागियों के लागत संबंधी ब्‍यौरे की जांच करना आवश्‍यक हो गया था, जिससे काफी देरी होने लगी और अनेक विवाद भी उभर कर सामने आए। नई व्‍यवस्‍था के तहत सरकार का इससे कोई वास्‍ता नहीं रहेगा कि कितनी लागत आई है। इतना ही नहीं, सरकार को तेल, गैस इत्‍यादि की बिक्री से प्राप्‍त सकल राजस्‍व का एक हिस्‍सा प्राप्‍त होगा। यह ‘कारोबार में सुगमता लाने’ की सरकारी नीति के अनुरूप है।

 

अपतटीय क्षेत्रों में उत्‍खनन एवं उत्‍पादन में निहित बेहद जोखिम और लागत को ध्‍यान में रखते हुए एनईएलपी से जुड़ी रॉयल्‍टी दरों की तुलना में इन क्षेत्रों के लिए अपेक्षाकृत कम रॉयल्‍टी दरें तय की गई हैं, ताकि उत्‍खनन एवं उत्‍पादन को बढ़ावा दिया जा सके। रॉयल्‍टी दरों की एक वर्गीकृत प्रणाली शुरू की गई है, जिसके तहत रॉयल्‍टी दरें उथले पानी में उत्‍खनन के लिए ज्‍यादा तय की गई हैं, जबकि गहरे पानी एवं अत्‍यंत गहरे पानी में उत्‍खनन के लिए अपेक्षकृत कम तय की गई हैं। इसके साथ ही अंदरूनी (ऑनलैंड) क्षेत्रों के लिए रॉयल्‍टी दर को अपरिवर्तित रखा गया है, ताकि राज्‍य सरकारों को मिलने वाला राजस्‍व प्रभावित न हो। एनईएलपी की तर्ज पर ही नई नीति के तहत भी अनुबंध पर दिए जाने वाले ब्लॉकों पर उपकर और आयात शुल्‍क नहीं लगाए जाएंगे। इन ब्‍लॉकों में उत्‍पादित होने वाले कच्‍चे तेल और प्राकृतिक गैस के लिए विपणन संबंधी आजादी भी इस नीति में दी गई है। यह ‘न्‍यूनतम सरकार- अधिकतम शासन’ से जुड़ी सरकारी नीति के ही अनुरूप है।

 

उच्च दबाब-उच्च तापमानगहरे पानी तथा बेहद गहरे पानी क्षेत्रों में खोजों से उत्पादित गैस के लिए मूल्य निर्धारण स्वतंत्रता समेत विपणन पर फैसला

 

आर्थिक मामलों पर केंद्रीय मंत्रिमंडल ने आज उच्च दबाब-उच्च तापमान, गहरे पानी तथा बेहद गहरे पानी क्षेत्रों में खोजों से उत्पादित गैस के लिए मूल्य निर्धारण स्वतंत्रता समेत विपणन मंजूर करने के एक प्रस्ताव को मंजूरी दे दी। मंजूरी दी गई विपणन स्वतंत्रता पर एक अधिकतम मूल्य सीमा लगाई जाएगी जिस पर फैसला वैकल्पिक ईधनों के आयातित समेत कुल मूल्य के आधार पर किया जाएगा।

 

नीति दिशा-निर्देश भविष्य की खोजों के साथ-साथ वर्तमान खोजों पर भी लागू होंगे जिनका व्यावसायिक उत्पादन 01-01-2016 तक प्रारंभ नहीं हो सका है। बहरहाल, ऐसी वर्तमान खोजों, जिनका व्यावसायिक उत्पादन 01-01-2016 तक प्रारंभ नहीं हो सका है, से संबंधित गैस मूल्य निर्धारण से प्रत्यक्ष रूप से जुड़े ठेकेदारों द्वारा दायर किया गया कोई मुकदमा लंबित है तो यह नीति दिशा-निर्देश ऐसे मुकदमों के समापन/ वापस लिये जाने तथा कानूनी प्रक्रियाओं की समाप्ति के बाद ही लागू होंगे। वर्तमान में उत्पादन के तहत सभी गैस क्षेत्र उसी मूल्य निर्धारण व्यवस्था से शासित होंगे जो वर्तमान में उन पर लागू हैं।

 

इस फैसले से ऐसे क्षेत्रों में पहले ही खोजे जा चुके तेल क्षेत्रों की व्यवहार्यता के बेहतर होने की उम्मीद है तथा साथ ही ये भविष्य की खोजों के मुद्रीकरण में भी सहायक होंगे। इससे ठेकेदारों द्वारा इस क्षेत्र में उल्लेखनीय मात्रा में निवेश किये जाने की उम्मीद है। इन खोजों के विकास चरण के दौरान भारी संख्या में रोजगार सृजन होगा और उसका कुछ हिस्सा उत्पादन के दौरान भी जारी रहेगा।

 

सरकार द्वारा निजी संयुक्त  उद्यमों को दिए गए छोटे-मझोले आकार के तेल क्षेत्रों एवं खोजे गए तेल क्षेत्रों के उत्पा दन साझा अनुबंधों के विस्तार की नीति मंजूर

 

आर्थिक मामलों की कैबिनेट समिति  (सीसीईए) ने छोटे एवं मझोले आकार के खोजे गए तेल क्षेत्रों से संबंधित उत्‍पादन हिस्‍सेदारी अनुबंधों (पीएससी) के विस्‍तारीकरण की नी‍ति को अपनी मंजूरी दे दी है। इस विस्‍तारीकरण नीति का संबंध 28 क्षेत्रों (फील्‍ड) से है। इनमें से 27 क्षेत्रों (छोटे एवं मझोले आकार के क्षेत्र) के अनुबंध वर्ष 1991 से वर्ष 1993 के बीच बोलियों के दो दौर के अंतर्गत दिए गए थे, जबकि एक क्षेत्र (पीवाई-3) के लिए बोली खोजे गए क्षेत्र के रूप में अलग से लगाई गई थी। इनमें से ज्‍यादातर क्षेत्रों में प्राप्‍य भंडार के संबंधित पीएससी की शेष अनुबंधित अवधि के अंदर हासिल होने की संभावना नहीं है। यही नहीं, उन विशेष क्षेत्रों में पूंजी प्रेरित बढ़ाई गई तेल रिकवरी/ बेहतर तेल रिकवरी (ईओआर/आईओआर) परियोजनाओं के माध्‍यम से हाइड्रोकार्बन की अतिरिक्‍त खोज की जा सकती है। मुनाफे की अवधि अनुबंध की चालू अवधि से अधिक होगी।

       

अनुबंध की विस्‍तारित अवधि में छोटे तथा मझोले तेल क्षेत्रों के लिए लाभ में सरकार का हिस्‍सा 10 प्रतिशत अधिक होगा। यह वृद्धि विस्‍तारित अवधि के दौरान किसी वर्ष में सामान्‍य अनुबंध प्रावधानों के इस्‍तेमाल से की गई गणना से अधिक है। अनुबंध की विस्‍तारित अ‍वधि में उस समय की रॉयल्‍टी तथा उप-कर दरों पर भुगतान किया जाएगा। सभी अनुबंधकों को अपने हिस्‍से के अनुसार रॉयल्‍टी और उप-कर देने होंगे। इससे इन ब्‍लॉकों में वर्तमान रियायती व्‍यवस्‍था की तुलना में अतिरिक्‍त रॉयल्‍टी तथा उप-कर से सरकारी राजस्‍व में 2890 करोड़ रुपये आएंगे।

  

वित्‍तीय शर्तों के अतिरिक्‍त नीति में विस्‍तार मंजूरी के लिए पूर्व आवश्‍यकता संबंधी विस्‍तृत दिशा-निर्देश,अनुरोध मूल्‍यांकन का निर्धा‍रण, अनुरोध पर विचार करने की समय-सीमा, विस्‍तार की अवधि, पंचाट का स्‍थान आदि के बारे में व्‍यापक दिशा-निर्देश दिए गए हैं।

 

उत्‍पादन वृद्धि 

 

पीएससी विस्‍तार की नीति से हाइड्रोकार्बन का उत्‍पादन अधिक होगा। विस्‍तारित अवधि के दौरान मुद्रीकृत होने वाला भंडार 15.7एनएमटी तेल का तथा 20.6 एनएमटी गैस के बराबर तेल का है। इस क्षेत्र से जुड़े भंडारों से 8.25 बिलियन डॉलर (लगभग 53 हजार करोड़ रुपये) का मुद्रीकरण होगा। इन भंडारों के मुद्रीकरण के लिए 3 से 4 बिलियन डॉलर के निवेश की आवश्‍यकता होगी।

 

 रोजगार सृजन क्षमता

·         इन अनुबंधों के विस्‍तार से तेल क्षेत्र में अतिरिक्‍त निवेश आएगा और इससे प्रत्‍यक्ष (क्षेत्र संचालन संबंधी) तथा अप्रत्‍यक्ष (इन क्षेत्रों से जुड़े सेवा उद्योग) रोजगार सृजन होगा।

·         अनुबंधों का विस्‍तार इस बात को ध्‍यान में रखते हुए होगा कि इन क्षेत्रों में वर्तमान रोजगार स्‍तर अधिक समय तक बना रहे। अभी मझोले आकार के क्षेत्रों में क्षेत्र संचालन के लिए 300 कर्मी और छोटे आकार के क्षेत्रों में 40 से 60 लोग काम कर रहे हैं।

·         इन क्षेत्रों में निवेश से निर्माण गतिविधि और सुविधाएं बढ़ेंगी। कुशल श्रमिकों के अतिरिक्‍त अनेक अकुशल श्रमिकों को रोजगार मिलेगा।

पारदर्शिता तथा न्‍यूनतम सरकार और अधिकतम शासन

·         ई तथा पी कंपनियों को शेष भंडारों के दोहन के विषय में निवेश निर्णय लेने में मदद के लिए विस्‍तार नीति मंजूर की गई है ताकि निष्‍पक्ष और पारदर्शी तरीके से विस्‍तार मंजूरी हो।

·         नीति में विस्‍तार की स्‍पष्‍ट शर्तें दी गई हैं ताकि देश की ऊर्जा सुरक्षा हित में तेजी से संसाधनों का उपयोग किया जा सके और निवेश के माहौल में सुधार लाया जा सके।

 

 

रत्न एवं आर-सीरिज फील्ड्स का अनुबंध

 

प्रधानमंत्री श्री नरेन्‍द्र मोदी की अध्‍यक्षता में आर्थिक मामलों पर केंद्रीय मंत्रिमंडल ने आज मेसर्स एस्सार ऑयल लिमिटेड एवं मेसर्स ऑयल पैसिफिक यूके लिमिटेड के महासंघ के पक्ष में 12-03-1996 को रत्न एवं आर-सीरिज के मझोले आकार के खोजे गए तेल क्षेत्रों के लिए जारी अनुबंध पत्र को रद्द करने को मंजूरी दे दी एवं रत्न एवं आर-सीरिज फील्ड्स को वापस ओएनजीसी को लौटा देने का फैसला किया।

 

इन तेल क्षेत्रों को आर्थिक उदारीकरण के बाद 1992-93 के दौरान सरकार द्वारा घोषित तेल क्षेत्र खोज नीति के तहत प्रदान किये जाने की योजना बनाई गई थी। ऐसी परिकल्पना की गई थी कि उत्पादन साझा अनुबंध (पीएससी) पर हस्ताक्षर करने के द्वारा निजी क्षेत्र/ संयुक्त क्षेत्र विकास के जरिये इन तेल क्षेत्रों का विकास ऐसी परियोजनाओं से देश में अतिरिक्त मूल्य का सृजन करने में सहायक होगा। बहरहाल, इन क्षेत्रों से संबंधित पीएससी पर कई वजहों से पिछले 2 दशकों के दौरान हस्ताक्षर नहीं हो पाया और समग्र नीति लक्ष्य को अर्जित करने में रत्न एवं आर-सीरिज का लक्षित योगदान अर्जित नहीं किया जा सका।

 

सरकार ने महसूस किया कि 20 वर्षों से भी अधिक समय के अंतराल के कारण 12-03-1996 को जारी अनुबंध पत्र के समय की व्याप्त स्थितियों एवं शर्तों में उल्लेखनीय बदलाव आ गए हैं।

 

इन तेल क्षेत्रों से कच्चे तेल एवं प्राकृतिक गैस उत्पादन पर लगने वाले वैधानिक लेवी के लिहाज से सरकार के लिए भारी वित्तीय आवश्यकता पर विचार करते हुए एवं इन तेल क्षेत्रों के त्वरित विकास द्वारा घरेलू हाइड्रोकार्बन उत्पादन बढ़ाने के समग्र उद्देश्यों के साथ सरकार ने फैसला किया कि इन तेल क्षेत्रों को उनके मूल लाइसेंसी ओएनजीसी को वापस लौटा दिया जाए। उल्लेखनीय है कि ओएनजीसी ने प्रारंभ में इन तेल क्षेत्रों को विकास किया था, उसने इसका संचालन किया तथा इन तेल क्षेत्रों से 1994 तक उत्पादन प्राप्त किया था।

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