2009 KULBRINTE:Omslag - Nanoq

naalakkersuisut.gl

2009 KULBRINTE:Omslag - Nanoq

Efterforskning og udnyttelse

af olie og gas i Grønland

Strategi for licenspolitikken 2009


Kulbrintestrategi 2009

(Efterforskning og udnyttelse af olie og gas i Grønland)

Nr. 6 af Råstofdirektoratets løbende publikationer

Udgivet december 2009

Trykt maj 2010©

ISBN 978-87-91864-13-1

Grønlands Selvstyre

Råstofdirektoratet

Tel +299 34 68 00

Fax +299 32 43 02

bmp@nanoq.gl

Imaneq 29

Postboks 930

3900 Nuuk

Kalaallit Nunaat

Grønland


Indholdsfortegnelse

Kulbrintestrategi 2009 3

1. Indledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2. Råstofordningen og selvstyreprocessen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

3. Status på licenspolitikken for olie og gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1 Udbudsrunder indtil 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.1 2002 og 2004 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.2 Disko Vest-udbudsrunden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.3 Licenser i Åben Dør-området . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3.2 Samlet status på licenstildelingen i Grønland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

4. Strategi for licenspolitikken i de kommende år . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

4.1 KANUMAS-projektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.2 Olie- og gaspotentialet i KANUMAS-områderne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.2.1 Nye estimater for olie- og gasforekomster offshore Nordøstgrønland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.2.2 Nye estimater for olie- og gasforekomster offshore Nordvestgrønland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

4.3 Industriens interesser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

4.4 Isforhold og andre fysiske rammer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

4.4.1 Isforholdene i KANUMAS Vest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

4.4.2 Isforholdene i KANUMAS Øst . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

4.5 Miljø- og naturforhold . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

4.5.1 Generelt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

4.5.2 Miljøbeskrivelse for KANUMAS Vest og KANUMAS Øst . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

4.5.3 Vurdering af miljøpåvirkningen ud fra mulige aktiviteter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

4.5.4 Oliespild . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

4.5.5 Miljøregulering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

4.5.6 HSE-regulering og prækvalifikation af operatører . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

4.6 Valg af udbudsområder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4.7 Teknologiske muligheder i udbudsområderne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

5. Økonomiske rammer og vilkår . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

5.1 Skatte- og afgiftsmodeller anvendt i udbudsrunderne 2002, 2004 samt 2006/2007 . . . . . . . . . . . . . 37

5.2 Sammenligning af Government Take i Grønland og andre lande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

5.3 Konklusion vedrørende landesammenligningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

5.4 Mulige nye modeller for skatter, afgifter og offentlig deltagelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.4.1 Offentlig deltagelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.4.2 Royalty . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.4.3 Konklusion på modelberegningerne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

6. Øvrige vilkår for tildeling af licenser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

7. Andre områder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

7.1 Området mellem 63°N – 67°N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

7.2 Åben Dør-områderne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

7.3 Onshore Disko–Nuussuaq–Svartenhuk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Noter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50


4

Grønlands placering i det nordlige Atlanterhav


1. Indledning

Der er bred politisk enighed i Grønland om at arbejde

for at udvikle råstofsektoren til et bærende erhverv,

som bidrager positivt til den økonomiske udvikling og

til skabelsen af nye arbejdspladser. Målsætningen er

et væsentligt element i den langsigtede økonomiske

politik, som har til hensigt at understøtte udviklingen

af alternative erhvervssektorer til fiskeriet, blandt

andet med henblik på at mindske den nuværende

meget store afhængighed af det årlige bloktilskud fra

Danmark.

Udviklingen af kulbrintesektoren skal ske på en måde,

så det er til størst mulig gavn for det grønlandske

samfund. Samfundet skal sikres en rimelig andel af

overskuddet ved udvinding, ligesom der skal sikres

lokal indsigt og viden om aktiviteterne, blandt andet

med henblik på at sikre, at lokal arbejdskraft og

lokale virksomheder anvendes i størst muligt omfang.

Det er en klar politisk forudsætning for alle olie- og

gasaktiviteter, at disse gennemføres sikkerheds- og

miljømæssigt forsvarligt. Det arktiske miljø er sårbart,

og det grønlandske erhvervsgrundlag og den

grønlandske kultur er i stor udstrækning knyttet til

naturen og miljøet.

Det er således med sigte på øget beskæftigelse og

indtjening, at kulbrinteaktiviteterne skal fremmes.

En forudsætning for, at der kan gøres fund, som kan

udnyttes kommercielt og dermed understøtte øget

beskæftigelse og indtjening, er, at efterforskningsaktiviteten

til stadighed er tilstrækkelig høj.

Som følge af det høje omkostningsniveau for efterforskning

i Grønland er det af stor betydning, at olieindustrien

varetager en væsentlig del af de samlede

efterforskningsaktiviteter. Det er således et væsentligt

strategisk mål at gøre industrien interesseret i at

investere i olieefterforskning i Grønland. Det er i den

forbindelse vigtigt, at myndighederne offentliggør

klare målsætninger med hensyn til hvordan, hvornår

og på hvilke vilkår, der agtes udbudt efterforskningsog

udnyttelsestilladelser i Grønland.

Der pågår en løbende intens konkurrence mellem en

række lande verden over om at tiltrække olieselskabernes

opmærksomhed. Af den grund er det af afgørende

betydning, at der som minimum kan fremvises:

a) geologiske data og undersøgelser, der sandsynlig-

Kulbrintestrategi 2009 5

gør tilstedeværelsen af kommercielle kulbrinteforekomster

i undergrunden, b) konkurrencedygtige tilladelsesvilkår,

c) stabile rammebetingelser og d) en

effektiv myndighedsbehandling.

I nærværende forslag til strategi for den fremtidige

olie- og gasefterforskning i Grønland tages der afsæt

i behovet for en langsigtet fastholdelse af den industriinteresse,

som det er lykkedes at opbygge inden

for de seneste år.

Inden for de seneste år har Grønland oplevet en hidtil

uset international interesse for råstofpotentialet i

den grønlandske undergrund. Resultatet af olieudbudsrunden

i havområdet ud for Disko-Nuussuaq kan

være af afgørende betydning for Grønlands fremtid.

Nogle af verdens største olieselskaber er tildelt efterforsknings-

og udnyttelseslicenser i grønlandsk farvand.

Selskaber som ExxonMobil, Chevron, Husky

Energy, Cairn Energy, EnCana, DONG Energy og PA

Resources planlægger i de kommende år at investere

milliarder i udviklingen af det grønlandske oliepotentiale.

Den internationale finansielle/økonomiske krise har

indtil videre ikke indebåret noget væsentligt fald i

olieselskabernes langsigtede interesse for det grønlandske

oliepotentiale. Tværtimod har de såkaldte

KANUMAS-selskaber (Exxon, Statoil, BP, Japan National

Oil Corporation (nu JOGMEC), Texaco, Shell, NUNAOIL)

f.eks. udvist en meget betydelig interesse i at få

udmøntet deres præferencestilling i havområdet ud

for Nordøst- og Nordvestgrønland. Der er tale om langsigtede

satsninger, hvor selskabernes tidshorisont for

igangsættelse af en egentlig produktion formentlig

ligger ganske mange år ude i fremtiden. Der er således

også tale om strategier som ikke på kort sigt svinger

med spotpriserne på olie og gas, men har til hensigt at

sikre olieselskaberne et langsigtet reservegrundlag.

Efterforskningsaktiviteter på olieområdet er karakteriseret

ved betydelige investeringer og ikke mindst

betydelige efterforskningsrisici. Et centralt element i

den kulbrintestrategi, som blev iværksat med

”Kulbrintestrategi 2003” og videreført i ”Samfundsmæssige

aspekter af efterforskning og udnyttelse af

olie og gas i Grønland” fra 2005, er derfor, at der til

stadighed fastholdes et højt efterforskningsniveau i

flere forskellige regioner i Grønland.


6

1. Indledning

Årsagen hertil er, at der må forventes varierende grader

af efterforskningssucces i de forskellige regioner

af Grønland. Det er således ikke på forhånd muligt at

forudsige, hvilken region som først vil føre til det

ønskede gennembrud i olieaktiviteterne. Det kan

således ikke forventes, at alle de nuværende licensområder

(Sydgrønland – det centrale Vestgrønland –

Disko-Nuussuaq-regionen) fører til kommercielle

fund.

I forlængelse af den succesfulde udbudsrunde i Disko-

Nuussuaq regionen i havet ud for Vestgrønland, er der

gennem de seneste par år gennemført et omfattende

modningsarbejde af Grønlands nordvestlige og nordøstlige

havområder, dvs. Baffin Bugten ud for

Nordvestgrønland og Grønlandshavet ud for Nordøstgrønland

– eller som områderne betegnes i oliebranchen:

KANUMAS-områderne.

Der er:

• i samarbejde mellem Råstofdirektoratet, Danmarks

Miljøundersøgelser (DMU) og Grønlands Naturinstitut

(GN) gennemført en omfattende strategisk miljøvurdering

af havområderne ud for Nordvest- og

Nordøstgrønland,

• i samarbejde mellem Råstofdirektoratet og De

Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og

Grønland (GEUS) i disse år udført en omfattende

analyse og vurdering af alle geo-data af Baffin Bugtregionen,

• i samarbejde mellem Råstofdirektoratet, Danmarks

Meteorologiske Institut (DMI) og Danmarks Tekniske

Universitet (DTU) udført omfattende undersøgelser

af ændringer i regionens isforhold,

• i samarbejde med det internationalt anerkendte IHS

Energy gennemført en vurdering af konkurrencedygtige

modeller for skatter og afgifter på olieområdet i

Grønland sammenlignet med en række andre lande,

• af USGS, U.S. Geological Survey, gennemført en

opdateret vurdering af olie- og gaspotentialet i

havet ud for Nordvest- og Nordøstgrønland.

Disse forhold har ført til en betydelig langsigtet interesse

i olieindustrien samt i den seismiske industri for

igangsættelse af efterforskningsaktiviteter i disse

områder. Internationale olieselskaber og seismiske

selskaber har således gennemført omfattende

dataindsamling og forundersøgelser i KANUMASområderne

i de seneste par år.

Samtidig er der gennemført en dialog mellem

Råstofdirektoratet og de såkaldte KANUMAS-selskaber

(nogle af verdens førende olieselskaber), om hvordan

den såkaldte præferencestilling, som disse selskaber

har til deltagelse i en første olieudbudsrunde i

disse områder, kan udmøntes.

Dette strategipapir fokuserer således primært på

videreførelse af licenspolitikken til også at dække de

nordlige områder af de grønlandske farvande.

Strategien omfatter dog også en vurdering af udviklingen

i havet ud for Sydvestgrønland (Labrador

Havet) og i det centrale Vestgrønland (havområdet

mellem 63°N og 67°N) samt andre områder.


2. Råstofordningen og

selvstyreloven

Med ikrafttrædelse af lov om Grønlands Selvstyre den

21. juni 2009, blev der givet Selvstyret mulighed for

selv at beslutte overtagelse af en lang række sagsområder,

herunder råstofområdet og arbejdsmiljøområdet.

Med den nye selvstyreordning tilfalder alle indtægter

fra råstofaktiviteter i Grønland Selvstyret, herunder

indtægter hos såvel grønlandske som danske myndigheder

i form af licenser, beskatning, ejerandele etc.

I selvstyreordningen indgår følgende hovedelementer

i de økonomiske relationer mellem Grønland og

Danmark:

• Statens bloktilskud fortsætter uændret på 2007niveau,

dvs. 3.202,1 mio. kr. årligt, reguleret med

pris- og lønudviklingen.

• Grønland finansierer selv de sagsområder, der overtages.

• Indtægter fra råstofaktiviteter i Grønland tilfalder

Grønlands Selvstyre.

• Statens tilskud reduceres med et beløb svarende til

halvdelen af indtægterne fra råstofudvinding, som

årligt ligger ud over 75 mio. kr.

Når statens tilskud til Grønland er reduceret til

nul kroner, indledes der forhandlinger mellem

Naalakkersuisut og Den danske regering. I forhandlingerne

indgår spørgsmålet om fordeling af indtægter

fra råstofudvinding i den grønlandske undergrund.

For at selvstyret skal kunne få et reelt indhold var det

derfor af største betydning, at råstofområdet som det

første sagsområder overgik til Grønlands Selvstyre.

Den 1. januar 2010 trådte inatsisartutlov nr. 7 af 7.

december 2009 om mineralske råstoffer og aktiviteter

af betydning herfor (råstofloven) i kraft og

erstattede den gældende danske lov om mineralske

råstoffer i Grønland, jf. lovbekendtgørelse nr. 368 af

18. juni 1998.

Kulbrintestrategi 2009 7

Råstofloven fastsætter grundlaget og rammerne for

den fremtidige regulering af mineralske råstoffer

samt aktiviteter, der har betydning herfor. Loven foreskriver

at disse aktiviteter skal udøves i overensstemmelse

med den bedste internationale praksis for udførelse

og regulering af sådanne aktiviteter og alene må

ske efter tilladelse meddelt af Naalakkersuisut.

Råstofloven viderefører princippet om en samlet integreret

myndighedsbehandling på råstofområdet, hvor

især miljømæssige, tekniske, sikkerhedsmæssige,

socio-økonomiske og ressourcemæssige hensyn indgår

i en helhed i vurderingen af en råstofaktivitet.

Forvaltningen af råstofområdet udøves således på

grundlag af en samlet og koordineret stillingtagen til

alle relevante forhold og hensyn vedrørende mineralske

råstoffer, råstofaktiviteter, anvendelse af undergrunden

og tilknyttede energiaktiviteter. Herunder

henhører også myndighedsbehandling af regnskabsmæssige

og økonomiske spørgsmål blandt andet ved

opgørelse af indtægter fra råstofaktiviteter i forbindelse

med opgørelse af de økonomiske relationer mellem

Selvstyret og Staten under selvstyreordningen.

Sagsområdet sundhed og sikkerhed for offshorearbejde

er også omfattet af råstofloven, hvorved det

politiske og administrative ansvar for de sikkerhedsmæssige

forhold for offshore aktiviteter er overtaget

fra Staten og samlet under Naalakkersuisut.


8

2. Råtofordningen og selvstyreprocessen


3. Status på licenspolitikken

for olie og gas

3.1

Udbudsrunder indtil 2009

3.1.1 2002 og 2004

I 2002 gennemførtes en udbudsrunde i havet ud for

Vestgrønland omfattende området mellem breddegraderne

63°N og 67°N. Udbudsrunden ledte til, at det

canadiske olieselskab EnCana Corporation, med

NUNAOIL A/S som båret partner, fik tildelt en efterforsknings-

og udnyttelsestilladelse for kulbrinter i

Grønland, kaldet Atammik. Se figur 1.

Der blev efterfølgende gennemført en udbudsrunde i

havet ud for Vestgrønland i 2004, omfattende fire

udbudsområder, hver indeholdende mindst 2-3 store

strukturer med mulighed for kulbrinter.

Udbudsrunden i 2004 resulterede i en ny efterforsknings-

og udnyttelsestilladelse for kulbrinter i

Grønland til det canadiske olieselskab EnCana

Corporation og NUNAOIL A/S, kaldet Lady Franklin.

Det tildelte område på 2.897 kvadratkilometer ligger i

et havområde ca. 250 km vest for Nuuk i Vestgrønland.

EnCana Corporation havde i 2007 succes med at ”outfarme”

en andel af deres ’Atammik’ og ’Lady Franklin’

efterforsknings- og udnyttelsestilladelser offshore

Vestgrønland til selskaberne Capricorn Atammik

Limited og Capricorn Lady Franklin Limited, som

begge er datterselskaber af Cairn Energy PLC.

3.1.2 Disko Vest-udbudsrunden

Første fase af Disko Vest-udbudsrunden 2006 for

havområdet mellem 67°N og 71°N ud for Disko-

Nuussuaq i Vestgrønland førte i 2007 til underskrivelse

af 4 efterforsknings- og udnyttelsestilladelser

inden for kulbrinter til olieselskaberne ExxonMobil,

Chevron, Husky Energy, DONG Energy og NUNAOIL

A/S.

Anden fase af Disko Vest-udbudsrunden blev formelt

åbnet den 1. august 2007.

Figur 1.

Udbudsrundeområderne i 2002 og 2004.

Kulbrintestrategi 2009 9

EnCana & NUNAOILs nye

tilladelsesområde tildelt i 2005

Tilladelsesområde nr. 1 fra

Udbudsrunden i 2004

EnCana & NUNAOILs

tilladelsesområde tildelt i 2002

Efterforskningsboring

På åbningsdagen af anden fase af udbudsrunden modtog

Råstofdirektoratet en ansøgning fra selskabet

Capricorn/Cairn Energy PLC om tildeling af en efterforsknings-

og udnyttelsestilladelse til Blok 1 og

Blok 3. Se figur 2.

I september 2007 modtog Råstofdirektoratet en

ansøgning fra det svenske olieselskab PA Resources,

som resulterede i en tildeling af en efterforskningsog

udnyttelsestilladelse til Blok 8.

Resultatet af Disko Vest-udbudsrunden var således en

overvældende succes. Der er nu tildelt 7 licensblokke,

som dækker et samlet areal på ca. 82.000 km 2 – eller

et område som rundt regnet svarer til 2 gange

Danmarks størrelse.


10

3.1 Udbudsrunder indtil 2009

De tildelte tilladelser indeholder en efterforskningsperiode

på 10 år, som for alle tilladelser er opdelt i tre

delperioder. Rettighedshavere skal inden udgangen af

1. delperiode enten påtage sig at udføre arbejdsforpligtelserne

for 2. delperiode eller tilbagelevere tilladelsen.

Forpligtelserne i 2. delperiode vil typisk

omfatte én boring samt indsamling af yderligere data.

Figur 2.

Blokinddelingen i Disko-Nussuaq-regionen:

ExxonMobil (USA), Chevron (USA), DONG Energy (DK) og NUNAOIL A/S (GL);

Husky (CAN), ExxonMobil (USA) og NUNAOIL A/S (GL);

Capricorn/Cairn Energy PLC (UK) og NUNAOIL A/S (GL);

Husky (CAN) og NUNAOIL A/S (GL);

PA Resources (SE) og NUNAOIL A/S (GL).

Tilsvarende skal rettighedshavere inden udgangen af

2. delperiode enten påtage sig at udføre arbejdsforpligtelserne

for 3. delperiode eller tilbagelevere

efterforskningstilladelsen.

Der er i sommeren 2008 gennemført et meget omfattende

efterforskningsprogram i Disko Vest-området,

hvor der blev indsamlet ca. 20.000 km 2D-seismik,

samt betydelige mængder aerogravimetriske og

-magnetiske data samt andre geofysiske data. Første

delperiode vil være afsluttet efter 3 eller 4 år. Inden

da skal selskaberne beslutte, om de skal fortsætte ind

i næste delperiode, hvor en efterforskningsboring

typisk er krævet.

Det er vurderingen, at der er tale om en særdeles vellykket

udbudsrunde, der - ud over at have ført til

mange nye efterforskningsforpligtelser - også har

ført til øget international fokus på kulbrintepotentialet

i Grønlands undergrund.


3.1.3 Licenser i Åben Dør-området

Åben Dør-områderne omfattede indtil 2008 havområdet

ud for Sydvestgrønland mellem 60°N og 63°N

samt Jameson Land i Østgrønland (se figur 3). Åben

Dør-områderne er karakteriseret ved at have en lav

datadækning og er derfor forbundet med en høj efterforskningsrisiko.

Ydermere er havområdet ud for

Sydvestgrønland forbundet med vanskelige operative

forhold i forbindelse med relativt store havdybder og

pakis.

Områderne er omfattet af en særlig procedure, hvor

der kan ansøges om tilladelse til kulbrinteefterforskning

året rundt og hvor ansøgninger behandles i den

rækkefølge de modtages. Tilladelserne er hver opdelt

i 3 delperioder med tilhørende arbejdsprogram. Der

gælder for Åben Dør-tilladelser, at rettighedshaverne

forpligter sig til at udføre aktiviteter i henhold til

arbejdsprogrammet, hvis de vælger at fortsætte

deres efterforskning ind i den følgende delperiode.

Alternativt skal rettighedshaverne tilbagelevere

efterforskningstilladelsen.

Råstofdirektoratet har mærket en stigende interesse

for hele havområdet syd for 63°N. Det blev derfor i

december 2007 indstillet til fællesrådet, at det nuværende

Åben Dør-område udvides til også at omfatte

havområdet syd for 60°N (se figur 3). Fællesrådet og

efterfølgende regering og landsstyre godkendte

denne indstilling. Der er i 2008 modtaget to ansøgninger

til licensblokke syd for 60°N fra Capricorn/Cairn

Energy PLC, som fik tildelt to licenser i november

2008 med NUNAOIL A/S som båret partner i efterforskningsfasen.

Kulbrintestrategi 2009 11

Figur 3.

Åben Dør i havområdet ud for Sydgrønland. Det ternede havområde

udgør hele det nuværende Åben Dør-område i Sydgrønland efter

udvidelsen. Den lyse del af dette udgør den omtalte udvidelse.


12

3.2 Samlet status på licenstildelingen i Grønland

3.2

Samlet status på licenstildelingen

i Grønland

I løbet af 2007 og 2008 er antallet af efterforskningsog

udnyttelsestilladelser steget fra 2 til 13 og er dermed

mere end seksdoblet. Det samlede areal af olielicenserne

er i samme periode steget fra 6.882 km 2 t il -

ca. 130.000 km 2, og er således nu omtrent 17 gange

større.


4. Strategi for licenspolitikken i de

kommende år

I 2006 igangsatte myndighederne planlægningen af

olielicenspolitikken for havområderne ud for Nordøstog

Nordvestgrønland. Der har været stor international

fokus på disse såkaldte KANUMAS-områder bl.a. som

følge af, at USGS har estimeret et meget betydeligt

olie- og gaspotentiale i disse regioner.

Interessen for Nordøst- og Nordvestgrønland har ført

til indsamlingen af store mængder kommerciel seismik

samt aeromagnetiske og -gravimetriske data i

2007 og 2008. Ligeledes har olieindustrien foretaget

havbundsprøveindsamlinger i havet ud for både

Nordøst- og Nordvestgrønland.

I de følgende afsnit redegøres således for olie- og

gaspotentialet i KANUMAS-områderne, industriens

interesser, is-, miljø- og naturforhold, valg af udbudsområder,

teknologiske muligheder i KANUMAS-områderne

samt forslag til økonomiske vilkår for olieaktiviteter

i områderne.

Figur 4.

KANUMAS-områderne.

Kulbrintestrategi 2009 13


14

4.1 KANUMAS-projektet

4.1

KANUMAS-projektet

KANUMAS-projektet blev iværksat i slutningen af

1989 som en langsigtet satsning med henblik på at

fremme olieaktiviteter i områderne.

KANUMAS-projektet var et regionalt seismisk undersøgelsesprojekt

i havområder i Nordvest- og

Nordøstgrønland, som blev udført af en gruppe bestående

af Exxon, Statoil, BP, Japan National Oil

Corporation (JNOC), Texaco, Shell og NUNAOIL.

KANUMAS-tilladelsen var en forundersøgelsestilladelse

og indeholdt således ikke en eneret for rettighedshaverne.

Alligevel indeholdt tilladelsen betydelige

efterforskningsforpligtelser, hvilket må ses i sammenhæng

med, at der til tilladelsen er knyttet en særlig

præferencestilling for KANUMAS-selskaberne.

Denne præferencestilling gælder i relation til senere

udbudsrunder i Nordøst- og Nordvestgrønland. De

særlige vilkår for KANUMAS-områderne indbefatter:

• En procedure for indhentning af udtalelser og synspunkter

fra gruppens selskaber forud for og i forbindelse

med planlægning af udbudsrunder for de områder

i henholdsvis Nordvest- og Nordøstgrønland,

hvor der gennem KANUMAS-projektet er indsamlet

seimiske data.

• Rettigheder (præferencestilling) for de enkelte

KANUMAS-selskaber til at deltage i en særlig nærmere

specificeret prærunde forud for første

udbudsrunde i Nordvest- og Nordøstgrønland.

• At NUNAOIL A/S på vegne af gruppen er forpligtet til

at opbevare, vedligeholde og markedsføre gruppens

seismiske data, der er fortrolige indtil 1 år efter

afslutningen af den første almindelige udbudsrunde.

KANUMAS-gruppens forundersøgelsestilladelse er

ophørt, men gruppens rettigheder og forpligtelser er

fortsat gældende, herunder præferencestillingen i de

områder, hvor der gennem projektet er indsamlet seismiske

data.

Naalakkersuisut har nu indgået en aftale med KANU-

MAS-selskaberne om hvordan den såkaldte præferencestilling

skal udmøntes. Hovedelementer i den nye

aftale er, at der i forlængelse af en omfattende strategisk

miljøvurdering omfattende havområderne ud for

Nordøst- og Nordvestgrønland gennemføres en

udbudsrunde i Baffin Bugten i 2010 og en udbudsrunde

i to faser i havet ud for Nordøstgrønland i 2012 og

2013.

4.2

Olie- og gaspotentialet i

KANUMAS-områderne

4.2.1 Nye estimater for olie- og gasforekomster

offshore Nordøstgrønland

USGS har i august 2007 færdiggjort et nyt estimat for

de gennemsnitlige uopdagede kulbrinteressourcer i

havet ud for Nordøstgrønland.

Gennemsnitsskønnet (mean) for olie og gas i regionen

fra 70°N – 82°N er opgjort til 9 milliarder tønder olie,

86 billioner kubikfod naturgas samt 8 milliarder tønder

flydende naturgas svarende til i alt 31,4 milliarder

tønder olieækvivalenter. Estimatet er baseret på eksisterende

seismiske og andre geofysiske data ud for

Østgrønland men er pga. den meget begrænsede datatæthed

og endnu begrænsede viden behæftet med en

vis usikkerhed.

Desuden er estimatet baseret på de kulbrinteressourcer,

det vurderes muligt at udvinde med eksisterende

teknikker. Af disse beregninger fremgår det, at ca.

85% af kulbrinteressourcerne findes i Danmarkshavn

Bassinet.

USGS’ seneste vurdering er inddelt i 5 enheder: North

Danmarkshavn Salt Basin AU, South Danmarkshavn

Basin AU, North East Greenland Volcanic Province AU,

Thetis Basin AU, Liverpool Land Basin AU (Figur 5).


Figur 5.

Området omfattet af USGS’ seneste vurdering i Østgrønland,

Kilde: United States Geological Survey.

4.2.2 Nye estimater for olie- og gasforekomster

offshore Nordvestgrønland

USGS har i maj 2008 færdiggjort et nyt estimat af

uopdagede olie- og gasressourcer i undergrunden i

havet mellem Vestgrønland og Østcanada.

Vurderingen omfatter udelukkende havområderne

nord for polarcirklen (se figur 6).

USGS’ seneste vurdering er inddelt i 5 enheder:

AU-1 Eurekan structures AU,

AU-2 Northwest Greenland Rifted Margin AU,

AU-3 Northeast Canada Rifted Margin AU,

AU-4 Baffin Bay AU,

AU-5 Greater Ungava Fault Zone AU.

Kulbrintestrategi 2009 15

Figur 6.

Området omfattet af USGS’ seneste

vurdering i Vestgrønland,

Kilde: United States Geological Survey.

Estimatet er baseret på eksisterende geofysiske data

(eksempelvis seismik) og resultater fra et mindre

antal boringer ud for både Vestgrønland og Canada, og

er pga. den begrænsede datatæthed behæftet med en

vis usikkerhed. Gennemsnitsskønnet (mean) for olie

og gas i regionen er opgjort til 7,3 milliarder tønder

olie, 51,8 billioner kubikfod gas og 1,2 milliarder tønder

flydende gas, svarende til i alt godt 18 milliarder

tønder olieækvivalenter.

Der er ikke foretaget en statistisk vurdering af områderne

syd for polarcirklen. På grønlandsk side vidner

den igangværende efterforskning i de 6 eksisterende

tilladelsesområder, at olieselskaberne tror på en

mulig tilstedeværelse af olie- og gasforekomster i

dette sydvestlige område.


16

4.3 Industriens interesser

4.3

Industriens interesser

Det positive resultat af olieudbudsrunden i havområdet

ud for Disko-Nuussuaq vidner om en langsigtet

interesse fra olieselskaber samt fra den seismiske

industri. En omfattende dataindsamling har således

fundet sted de seneste par år, ikke blot i Disko-

Nuussuaq-regionen, men også i KANUMAS-områderne.

Interessen for Nordøst- og Nordvestgrønland har ført

til indsamlingen af store mængder kommerciel seismik

samt aeromagnetiske og -gravimetriske data i

2007 og 2008. I 2008 blev der i Baffin Bugten ud for

Nordvestgrønland gennemført seismiske undersøgelser

og taget havbundsprøver over perioden juli til

november. Offshore Nordøstgrønland blev der i juli

måned 2008 foretaget stratigrafiske kerneboringer.

Borekernerne fra 9 huller er taget på ca. 200 m vanddybde

og alle med en kernelængde på under 100 m.

Kerneprøverne er en vigtig del i det videre tolkningsarbejde

for forståelse af de seismiske profiler fra

området.

Aktiviteterne i områderne viser, at undersøgelser kan

foretages 5 til 8 måneder årligt uden de helt store

vanskeligheder med is og vejr. Klimaforandringer forventes

at påvirke og formodentlig have en positiv

effekt på den fremtidige råstofefterforskning, jf.

nedenstående afsnit om isforhold.

Klimaforandringerne gælder for alle dele af det arktiske

område, som oplever et opsving i olie- og gasaktiviteter.

Det gælder områderne nord for Rusland,

Alaska, Nordnorge (Barentshavet) m.fl. Senest har

Island annonceret udbud af olietilladelser i området

syd for Jan Mayen. Der vil blive udbudt omkring

100 licenser i januar 2009 i et område, som dækker

40.000 km 2 af havområdet nordøst for Island og syd

for de norske Jan Mayen Øer.

Samtlige lande omkring det arktiske hav positionerer

sig således i øjeblikket med henblik på at tiltrække

olieselskabernes investeringer rettet mod fund af nye

oliereserver. Denne opblomstring af interessen baserer

sig bl.a. på den betydelige igangværende afsmeltning

i dette område.

En konkret indikator for industriinteressen i havet ud

for Nordøst- og Nordvestgrønland er det betydelige

salg af kommercielle seismiske data og andre geofysiske

data fra den seismiske industri m.fl. til olieindustrien,

som foregår i øjeblikket. Selskaberne fastholder

såvel en kort- som langsigtet interesse i KANU-

MAS-områderne, som ikke baseres på kortsigtede

niveauer for oliepriserne.


4.4

Isforhold og andre fysiske

rammer

Klimaforandringerne, som vi ser dem i dag med

opvarmning og afsmeltning af havisen omkring

Grønland og Det Arktiske Ocean, afsmeltning af den

grønlandske indlandsis og optøning af permafrosten

til følge, er alle faktorer, som forventes at påvirke

råstofområdet.

Klimaforandringerne vil formodentlig have en positiv

effekt på den fremtidige råstofefterforskning, både

på land og i havområderne. Højere temperaturer og

dermed længere feltsæsoner, kortere vintre, en længere

sæson med åbent vand, mindre isdække og færre

isbjerge er alle faktorer, der i høj grad vil øge mulighederne

for, at selskaber kan undersøge mulighederne

for råstofforekomster i Grønland.

Råtofdirektoratet har i samarbejde med Institut for

Rumforskning og -teknologi (DTU Space) og DMI gennemført

omfattende nye undersøgelser af isforholdene

i KANUMAS-områderne. Desuden er udviklingen i

isforholdene i Det Arktiske Ocean og betydningen

heraf for KANUMAS-områderne blevet vurderet.

Denne del af vurderingen er i høj grad baseret på de

undersøgelser, som løbende gennemføres af en række

internationale forskningsinstitutioner, herunder ikke

mindst National Snow and Ice Data Center, Boulder,

Colorado.

Kulbrintestrategi 2009 17

4.4.1 Isforholdene i KANUMAS Vest

Isforholdene i havet ud for Nordvestgrønland kan i

relation til olieindustrien opdeles i spørgsmål vedrørende

henholdsvis isbjerge og havis.

Isbjerge

For så vidt angår isbjergene stammer disse fra gletchere

fra Diskobugten samt mere nordligt placerede

gletchere. Der blev allerede forud for Disko Vestudbudsrunden

lavet omfattende undersøgelser af

isbjergenes tæthed, drivmønstre osv. i såvel Disko-

Nuussuaq-regionen som længere mod nord i KANU-

MAS Vest-området. Disse undersøgelser er opdateret

med nye feltundersøgelser i 2008 foretaget af DMI og

DTU.

Som det fremgår af figur 7 driver isbjergene mod nord

og nordvest, hvorefter de driver ned langs den canadiske

østkyst. Oliefelterne ud for Newfoundland opereres

i dag i et havmiljø, som i vid udstrækning minder

om Disko Vest- og KANUMAS Vest-områderne for så

vidt angår isbjerge. Selv om isbjerge er en betydelig

operativ udfordring i området, er håndtering af disse

et forhold, som en række selskaber i dag har betydelig

operativ erfaring med fra sammenlignelige områder.

Havis

Observationer viser, at der stort set kun eksisterer

første-års havis i KANUMAS Vest-området, og at havistykkelsen

i gennemsnit ligger på 80-100 cm. Havisforholdene

i KANUMAS Vest er dermed ganske sammenlignelige

med forholdene i Disko Vest-området,

som ligeledes er undersøgt af DMI og DTU.

Når man sammenligner gennemsnittet af antallet af

isfrie dage for perioden 1978-2008 med data fra

perioden 2000-2008 (figur 8) fremgår det, at antallet

af isfrie dage er øget i havet ud for Nordvestgrønland.

Forøgelsen i antallet af isfrie dage er størst i Disko

Vest-området, hvor antallet er øget med 1 til 2 måneder

(i visse sektorer endda mere) i de forskellige delsektorer.

Længere mod nord er forlængelsen af den

isfrie periode indtil videre på 1 – 3 uger.


18

4.4 Isforhold og andre fysiske rammer

Figur 7.

Isbjergenes drivmønstre mod nord og nordvest. Billedet til højre viser

Isfjorden ved Ilulissat i Diskobugten. Det ses, at en stor del af isbjergene

opløses i vand inden de når ud i det åbne hav, således at tætheden af

isbjergene er langt større i den indre bugt end i det åbne hav.

Figur 8.

Nedenstående figurer viser gennemsnittet af antallet af isfrie dage i

hhv. 1978-2008 og 2000-2008.

1978-2008 2000-2008


Sammenfattende kan det konkluderes, at isforholdene

i KANUMAS Vest langt hen ad vejen kan sammenlignes

med forholdene i den nordlige del af Disko Vestområdet.

Antallet af isfrie dage i blok 1 i Disko Vestudbudsrundeområdet

er således på niveau med det

nordlige KANUMAS Vest-område. Industriinteressen

for de to områder målt på køb af seismiske data og lignende

er da også ganske sammenlignelig.

Figur 9.

Polarhavstrømmes betydning for

havis i Nordøstgrønland.

Kulbrintestrategi 2009 19

4.4.2 Isforholdene i KANUMAS Øst

En væsentlig parameter for udviklingen i isforholdene

i Nordøstgrønland er udvikling af isforholdene i Det

Arktiske Ocean. Hovedparten af den flerårsis, som kan

observeres i havet ud for Nordøstgrønland, stammer

fra polarhavet. Isafsmeltningen i Det Arktiske Ocean

er af afgørende betydning for issituationen ud for

Nordøstgrønland, idet hovedparten af flerårsisen i

Nordøstgrønland stammer fra Det Arktiske Ocean,

hvor det føres ned gennem Fram Strædet via den

transpolare strøm.

Som det fremgår af nedenstående figur 10 var isudbredelsen

i Det Arktiske Ocean i september 2007 på

sit laveste niveau nogensinde i de 34 år hvor der er

gennemført satellitobservationer af havisen i dette

område. Den røde linie viser den gennemsnitlige isudbredelse

i september måned i årene 2002-2006. Den

orange linie viser den gennemsnitlige isudbredelse i

september måned i årene 1979-1983.

Figur 10.

Isudbredelsen i Det Arktiske Ocean.


20

4.4 Isforhold og andre fysiske rammer

Figur 11.

Oversigt over den gennemsnitlige havisudbredelse i polarhavet.

Gennemsnitlig havisudbredelse

1979 til 2000: 7,04 millioner km2 National Snow and Ice Center, USA oplyser, at hvis

skibs- og flyobservationer medtages i sammenligningen,

er isudbredelsen i Det Arktiske Ocean siden

1950’erne faldet med 50 %. Faldet i september

måneds isudbredelse udgør ca. 10 % pr. tiår eller

28.000 km 2 pr. år.

Havisen ud for Nordøstgrønland er karakteriseret ved

en begyndende reduktion i såvel udbredelsen som i

tykkelsen. Effekten fra den meget betydelige afsmeltning

i Det Arktiske Ocean længere mod nord vil for

alvor slå igennem i dette område om nogle år, såfremt

den østlige havisgrænse i Det Arktiske Ocean fortsætter

sin nuværende bevægelse mod sydvest. I så

fald vil havisen komme uden for den transpolare havstrøms

rækkevidde. Det er den transpolare havstrøm,

som i dag fører havis fra Det Arktiske Ocean ned gennem

Fram Strædet og videre til havet ud for

Nordøstgrønland.

5,57 millioner km2 i

september 2005

September 2008 var

havisudbredelsen 4,5 millioner km2 Observationerne fra DTU Space Center’s feltundersøgelser

i havet ud for Nordøstgrønland i sommeren

2008 viser desuden, at den gennemsnitlige istykkelse

i området nu kun udgør 180 cm. Konklusionen fra

undersøgelserne foretaget af DTU og National Snow

and Ice Data Center, USA kan sammenfattes til følgende:

• Havisen i Det Arktiske Ocean reduceres hurtigt i

disse år, både for så vidt angår koncentration som

tykkelse.

• Andelen af flerårsis er aftagende, det vil sige at den

tilbageværende havis i højere grad består af tyndere

førsteårsis.

• KANUMAS-området ud for Nordøstgrønland påvirkes

og vil blive yderligere påvirket af udviklingen i

Det Arktiske Ocean, idet reduktion af havis i Det

Arktiske Ocean direkte fører til reduktion af havisen

i KANUMAS-området ud for Nordøstgrønland.


4.5

Miljø- og naturforhold

4.5.1 Generelt

Sideløbende med de geologiske og økonomiske vurderinger

har Råstofdirektoratet iværksat en strategisk

miljøvurdering (SEIA) af regionen med det formål at

sikre, at eventuelle kulbrinteaktiviteter kan gennemføres

på et miljømæssigt bæredygtigt grundlag.

SEIA’en er udført af Danmarks Miljøundersøgelser

(DMU) og Grønlands Naturinstitut (GN). SEIA’en er

opdelt i to delrapporter som geografisk omhandler

hvert sit område, KANUMAS Vest og KANUMAS Øst.

4.5.2 Miljøbeskrivelse for KANUMAS Vest og

KANUMAS Øst

De to KANUMAS-områder er beliggende i den arktiske

zone, og viser de for denne zone karakteristiske biologiske

træk: Forholdsvis lav biodiversitet, korte fødekæder,

og områder med meget høje koncentrationer af

organismer.

KANUMAS Vest

KANUMAS Vest vurderes som et vigtigt område i biologisk/økologisk

forstand. Primærproduktionen om

foråret er visse steder høj. Der er dyresamfund på

havbunden, ligesom der er store forekomster af både

fugle og havpattedyr. Blandt fuglene er der arter som

polarlomvie, edderfugl, ride, havterne og lunde. Blandt

havpattedyrene findes isbjørn, hvalros, narhval, hvidhval

og grønlandshval.

Et væsentligt biologisk område er det store polynia,

Nordvandet, beliggende mellem Qaanaaq-området og

Ellesmere Island. Dette er et isfrit havområde på et

ellers isdækket hav om vinteren. Primærproduktionen

starter her meget tidligere end i de omkringliggende

isdækkede områder. Dette medfører koncentrationer

af havpattedyr og fugle, som bl.a. har gjort det muligt

for mennesker at etablere sig permanent i området.

Hellefisk og rejer udnyttes kommercielt i den sydlige

del af vurderingsområdet og fangst og fiskeri til lokalt

brug er vigtige aktiviteter langs de beboede kyster.

Kulbrintestrategi 2009 21

KANUMAS Øst

KANUMAS Øst vurderes ligeledes til i lokale områder

at være vigtigt i biologisk/økologisk forstand.

Primærproduktionen om foråret er visse steder høj,

der er rige dyresamfund på havbunden ligesom der er

forekomster af både fugle og havpattedyr. Blandt fuglene

er der arter som polarlomvie og ismåge. Blandt

havpattedyrene er der isbjørn, hvalros, narhval og

grønlandshval.

Væsentlige biologiske områder i det marine miljø er

også her polynierne. De tre store er Nordøstvandet ud

for Nordøstrundingen, farvandet ud for Wollaston

Forland og mundingen af Scoresby Sund. Der er tillige

flere mindre polynier fordelt langs kysten.

Vurderingsområdets store ynglekolonier af havfugle

ligger alle ved polynierne og det er her mange af indlandets

vandfugle samles inden isen forsvinder fra

søer og kær. Områdets hvalrosser overvintrer i polynierne,

og i denne sammenhæng er Nordøstvandet vigtigt.

Hellefisk udnyttes kommercielt i den sydlige del af

KANUMAS Øst-området og fangst og fiskeri til lokalt

brug er vigtige aktiviteter for beboerne i

Ittoqqortoormiut og for de fangere fra Tasiilaq, der

tager på fangst mod nord.


22

4.5 Miljø- og naturforhold

4.5.3 Vurdering af miljøpåvirkningen ud fra

mulige aktiviteter

SEIA’en vurderer mulige påvirkninger på miljøet ud fra

de typer af kulbrinteaktiviteter, som forventes at

finde sted i en hel livscyklus af kulbrinteaktiviteter fra

efterforskning, udbygning, produktion til nedlukning

og moniteringsfasen.

Aktiviteter i efterforskningsfasen

Efterforskningsaktiviteter er midlertidige, de varer

typisk nogle år og vil for det meste være spredt ud

over de tildelte licensområder. De udføres desuden

kun i den isfrie periode, dvs. om sommeren og efteråret,

formentlig i perioden juli til oktober. Hvis der

ikke lokaliseres olie, der kan udnyttes, ophører aktiviteterne

helt. Findes der olie, vil aktiviteterne overgå

til udvikling og udnyttelse af oliefeltet (se nedenfor).

De væsentligste påvirkninger fra efterforskningsaktiviteter

vil blive forstyrrelser fra støjende aktiviteter

(f.eks. seismiske undersøgelser, boring i havbunden og

helikopterflyvning). Der forventes kun relativt svage,

midlertidige og lokalt forekommende påvirkninger,

idet mere alvorlige påvirkninger kan undgås med forebyggende

tiltag, som f.eks. ved at undgå aktiviteter i

særligt følsomme områder eller perioder.

For KANUMAS Vest betyder forekomsten af blandt

andet hvidhval, narhval, grønlandshval, hvalros og

remmesæl, at dyrene i vinterperioden er følsomme

over for støjende aktiviteter, men efterforskningsaktiviteter

forventes ikke at finde sted i de perioder,

hvor de fleste af disse arter er til stede. Narhvaler har

dog et vigtigt sommerområde i Melville Bugt, og der er

tillige vigtige trækruter for både nar- og hvidhvaler

gennem Melville Bugt og langs kysten af Qaasuitsup

Kommunea, som benyttes endnu inden vinteren sætter

en stopper for olieaktiviteter.

Intensive seismiske undersøgelser kan formentlig få

hellefisk til at søge væk fra områderne (både KANU-

MAS Vest og KANUMAS Øst) i en kort periode, og sker

det i vigtige fiskeområder vil undersøgelserne også

kunne påvirke fiskeriet negativt. Men undersøgelser

viser, at denne påvirkning er midlertidig. Gydeområder

betragtes generelt som særligt følsomme over for

seismiske undersøgelser, men hellefisk gyder ikke i

vurderingsområdet, og dette problem er derfor ikke

aktuelt.

Seismiske undersøgelser forventes ikke at påvirke

rejebestandene eller deres fordeling i området.

Der er en risiko for at havpattedyr vil søge bort fra vigtige

fødesøgningsområder og trækruter pga. forstyrrelserne

fra seismiske undersøgelser. Det forventes

dog, at påvirkningen vil være midlertidig (varighed på

uger til måneder), fordi aktiviteten ophører.

Det er påvist, at trykbølgen fra de luftkanoner, der

benyttes ved seismiske undersøgelser, kun kan slå

fiskeæg og -larver ihjel i en afstand af maks. 5 meter.

Det konkluderes derfor, at seismiske undersøgelser

ikke giver anledning til risiko for væsentlige påvirkninger

af fiskebestandene.

En efterforskningsboring giver også anledning til støjende

aktiviteter. Både selve boringen, men også

maskineri og skruer, der holder en flydende platform

på plads frembringer kraftig støj (havet er næsten

overalt for dybt til at man kan bruge borerigge, der

står på bunden). Denne kan skræmme havpattedyr

og særligt hvaler angives at være følsomme. Der er

derfor risiko for, at særligt narhvaler, hvidhvaler,

grønlandshvaler og hvalros kan blive bortskræmt fra

vigtige opholdsområder.


I KANUMAS Vest er risikoen dog lille for hvidhval,

grønlandshval og hvalros, da deres tidsmæssige overlap

med en prøveboring bliver begrænset til en kort

periode i det sene efterår.

For begge områder gælder, at der er en risiko for midlertidig

bortskræmning af fin-, våge- og pukkelhval i

sommermånederne. Dette kan tænkes at påvirke

fangstmulighederne i den periode aktiviteterne står

på.

Ved en boring dannes der typisk ca. 450 m 3 borespåner

og der bruges ca. 2.000 m 3 boremudder. Begge

dele udledes som regel, efter rensning af spånerne, til

havbunden. Dette påvirker bundfaunen i nærområdet.

Påvirkningerne var særligt tydelige da man brugte

oliebaseret boremudder, som i dag er afløst af miljøvenlige

vandbaserede typer.

Det er vanskeligt at vurdere virkninger af udledning af

boremudder og -spåner i KANUMAS Vest-området,

fordi den foreliggende viden om bunddyrsamfundene

er meget begrænset. Men det forventes at udledningerne

fra en enkelt efterforskningsboring kun vil give

minimale påvirkninger, hvis de mest miljøvenlige typer

af boremudder benyttes. Påvirkninger kan undgås ved

at undlade at udlede boremudder og -spåner, men i

stedet bringe det i land eller pumpe det tilbage i borehullet

ved endt boring.

Kulbrintestrategi 2009 23

Udvikling og produktion

I modsætning til efterforskningsfasen er aktiviteterne

under udvikling af et oliefelt og produktion af olie

eller gas af lang varighed (årtier), og flere af aktiviteterne

har potentiale til at forårsage alvorlige miljøpåvirkninger.

Disse påvirkninger kan i høj grad forebygges

gennem nøje planlægning og anvendelse af anerkendte

”Health, Safety and Environment” (HSE) procedurer,

brug af ”Best Available Technique” (BAT) og

”Best Environmental Practice” (BEP).

Potentielle miljøproblemer ved produktionsvand kan

undgås ved at pumpe vandet tilbage i oliebrønden,

sådan som den norske ”zero-discharge”-politik foreskriver

for Barentshavet.

Energiforbruget ved udvikling og produktion er meget

stort, og anlægget af et stort oliefelt i Grønland kan,

hvis det ikke reguleres, bidrage meget væsentligt til

Grønlands samlede udledning af drivhusgasser. Denne

påvirkning kan dog imødegås ved at stille krav om

reinjektion af CO 2 i undergrunden.

Ved placering af installationer i land, skal deres landskabelige

påvirkninger vurderes og minimeres, idet de

bl.a. kan medvirke til at reducere et områdes værdi

som turistmål.

Fiskeriet i de områder, hvor der vil forekomme udvikling

og produktion vil blive begrænset omkring installationer

på havbunden (brønde og rørledninger) og ved

de forskellige typer af platforme. Normalt anlægges

en sikkerheds-/afspærringszone i en afstand ud til

500 m fra sådanne installationer.


24

4.5 Miljø- og naturforhold

4.5.4 Oliespild

De mest alvorlige miljøpåvirkninger, der kan forekomme

i forbindelse med olieaktiviteter, er store oliespild.

De kan forekomme enten fra udblæsninger, hvor kontrollen

med borehullet mistes under boring, eller fra

uheld i forbindelse med opbevaring og transport af

olie, f.eks. i forbindelse med forlis af tankskibe.

Store oliespild er meget sjældne nu om dage, fordi

teknikken og sikkerhedsforanstaltningerne hele tiden

forbedres. Arctic Monitoring and Assessment

Programme (AMAP 2007) vurderer at risikoen for

oliespild i Arktis er størst i forbindelse med transport

af olie, som passerer gennem de arktiske farvande.

Større oliespild fra bore- og produktionsfaciliteter

forekommer yderst sjældent, som følge af de tekniske

løsninger som i dag er udviklet til boringer efter olie

og til sikring af brønde i forbindelse med produktion.

For så vidt angår egentlige blow-out af olie fra undergrunden

viser undersøgelser, at det er mest sandsynligt

at høje koncentrationer af forurening kun vil forekomme

i begrænsede områder. Risikoen for oliespild

fra de olietankere - som transporterer olie til og fra

Grønland eller gennem grønlandske farvande - er langt

større.

I en rapport fra National Research Council (U.S.

National Academy of Sciences) skønnes det samlede

udslip på verdensplan af petroleum (olier) fra alle

kendte kilder at udgøre 1,3 mio. tons. Ifølge rapporten

er hovedkilderne til udslip:

• Naturlige udsivninger fra undergrunden: 46 %

• Driftsmæssige udledninger fra skibe

og udledninger fra landaktiviteter: 37 %

• Udledning fra skibe som følge af

ulykker/uheld: 12 %

• Oliespild i forbindelse med

efterforskning/udvinding: 3 %

• Andet: 2 %

Oliespild i kystnære farvande regnes generelt som

mere ødelæggende end oliespild på åbent hav.

Grunden til at kystnære farvande er mest sårbare over

for oliespild er, at olien her kan påvirke områder med

høj biodiversitet og med tætte dyrebestande, som

f.eks. gydende lodde (ammassat), banker med bunddyr,

som hvalrosser lever af, og områder med store

fugleforekomster.

På åbent hav er fortyndingseffekten og spredningen

på vandoverfladen med til at mindske miljøeffekterne

af et oliespild. Et oliespild vil næppe påvirke bestandene

af rejer og hellefisk, som er de vigtige arter for

det grønlandske fiskeri.


Fugle er sårbare over for oliespild på havoverfladen,

og i KANUMAS Vest-området er der talrige fugleforekomster.

Ynglefuglene omfatter store kolonier af

polarlomvie, søkonge, edderfugl, havterne og lunde,

ligesom der er vigtige forekomster af fældende kongeedderfugle.

For KANUMAS Øst omfatter ynglefuglene

store kolonier af polarlomvie, søkonge, edderfugl,

havterne og ismåge, ligesom der er fældende edderfugle

og mindst en fjord med fældende kongeedderfugle.

Havpattedyr kan også påvirkes af oliespild på havoverfladen.

Inden for KANUMAS Vest-området forekommer

bestande, som er sårbare, fordi de i forvejen

påvirkes af andre menneskelige aktiviteter – primært

fangst. Det gælder hvidhval, narhval og hvalros, hvis

bestande alle er for nedadgående. Hvalros og remmesæl

lever desuden af bunddyr, og kan blive udsat for at

indtage olie med deres føde.

Inden for KANUMAS Øst-området vil hvalros være

udsat, fordi hvalrosserne her forekommer meget koncentreret

omkring nogle få vigtige fødesøgningsområder.

Der er tillige helt nye undersøgelser der tyder på,

at spækhuggere (og dermed formentlig også andre

hvaler) er sårbare over for indånding af oliedampe

over et spild.

Isbjørne er specielt sårbare, fordi de har en tendens til

at rense olie af pelsen ved at slikke den ren og

derved blive forgiftet af den indtagne olie.

Grønlandshvalerne, der forekommer i området, tilhører

en bestand, som først for nyligt er begyndt at vise

tegn på fremgang, efter at have været næsten udryddet

i begyndelsen af 1900-tallet.

Kulbrintestrategi 2009 25

Oliespildssimuleringer

DMI har modelleret drivbanerne for oliespild i KANU-

MAS Vest-området med udgangspunkt i fire spildsteder.

De fire steder var udvalgt af GEUS som eksempler

på områder, hvor der eventuelt i fremtiden kan forekomme

olieboringer (vurderet ud fra geologiske forhold).

Olien (Statfjord), der blev valgt er en gennemsnitlig

og repræsentativ type, der er lettere end havvand

og hvor ca. 1/3 vil fordampe inden for de første

24 timer. Ved modelsimuleringer hvor der var et konstant

olieudslip blev der valgt en 10-dages periode

med et dagligt udslip på 3.000 tons pr. dag. Dette er et

stort olieudslip, som ikke er særlig sandsynligt. Der

blev valgt vindforhold ud fra 3 gennemsnitlige måneder

med hver sin grad af styrke. Der blev i alt foretaget

24 en-måneders udsivningssimulationer (fra 4 positioner,

3 perioder og fra 2 dybder). Fra to af disse positioner

viste simuleringerne, at udledning fra overflade

samt havbund i én periode nåede kysten i betydeligt

omfang. For en tredje position viste simuleringen, at

udledning fra overflade samt havbund nåede kysten i

mindre omfang.

DMI har endvidere modelleret drivbanerne for oliespild

i KANUMAS Øst-området med udgangspunkt i

tre spildsteder (dvs. 3 positioner, 3 perioder og 2 dybder).

Her viste simuleringerne, at udledning fra én af

disse positioner fra overflade såvel som havbund i én

periode nåede kysten i mindre omfang.

For de resterende 32 af de gennemførte oliespildsscenarier

i KANUMAS Vest og Øst forudses det, at

olien ikke når kyststrækninger.


26

4.5 Miljø- og naturforhold

På baggrund af oliespildssimuleringer udført af DMI

og kortlægning af områder med følsomt miljø, jævnfør

den foreløbige SEIA, fås nedenstående oversigtskort

over områder, der bør tages specielt hensyn til ved

deltagelse i udbudsrunder (figur 12 og 13).

Figur 12.

Følsomme områder i Melville Bugt.

Figur 13.

Følsomme områder i KANUMAS Øst.


For KANUMAS Vest-området er det over hele året

især det nordlige område og langs kysten, at der forefindes

arealer, som vil være følsomme overfor en olieefterforskning

og i værste fald en eventuel olieforurening.

Ligeledes er specielt Melville Bugten et vigtigt

miljøområde for dyre- og planteliv.

Råstofdirektoratet foreslår på denne baggrund, at det

nordlige område (nord for 75°30’) af KANUMAS-gruppens

nuværende præferenceområde, kyststrækningen

og Melville Bugten ikke inddrages i olieudbudsområdet.

Udbudsområdet placeres i afstande på 40-70

km fra kystlinjen. Afstanden til kysten er større end

f.eks. ved licensblokkene i Åben Dør-området i

Sydgrønland og ved de mest kystnære blokke i Disko

Vest-området for at tage hensyn til de identificerede

miljøfølsomme områder. Udbudsområdet dækker dog

stadig de områder, som på baggrund af ny-indsamlede

data samt GEUS’ og USGS’ vurderinger vurderes at

være blandt de mest geologisk interessante.

Udover placeringen af selve udbudsområdet, og hermed

lokaliteten for de potentielt forstyrrende aktiviteter,

kan en række mitigative tiltag begrænse påvirkningen

af de miljøfølsomme områder. F.eks. skal efterforskningsaktiviteter,

som foretages i samme periode

som det tværgående efterårstræk af narhvaler tilpasses,

således at man sikrer en tilstrækkelig hensyntagen

til narhvalerne. Dette kan f.eks. være i form af forbud

mod olietransporter i særlige korridorer i relevante

perioder. Narhvalernes vinterophold i den sydlige

del af området vil ikke have nogen efterforskningsmæssig

betydning, da der i denne periode ikke vil være

nogen aktivitet.

For KANUMAS Øst-området er det ligeledes de kystnære

områder, som anses for følsomme. Studierne

viser, at området i og omkring Scoresby Sund især har

en stor følsomhed i forbindelse med en eventuel olieaktivitet.

Kulbrintestrategi 2009 27

Råstofdirektoratet foreslår derfor at placere udbudsområdet

i KANUMAS Øst, så det ikke omfatter de

kystnære strækninger. Endvidere foreslår

Råstofdirektoratet, at offshore området i og omkring

Scoresby Sund helt udgår af området udlagt til en

udbudsrunde.

Forebyggelse af oliespild

Som understreget ovenfor udgør store oliespild de

mest alvorlige potentielle miljøpåvirkninger, der kan

forekomme i forbindelse med olieaktiviteter. Derfor

er det essentielt, aktivt at søge at forebygge oliespild.

Det bedste værn over for oliespild er at undgå de

uheld, som er årsagen. Derfor er forebyggende handlinger

gennem træning og uddannelse af mandskabet

meget væsentlige. Det omfatter bl.a. grundig planlægning,

brug af det mest sikre udstyr og nøje overvågning

af sikkerhed og materiel. Sker der uheld, skal et beredskab

være klar til omgående indsættelse. Mandskabet

skal kunne tolke de tryk, der løbende måles under

borearbejdet og på basis heraf regulere borevæskens

vægt og betjene sikkerhedsventilerne, de såkaldte

”blow-out preventers”.

I fald der opereres i farvande, hvor der på tidspunktet

for aktiviteten er sandsynlighed for at møde fastis

eller drivende isbjerge, udgør disse en anden type af

risiko for uheld, der i yderste konsekvens kan lede til

oliespild. Drivende isbjerge kan forekomme i en størrelse,

der kan påvirke måden der besejles eller bores

på. Derfor er det et myndighedskrav, at der foreligger

planer for, hvordan man vil reagere over for isbjerge,

og der skal være udstyr klar til at iværksætte sådanne

planer.


28

4.5 Miljø- og naturforhold

Afværgeforanstaltninger mod oliespild

Første indsats imod et oliespild er hurtig udlægning af

flydespærringer, der skal hindre spredning og muliggøre

en opsamling. Den indespærrede olie pumpes

over i pramme, skibe eller flydende lagertanke og

transporteres til modtagestationer i land, hvor den

destrueres. Denne metode kan anvendes i roligt vejr

og i dagtimer med god sigt.

Hvis det pågældende område er præget af kraftige

vinde, megen nedbør og tåge eller af is, kan det nedsætte

effektiviteten af de mulige tiltag som kan foretages

i forbindelse med et oliespild. Hvis flydespærringerne

ikke kan anvendes på grund af vejrforholdene,

kan dispergering overvejes. Dispergering er en

metode, hvor kemikalier spredes ud over oliespildet

for at fremskynde opblandingen i vandsøjlen,

for derved at fjerne spildet fra havoverfladen.

Dispergeringen kan foretages fra såvel skib som fly,

og metoden kan derfor hurtigt bringes i anvendelse.

Dispergering anvendes bedst på friske spild med lette

olietyper. Olie kan også afbrændes direkte på havoverfladen.

Afbrænding har under forsøgsbetingelser

vist sig at kunne fjerne op til 99 % af olien fra vandoverfladen.

Kyststrækninger, som er særligt sårbare af biologiske

eller fangstmæssige grunde, kan beskyttes med flydespærringer.

Rammes kyster af olie, skal de ofte renses

med metoder der afhænger af kystens udformning.

Eksempelvis kan sandstrande skrabes med maskiner

og klippekyster spules eller rengøres med håndkraft.

Bioremediering kaldes de metoder, der fremmer de

naturligt forekommende olienedbrydende bakteriers

evner til at nedbryde olie i vand og på land. Disse biologiske

metoder virker især godt på strandet olie.

4.5.5 Miljøregulering

Godkendelse

Når et selskab får rettigheder til forundersøgelser,

efterforskning og udnyttelse for et bestemt område i

Grønland, fremgår det af den udstedte forundersøgelsestilladelse

(herunder "Standardvilkår for forundersøgelsestilladelser,

Kulbrinter") eller efterforskningsog

udnyttelsestilladelsen (baseret på den politisk

vedtagne modeltilladelse), at selskabets konkrete

aktiviteter skal godkendes af myndighederne inden de

indledes.

Godkendelsesgrundlaget er arbejdsprogrammer for

bl.a. seismiske undersøgelser, boringer, udbygninger,

produktion m.m. Udover en generel beskrivelse af det

samlede arbejde og hvordan det tænkes udført, indeholder

disse en miljøvurdering af aktiviteterne, sikkerhedsplaner,

miljøbeskyttelsesplaner, beredskabsplaner

og alarmeringsplaner, f.eks. for hvordan man vil

forholde sig over for store isbjerge på vej imod boreskibet/platformen.

Godkendelse af seismiske undersøgelser bygger på

regelsættet “Seismic Survey Standards for Offshore

West Greenland”. EIA og miljøbeskyttelsesplaner for

seismiske undersøgelser skal være baseret på DMU’s

“Preliminary Environmental Impact Assessment of

Regional Offshore Seismic Surveys in Greenland”

samt den af DMU og GN udarbejdede strategiske miljøvurdering

(SEIA). Eksempelvis fremgår det, at effekterne

ved indsamling af seismik kan mindskes ved at

anvende en soft start på lydkilden hver gang en ny linje

påbegyndes. Hermed kan marine pattedyr opdage lydkilden

og undgå den inden lyden når et niveau der er

skadeligt. Herudover kan marine observatører medbringes

på skibene, således at lyden kan forsinkes i

det tilfælde, at der observeres dyr i tæt afstand til

skibet. Er der desuden forhold, som gør et område

særligt følsomt på et bestemt tidspunkt af året, evt. i

forbindelse med fisk der gyder, vil disse områder blive

friholdt for seismiske undersøgelser i den pågældende

periode.


I det følgende skitseres hovedtrækkene af miljøvurderinger,

miljøbeskyttelse og beredskabsplaner.

Miljøvurdering (EIA) og

socioøkonomiske vurderinger (SIA)

Licenshavere skal inden en aktivitet (f.eks. en efterforskningsboring)

sættes i gang, udarbejde en stedspecifik

miljøvurdering – svarende til den danske

VVM-redegørelse (Vurdering af Virkninger på Miljøet

også kaldet Miljøkonsekvensvurdering). Vurderingen

indeholder en analyse af en aktivitets virkning på det

omgivende miljø. Vurderingen omfatter såvel virkningen

af den daglige drift som virkningen af eventuelle

uheld på både det biologiske miljø (dyre- og planteliv)

og det fysiske miljø. Vurderingen skal godkendes af

myndighederne.

I tillæg til miljøvurderingen skal selskaberne også vurdere

virkningerne på samfundet. Socioøkonomiske

undersøgelser kan omfatte vurderinger af de afledte

økonomiske og sociale aktiviteter, herunder de

erhvervsmæssige muligheder i forbindelse med olievirksomhed

såsom anvendelse af grønlandsk arbejdskraft

og grønlandske virksomheder.

De afledte økonomiske og sociale aktiviteter kan også

omfatte påvirkning af og behov for infrastruktur, samspillet

med det offentlige i øvrigt, og forhold som i

øvrigt har betydning på landsplan og for de relevante

lokalsamfund.

Kulbrintestrategi 2009 29

Miljøbeskyttelse

Miljøbeskyttelsesplanen skal angive de retningslinjer,

som selskaber skal følge i det daglige arbejde, så virkningen

på miljøet begrænses til det som er myndighedsgodkendt.

Planen beskriver hvilke typer ikkenaturligt

forekommende stoffer, det er tilladt at

anvende, samt hvordan man vil behandle spildevand,

affald, kemikalier, brændstoffer, boremudder osv.

Desuden skal der redegøres for hvordan man vil

oprense driftsbetingede spild af brændstof og olie,

udbedre terrænskader, og hvordan man vil skåne sårbare

områder og dyreliv mv.

Der stilles endvidere krav om at bruge de mest miljøvenlige

stoffer og bedst tilgængelige tekniske løsninger,

ligesom aktiviteter i biologisk følsomme perioder

og områder skal begrænses.

4.5.6 HSE-regulering og prækvalifikation

af operatører

Det er væsentligt, at der stilles internationalt anerkendte

myndighedskrav til ikke mindst potentielt miljøskadelige

udledninger. Det er et krav, at der forud

for iværksættelse af en efterforskningsboring fremsendes

en ansøgning til myndighederne om at udstede

en boretilladelse. I ansøgningen skal det specificeres,

hvordan operationen planlægges gennemført i overensstemmelse

med god international praksis på området,

herunder HSE-organisation (sundhed, sikkerhed

og miljø), sikkerheds- og kontrolsystemer, bemanding,

arbejdsprocedurer, vejr- og is-varslingssystemer (bl.a.

med henblik på at kunne nedlukke boreoperationen

midlertidigt, såfremt der er behov herfor) samt beredskabsplaner.

Ansøgningen skal desuden indeholde en

miljøkonsekvensvurdering af den planlagte aktivitet.


30

4.5 Miljø- og naturforhold

I forbindelse med forberedelse og gennemførelse af

en boring vil der med regelmæssige intervaller blive

gennemført et myndighedstilsyn med henblik på at

sikre, at boretilladelsens betingelser efterleves samt

at operatørens egne sikkerheds- og kontrolsystemer

fungerer tilfredsstillende.

Beredskabsplanen for oliespild skal angive, hvordan

eventuelle større oliespild vil blive inddæmmet og

oprenset. Mindre spild håndteres af selskabet med

oprensningsudstyr placeret centralt og hensigtsmæssigt

i forhold til boringen. Ved større spild inddrages -

ud over det ansvarlige selskab - særligt kvalificerede

internationale beredskabsfirmaer samt myndigheder i

de lande, der måtte være påvirket.

Operatørens oliespildsberedskabsplaner skal som

minimum omfatte beskrivelser af organisation,

bemanding, alarmerings- og varslingsprocedurer,

bekæmpelsesstrategier og placering af udstyr, etablering

af kommunikation, angivelse af hvordan eventuelle

større oliespild vil blive inddæmmet og oprenset,

procedurer for bortskaffelse af opsamlet olie, overvågning

af spildets udbredelse, kystbeskyttelse og

kystoprensning. Der skal desuden i samarbejde med

myndighederne udvikles en langsigtet moniteringsplan

til at overvåge oliekoncentrationer og effekter i

miljøet i tilfælde af et oliespild.

Bekæmpelse af et stort oliespild er en meget omfattende

opgave, hvor flere instanser, firmaers og enkeltpersoners

indsats skal samordnes. En nøje planlægning

er derfor nødvendig, hvis indsatsen skal være

effektiv. I forlængelse af rettighedshaverens beredskabsansvar

har det offentlige ligeledes etableret

et myndighedsberedskab, som træder sammen,

såfremt der skulle ske et uheld. Myndighedsberedskabet

består af politiet, Grønlands Kommando,

Søfartsstyrelsen, Rigsombudsmandinstitutionen, det

generelle beredskab i Grønlands Selvstyre samt

Råstofdirektoratet. Det endelig ansvar for bekæmpelse

af og oprydning efter en forurening er dog selskabets.

Af hensyn til en miljøsikker efterforskning er det

valgt, at selskaber som ønsker, at søge/fungere som

operatør i området skal gennem en godkendelsesprocedure,

hvor der stilles krav om en tilfredsstillende

dokumentation for:

• Ansøgerens hidtidige erfaring med efterforskning

og udnyttelse af kulbrinter.

• Ansøgerens hidtidige erfaring med operationer i

områder med tilsvarende fysiske betingelser.

• Ansøgerens HSE-organisation. Denne skal på

betryggende vis kunne sikre en miljøforsvarlig olieefterforskning

og -udnyttelse. Dokumentationen

skal desuden indeholde en gennemgang af ansøgerens

beredskabsplaner i relation til nødsituationer

og ansøgerens hidtidige erfaring med at håndtere

miljømæssige nødsituationer.

Det er desuden et krav i modeltilladelsen, at efterforsknings-,

udbygnings-, udnyttelses- og nedlukningsaktiviteter

kun må igangsættes efter forudgående

myndighedsgodkendelse.


4.6

Valg af udbudsområder

Nordvestgrønland – KANUMAS Vest

KANUMAS-gruppens præferencestilling i KANUMAS

Vest-området bortfalder i henhold til det udkast til en

KANUMAS 2-aftale, som er forhandlet med KANU-

MAS-gruppen. I henhold til aftalen skal der gennemføres

en almindelig åben udbudsrunde med lige vilkår for

alle olieselskaber.

Som beskrevet i forudgående afsnit er det foreslåede

udbudsområde i Nordvestgrønland udvalgt, så der er

taget hensyn til miljøet ved at holde sig i behørig

afstand til kystnære områder med en afstand til kystlinjen

på 40-70 km.

I den nordlige del af Melville bugten er der specielt

taget hensyn til faunafølsomme områder. Grænsen er

draget i god afstand fra kysten (40-70 kilometer) og

den nordligste grænse er trukket langs 75°30’N. Mod

syd er grænsen trukket langs 70°15’N og medtager

således Blok 2 fra Disko Vest-udbudsrunden.

Udover miljøhensyn er der ved afgrænsningen lagt

vægt på, at de områder, som geologisk set anses for at

Kulbrintestrategi 2009 31

have det bedste oliepotentiale, er indbefattet i

udbudsområdet.

Det er derfor Råstofdirektoratets vurdering, at

udbudsrundearealet i videst mulig omfang bør

afgrænses mod kysten, så det indeholder væsentlige

dele af den på nedenstående figur 14 angivne underjordiske

hovedforkastning, idet væsentlige oliereservoirer

kan være placeret på den vestlige side af

hovedforkastningen. Det understøttes af de olieholdige

havbundsprøvers placering ud for netop den vestlige

del af hovedforkastningen.

Det skal desuden nævnes, at afgrænsningen indtegnet

mod øst hovedsageligt følger den gamle KANUMASafgrænsning.

Den vestlige grænse forløber langs midterlinjegrænsen

mod Canada og den hertil hørende bufferzone på

2 sømil.

Udbudsrundeområdet samt licensblok-inddelingen er

sket med udgangspunkt i USGS og andre institutioners

vurdering af oliepotentialet og den strategiske

miljøvurdering. Blo kmodellen er desuden baseret på

forslag fra KANUMAS-selskaberne samt andre olieselskaber.

Området er inddelt i 14 blokke, som varierer i størrelse

mellem 8.170 km 2 og 15.220 km 2. Det foreslåede

udbudsområde i KANUMAS Vest har et areal på

151.358 km2.

Hovedforkastningen = et væsentligt

efterforskningsmål for olieforekomster.

Figur 14.

Afgrænsningen af udbudsområdet i Baffin Bugten

overlagt et gravimetrisk kort. Den østlige afgrænsning

følger den gamle KANUMAS-grænse i det omfang at

den omfatter hovedforkastningen (rød) i den østlige

del af bugten.


32

4.6 Valg af udbudsområder

Nordøstgrønland – KANUMAS Øst

KANUMAS-gruppens præferencestilling i KANUMAS

Øst-området er fastsat i den KANUMAS 2-aftale, som

er forhandlet med KANUMAS-gruppen og politisk

godkendt. I henhold til aftalen skal der gennemføres

en prærunde, forbeholdt KANUMAS-selskaberne, og

en almindelig åben udbudsrunde med lige vilkår for

alle olieselskaber. Udbudsrunderne beskrives nærmere

nedenfor.

Figur 15.

Blokinddelingen i Baffin Bugten

som i videst muligt omfang følger

en definition på en breddegrad

i højden og tre længdegrader i

bredden. Det gule område mod

nord markerer et beskyttet

område der er vigtigt for bl.a.

narhvaler.

Udbudsrundeområdet i Nordøstgrønland er udvalgt,

så der er taget hensyn til miljøet ved at holde sig i

behørig afstand til kystnære strækninger. Endvidere

er offshore-området omkring Ittoqqortoormiit og

Scoresby Sund helt udtaget af udbudsrundeområdet.


Udbudsrundeområdet omfatter det meste af

Danmarkshavnsbassinet og de vestlige dele af

Thetisbassinet, hvor også de mest attraktive områder

med oliepotentiale, ifølge beregninger foretaget af

USGS fra august 2007, ligger. Middelvurderingen fra

USGS er som nævnt, at havområderne ud for

Nordøstgrønland kan indeholde 31 milliarder tønder

olieækvivalenter.

Udbudsrundeområdet i KANUMAS Øst består af 3

blokke. Den nordlige blok i KANUMAS Øst har et areal

på ca. 95.600 km 2, den nordøstlige blok i KANUMAS

Øst har et areal på ca. 1.900 km 2 og den sydlige blok i

KANUMAS Øst har et areal på ca. 21.500 km 2. Det

samlede areal for udbudsområdet i KANUMAS Øst er

ca. 119.000 km 2.

Områdeafgrænsningen er foretaget i tæt dialog med

KANUMAS-selskaberne, og er en integreret del af

KANUMAS 2-aftalen. Af aftalen fremgår det, at

KANUMAS-gruppen kan nominere 30.000 km 2 inden

for udbudsarealet på 119.000 km 2, som skal indgå i

den første udbudsrunde (prærunde) forbeholdt

KANUMAS-selskaberne. Selskaberne kan desuden

nominere yderligere 20.000 km 2, som skal indgå i den

åbne fase 2 af udbudsrunden i havet ud for

Nordøstgrønland.

KANUMAS Øst-udbudsrundeområdet består af 3 delblokke,

som er angivet på figur 16 nedenfor. Senest

den 1. januar 2011 skal KANUMAS-gruppen nominere

et areal på 50.000 km 2, som skal omfatte de licensblokke

olieselskaberne kan byde på i fase 1 og fase 2 i

udbudsrunden. Nomineringen fra KANUMAS-gruppens

medlemmer vil også omfatte et forslag til inddeling

af arealet i licensblokke.

Senest den 1. maj 2011 skal myndighederne offentliggøre

det areal på 50.000 km 2 som skal omfatte licensblokkene

i såvel fase 1 som fase 2. Den 1. september

2011 skal KANUMAS-gruppen nominere et område på

30.000 km 2, som skal omfatte de licensblokke, olieselskaberne

kan byde på i fase 1. De 30.000 km 2 skal

ligge inden for det oprindeligt nominerede areal på

50.000 km 2.

Kulbrintestrategi 2009 33

Senest den 1. januar 2012 skal myndighederne

fastlægge og offentliggøre afgrænsningen af de

30.000 km 2 samt den endelige inddeling af arealet i de

prædefinerede licensblokke, som KANUMAS-selskaberne

kan byde på i prærunden.

Den 1. marts 2012 er der deadline for indsendelse

af ansøgninger til prækvalifikation for olieselskaber

som ønsker at blive godkendt som operatør for

licenser der bliver udbudt ved prærunden i Nordøstgrønland.

Den 15. april 2012 bliver prækvalifikationen som

operatør afgjort.

Den 15. december 2012 er der deadline for ansøgning

til efterforsknings- og udnyttelsestilladelser ved

prærunden i Nordøstgrønland for olieselskaber eller

grupper af olieselskaber (max. 3, hvoraf 1 skal være et

KANUMAS-selskab, plus NUNAOIL A/S)

Den 1. juli 2013 er der deadline for indsendelse af

ansøgninger til prækvalifikation for olieselskaber

som ønsker at blive godkendt som operatør for licenser

der bliver udbudt ved den ordinære udbudsrunde i

Nordøstgrønland.

Den 15. august 2013 bliver prækvalifikationen som

operatør afgjort.

Den 15. oktober 2013 er der deadline for ansøgning til

efterforsknings- og udnyttelsestilladelser ved den

ordinære udbudsrunde i Nordøstgrønland for olieselskaber

eller grupper af olieselskaber (max. 3 plus

NUNAOIL A/S)


34

4.6 Valg af udbudsområder

Figur 16.

Afgrænsningen af udbudsområdet

i Nordøstgrønland.

KANUMAS-gruppens nominering

af områder skal følge det fine grid,

hvor firkanterne er 10 minutter høje

og 30 minutter brede.


4.7

Teknologiske muligheder i

udbudsområderne

Et stort antal arktiske offshore olieprojekter er gennemført

og udviklet i de seneste årtier. Eksempler

herpå er områderne øst for Canada (Hibernia, Terra

Nova, White Rose), nord for Rusland (Sakhalin),

Beaufort Sea (Northstar, PanArctic, Drake, Qooguruk)

og i Barentshavet (Shto kman m.fl.). Senest har Island

annonceret udbud af olietilladelser i området syd for

Jan Mayen.

I 2007 og 2008 blev der i Baffin Bugten gennemført

seismiske undersøgelser og taget havbundsprøver

strækkende sig over perioden juli til november.

Offshore Nordøstgrønland blev der indsamlet stratigrafiske

kerneboringer i juli måned. Borekernerne fra

9 huller er taget på ca. 200 m vanddybde.

Aktiviteterne i KANUMAS-områderne viser, at undersøgelser

kan foretages 5-8 måneder årligt uden de

helt store vanskeligheder med is og vejr.

Klimaforandringerne, som vi ser dem i dag med

opvarmning og afsmeltning af havisen omkring

Grønland og på Det Arktiske Ocean, afsmeltning af

den grønlandske indlandsis og optøning af permafrosten

til følge er alle faktorer, som forventes at påvirke

og sandsynligvis vil have en positiv effekt på den

fremtidige råstofefterforskning og udnyttelse.

De mest sandsynlige produktionsteknologier i

Grønland omfatter bl.a.:

• Flydende platforme eller boreskibe (FPSO - Floating

Production Storage and Offloading). Benyttes bl.a. i

White Rose-feltet i det østlige Canada og har i praksis

vist sig at fungere.

• Såkaldte sub-sea-installationer med pipelineforbindelser

til landanlæg. Denne teknologi anvendes bl.a. i

de norske Snøhvit- og Ormen Lange-felter.

De to nævnte teknologier gennemgås kort nedenfor:

Kulbrintestrategi 2009 35

Flydende produktionsfaciliteter

White Rose-feltet 350 km vest for Newfoundlands

Avalon Halvø er et oliefelt, som producerer under forhold

sammenlignelige med de grønlandske (se eksempel

i figur 17).

Udvikling af feltet startede i 2002 og den første olie

blev produceret i 2005. Feltet som opereres af Husky

Energy ligger på 120 m vanddybde og benytter en

FPSO-facilitet til at udvinde olien. FPSO-systemet

består af undersøiske beskyttede produktionsinstallationer

forbundet med fleksible rørledninger af hensyn

til isbjerge. Produktionen fra White Rose-feltet

er 120.000 – 140.000 tønder olie per dag.

Produktionsfaciliteterne er designet til at modstå

tryk fra et 100.000 tons isbjerg.

Der er som en del af de samlede aktiviteter etableret

isbjerg-varslings- og -håndteringssystemer, som sikrer

at isbjerge holdes væk fra olieproduktionsskibet.

Dette sker ved anvendelse af støttefartøjer, som

skubber isbjergene ud af kurs, såfremt de har retning

mod produktionsfaciliteten. Såfremt det skulle blive

nødvendigt kan det flydende produktionsskib afmonteres

med kort varsel og flyttes uden for rækkevidde

af et isbjerg, som det eventuelt ikke er lykkedes at få

til at ændre kurs.


36

4.7 Teknologiske muligheder i udbudsområderne

Undersøiske produktionsfaciliteter

Udviklingen i den undersøiske teknologi går i retning

af hurtigere produktion, større afstande, hvorover olie

og gas transporteres og produktion fra dybere vand til

produktionsfaciliteter på mindre havdybder, flydende

faciliteter eller til produktionsfaciliteter placeret på

land (se eksempel i figur 18).

Eksempler på undersøiske faciliteter er Ormen Lange

og Snøhvit. Ormen Lange-feltet ligger ca. 100 km

nordvest for Kristiansund, hvor havdybderne varierer

mellem 800 og 1.100 meter. Gassen produceres med

en undervandsinstallation forbundet med et onshorebehandlingsanlæg

i Nyhamna i Norge. Her er opført et

anlæg, hvor gassen tørres.

Efter behandlingen transporteres kulbrinterne til

naturgasmarkedet i Storbritannien og kontinental-

Europa via den nordlige del af en 1.200 km lang rørledning.

Figur 17.

Eksempel på en flydende produktionsfacilitet.

Figur 18.

Eksempel på en undervandsinstallation forbundet

med et onshore-behandlingsanlæg.


5. Økonomiske rammer og vilkår

Når efterforskning er i en indledende fase – som det er

tilfældet i Grønland – vil områdets prospektivitet alt

andet lige blive opfattet som højst usikker. Det er på

den baggrund nødvendigt, at private selskaber får et

incitament til at efterforske i de nye områder, således

at de kan se en chance for et rimeligt økonomisk

afkast i tilfælde af fund som kompensation for den

store økonomiske risiko selskaberne påtager sig ved

efterforskning. Selskaberne foretager en afvejning af

muligheden for at gøre fund i et område og det økonomiske

udbytte, de kan få af et eventuelt fund.

Foruden de geologiske og omkostningsmæssige forhold

samt skatte- og royaltybetingelserne spiller den

mulige salgspris for de producerede kulbrinter en central

rolle for vurderingerne. Olieselskaberne skal

basere deres beslutninger på forventningerne til energiprisernes

udvikling mange år frem i tiden, og lægger

således ikke det nuværende lave prisniveau til grund

for eventuelle investeringskalkuler vedrørende grønlandske

aktiviteter.

De fleste lande benytter sig af en kombination eller

flere af følgende økonomiske instrumenter: Selskabsog

udbytteskat, produktions- og/eller overskudsroyalty,statsdeltagelse/overskudsdeling/produktionsdeling,

arbejds- og træningsforpligtelser.

Med udgangspunkt i en situation, hvor de geologiske

data i Grønland er lovende men hvor der endnu ikke er

gjort et kommercielt fund, sammenholdt med de høje

efterforsknings-, udbygnings- og driftsomkostninger

(knyttet til bl.a. vanddybde, is og oceanografiske forhold

m.m.), er det en forudsætning, at de økonomiske

vilkår skal være tilstrækkeligt attraktive for at få olieselskaberne

til at søge efterforskningstilladelser i

Grønland. Det er endvidere en forudsætning for at

justere/stramme vilkårene i fremtidige udbudsrunder,

at der gøres et markant geologisk gennembrud, som

øger områdets prospektivitet mærkbart.

5.1

Skatte- og afgiftsmodeller

anvendt i udbudsrunderne 2002,

2004 samt 2006/2007

Forud for udbudsrunderne i 2002 og 2004 samt Disko

Vest-udbudsrunden i 2006 og 2007 blev der gennemført

benchmarkanalyser af de økonomiske vilkår for

efterforskning og udnyttelse af olie og gas. Følgende

lande indgik i undersøgelserne: Argentina, Australien,

Brasilien, Canada - New Foundland, Danmark (nyt

system), Færøerne, Gabon, Grønland, Kasakhstan,

Mauretanien, New Zealand, Norge, Rusland, Tunesien

og Storbritannien.

Analyserne betød, at der blev fastlagt følgende

konkurrencedygtige Government Take-model 1) ,

bestående af:

• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %

• Ingen omsætningsroyalty

Kulbrintestrategi 2009 37

• En overskudsroyalty på 7,5 % når den interne forrentning

før skat er højere end 21,75 % + diskontoen,

stigende til 17,5 % og 30 % når den interne forrentning

er højere end henholdsvis 29,25 % + diskontoen

og 36,75 % + diskontoen

• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen

• Samt diverse afgifter og gebyrer til dækning af

omkostninger ved myndighedsbehandling


38

5. Økonomiske rammer og vilkår

5.2

Sammenligning af Government

Take i Grønland og andre lande

Råstofdirektoratet har i samarbejde med det internationalt

anerkendte energikonsulentfirma IHS Energy

gennemført en vurdering af ovenstående model for

opkrævning af skatter og afgifter på olieområdet i

Grønland sammenlignet med en række af de lande

Grønland normalt sammenligner sig med.

Analysen omfatter:

• En sammenligning af skatte- og afgiftsvilkårene

m.m. for olieaktiviteter i Grønland i forhold til andre

lande.

• Anbefalinger til fremtidige vilkår for skatter, afgifter

og offentlig deltagelse i relation til efterforskning

og udnyttelse af olie og gas i Grønland.

FRONTIERLANDE

Grønland

Barbados

Falklandsøerne

Færøerne

Mauretanien

Marokko

New Zealand

Tunesien

NABOLANDE

Grønland

Alaska

Canada NWF

Danmark

Færøerne

Norge

Storbritannien

De potentielle fiskale instrumenter til offentligt provenu

fra olieaktiviteterne består i denne undersøgelse

af følgende kategorier:

• Selskabsskat og udbytteskat

• Royalty på bruttoomsætning

• Surplus royalty/overskudsroyalty

• Diverse andre skatter, herunder eksport afgifter/

-skatter

• Andre indirekte skatter (såsom stempelafgifter,

omsætningsafgifter, overdragelsesafgifter, licensafgifter

og -gebyrer etc.)

• Direkte offentlig deltagelse i licenser

Tabel 1.

Med henblik på at opnå en hensigtsmæssig opdeling af de sammenlignede landes konkurrenceposition i

relation til skatter og afgifter er de 17 lande som indgår i sammenligningen opdelt i følgende kategorier:

(Grønland er medtaget i hver af grupperne)

IKKE-FRONTIERLANDE

Grønland

Alaska

Argentina

Australien

Brasilien

Canada NWF

Gabon

Kasakhstan

Norge

Rusland

Storbritannien


Hovedforudsætningerne ved benchmarkanalysen af

de enkelte landes samlede Government Take (skatter,

afgifter og offentlig deltagelse) er:

• Efterforskningsomkostningerne udgør i alt USD 300

million (USD 0,30 pr. tønde olie).

• Investeringsomkostningerne udgør USD 8.000

million (USD 8,00 pr. tønde olie).

• Driftsomkostningerne udgør USD 23.610 million

(USD 23,61 pr. tønde) over projektets levetid.

• Der produceres 1 mia. tønder olie.

• Den langsigtede oliepris er sat til USD 75 pr. tønde

olie (det nuværende prisniveau forventes således

ikke at afspejle et langsigtet niveau).

• Der er antaget en inflation på 3 % pr. år.

Resultatet af benchmarkanalysen omfattende 17

lande fremgår af nedenstående figur 19.

I beregningseksemplet opkræver Grønland med den

nugældende model for skatter og afgifter m.m. 59,2 %

i skatter, afgifter og offentlig deltagelse. Det fremgår

i sammenligningen, at Grønland ligger højere end såvel

en del modne olielande som frontier- og nabolande.

Grønland opkræver således mere i Government

Figur 19.

Sammenligning af lande i Benchmarkanalysen

100%

80%

60%

40%

20%

0%

Storbritannien

Falklandsøerne

Marokko

New Zealand

Argentina

Kulbrintestrategi 2009 39

Take end Canada NWF, Færøerne, Storbritannien,

Argentina, New Zealand, Marokko og Falklandsøerne.

Ved en sammenligning med de 7 andre frontierlande

fremgår det, at 3 lande opkræver et højere niveau;

Barbados (60,3 %), Tunesien (72,2 %) og Mauretanien

(72,8 %).

Ved sammenligning med de 6 nabolande er der 3 lande,

som opkræver et højere Government Take end

Grønland, nemlig Danmark (72,5 %), Norge (83,3 %) og

Alaska (91,2 %). Storbritannien (52,1 %), Færøerne

(53,3 %) og Canada NWF (54,6 %) opkræver alle et

lavere niveau for skatter og afgifter m.m. end

Grønland.

De fleste af de modne olielande, dvs. lande med en

udviklet oliesektor opkræver et højere niveau for

skatter og afgifter m.m. end Grønland (59,2 %).

Dog opkræver Argentina (50,6 %), Storbritannien

(52,1 %) og Canada NWF (54,6 %) et lavere skatte- og

afgiftsniveau.

Færøerne

Canada

Grønland

Barbados

Gabon

Australien

Tunesien

Danmark

Mauretanien

Brasilien

Norge

Alaska

Investors andel

Offentlig selskabs andel

Udbytteskat

Andre skatter

Særlig selskabsskat

Selskabsskat

Gebyrer

Statsandel

Royalty


40

5.3 Konklusion vedrørende landesammenligningen

5.3

Konklusion vedrørende

landesammenligningen

Med mere end 120 lande på verdensplan, som konkurrerer

om olieselskabernes investeringer i efterforskning

og udnyttelse, er det væsentligt at kende

Grønlands konkurrenceposition i forhold til andre

lande. Olieselskaberne kan nemt rette sine efterforskningsbudgetter

mod andre lande og regioner.

Konkurrencen kommer således fra såvel nabolande,

som andre frontierlande samt lande med veludviklede

olieprovinser.

Blandt frontierlandene udstedte New Zealand flest

nye olietilladelser (138) i perioden 2002 – 2008. I

2008 har Grønland 13 udstedte olietilladelser. Alle

andre frontierlande har stort set lige så mange eller

flere udstedte licenser. Færøerne og Falklandsøerne

har henholdsvis 11 og 7, Tunesien og Mauretanien har

henholdsvis 60 og 48.

Blandt frontierlandene blev der i perioden fra 2002 til

2007 gennemført flest boringer i New Zealand (70),

Tunesien (45), og Mauretanien (23). Til sammenligning

kan det nævnes, at der ikke blev foretaget boringer i

Grønland og på Falklandsøerne.

Greenland

Gross Project Cash Flow

(assuming 3 % inflation)

Investor

40.8 %

Government

(incl. Nuna Oil)

59.2 %

Figur 20.

Total fordeling af nettoindtægterne i Grønland.

IHS Energy har beregnet Grønlands maksimale

Government Take til 59,2 %. I nedenstående figur 20

ses fordelingen af nettoindtægterne mellem investoren

(olieselskabet) og det offentlige.

Når der ses på landenes konkurrencedygtighed set fra

olieselskabernes synsvinkel, så ligger Government

Take i Grønland på 5. pladsen ud af 8 blandt frontierlandene

og på 4. pladsen ud af 7, når der sammenlignes

med nabolande. Hvis Grønland sammenlignes med landene

med en veludviklet olieprovins (ikke-frontierlandene)

så har Grønland den 4. bedste konkurrencedygtighed

ud af de 11 lande, som er med i sammenligningen.

Den nuværende royaltymodel har trods det forholdsvist

høje Government Take-niveau vist sin bæredygtighed

i havområderne ud for Vestgrønland (fra sydspidsen

og op til 71°N, som er den nordlige grænse for

Disko Vest-udbudsrundeområdet), idet interessen for

området er fastholdt og endda udbygget efter den

seneste udbudsrunde.

Spørgsmålet er derfor alene om den nuværende

Government Take-model også er konkurrencedygtig,

når det drejer sig om de nordlige KANUMAS-områder,

som er karakteriseret ved et højt omkostningsniveau

og vanskelige operative forhold. Anbefalingen vedrørende

niveauet for skatter, afgifter og offentlig deltagelse

i disse områder må ses sammen med en vurdering

af, om de anvendte skatte- og royaltykomponenter

er hensigtsmæssigt sat sammen eller om andre

økonomiske modeller bør overvejes.


5.4

Mulige nye modeller for skatter,

afgifter og offentlig deltagelse

5.4.1 Offentlig deltagelse

Der blev i forbindelse med tidligere licensudbud lagt

vægt på, at NUNAOIL A/S også skulle indgå som

offentlig partner i nye tilladelser. Dette skulle ske ved

en bæring af NUNAOIL A/S igennem efterforskningsog

vurderingsfasen.

Fordelen ved offentlig deltagelse er, at der er mulighed

for at få opbygget en kompetence inden for olieindustrien

og dermed lægge grundstenen til en fremtidig

olieindustri i Grønland. Derudover er det offentlige

sikret en andel i overskuddet fra en eventuel olieproduktion

og et offentligt selskab kan endvidere medvirke

til at øge Grønlands andel i leverancer af varer og

tjenesteydelser. En af ulemperne ved at kræve, at et

offentligt selskab er båret igennem efterforskningsfasen

er, at det øger de øvrige olieselskabers omkostninger

i efterforskningsfasen.

Det anbefales i overensstemmelse med regeringen og

Naalakkersuisuts tidligere beslutninger, at et offentligt

selskab også fremover bæres med 12,5 % i efterforsknings-

og vurderingsfasen.

Withholding Tax 13.1 %

Income Tax 15.2 %

Annual Fees 0.01 %

Greenland

Gross Project Cash Flow

(including 3 % inflation)

5.4.2 Royalty

Overskudsroyalty indføres som regel med den begrundelse,

at samfundet dermed opnår en større andel af

overskuddet ved en olieproduktion. Overskudsroyalty

beregnes af overskuddet i forhold til den investerede

kapital. Fordelen ved en overskudsroyalty er, at olieselskaberne

først skal betale en overskudsroyalty, når

der er opnået en rimelig intern forrentning af olieselskabernes

investeringer. Dermed opnår olieselskaberne

sikkerhed for, at de ikke skal betale royalty i en

situation, hvor produktionen er tabsgivende. Dette gør

lande med en overskudsroyalty attraktive for selskaber,

som overvejer at investere i risikofyldte områder

som Grønland.

IHS Energy har beregnet Grønlands maksimale

Government Take til 59,2 %. Nedenfor i figur 21 ses

fordelingen af nettoindtægterne på de forskellige

skatte- og afgiftskategorier, NUNAOIL A/S samt olieselskaberne.

Royalty på bruttoomsætning betales typisk fra produktionens

start med en fast andel af produktionsværdien.

Betaling af royalty er dermed uafhængig af

størrelsen af overskuddet ved en udnyttelse af et

eventuelt fund. Fordelen ved en omsætningsbestemt

Investor 40.8 %

Nuna Oil 12.5 %

Surplus Royalty 18.3 %

Figur 21.

Fordelingen af nettoindtægterne på forskellige skatte- og afgiftskategorier, NUNAOIL A/S samt olieselskaberne.

Kulbrintestrategi 2009 41


42

5.4 Mulige nye modeller for skatter, afgifter og offentlig deltagelse

royalty er, at det offentlige får en indtægt ved produktionens

start, uanset om olieselskabet har et overskud,

da royalty ikke er afhængig af overskuddets

størrelse. Ulempen ved en omsætningsbestemt royalty

er, at olieselskaberne risikerer at skulle betale royalty

i en situation, hvor produktionen er tabsgivende.

Olieselskaberne betragter derfor denne form for royalty

som en uhensigtsmæssig beskatningsparameter

og foretrækker derfor andre fiskale redskaber og dermed

lande, som ikke har en royalty på bruttoomsætning.

Indførelse af en royalty på bruttoomsætning vil

derfor kunne bremse de nuværende investeringer i

olieefterforskning i Grønland.

I den af IHS Energy gennemførte analyse har 3 af de 9

frontierlande, som er omfattet af analysen, en omsætningsroyalty

på hele omsætningen som et af de økonomiske

vilkår. Disse omfatter Barbados (3 %),

Falklandsøerne (9 %) og Færøerne (2 %). Ingen af

disse lande har i dag væsentlige olieaktiviteter.

Ved fastholdelse af en overskudsafhængig royalty

(surplus royalty) bibeholdes princippet om, at der kun

betales en produktionsafgift, såfremt der opnås et

overskud under en licens.

Følgen af et overskudsafhængigt system er naturligt,

at jo højere investeringerne er i forbindelse med

udviklingen af et produktionsfelt, desto mindre vil

selvstyrets indtægter fra surplus royalty blive. Årsagen

hertil er, at olieselskaberne først skal betale surplus

royalty, når de har opnået et overskud, som giver

dækning for de afholdte investerings- og driftsudgifter

samt en forrentning af den investerede kapital.

Set fra det offentliges side vil det værst tænkelige

scenarium være en licens med ekstraordinære store

startinvesteringer og hvor der forløber en længere

årrække, før produktion påbegyndes. På den anden

side vil rettighedshaverne i en sådan situation have

bundet midler i investeringer i en længere årrække

uden at indtjene et afkast til dækning af finansieringsomkostningerne

vedrørende investeringerne. Dette vil

alt andet lige reducere rettighedshavernes realafkast

på udnyttelse af en licens, hvorfor det vil være i licenshaverens

interesse at starte produktionen så hurtigt

som muligt.

Såfremt nærværende strategiplan, der har til hensigt

at udbyde KANUMAS-områderne, gennemføres, vil

aktiviteterne komme til at foregå ved vanskelige operative

forhold, herunder ikke mindst i kraft af tilstedeværelsen

af havis og isbjerge i større eller mindre

grad. Dette vil betyde, at startinvesteringerne i olieudvindingsanlæg

forventes at blive markant højere

end i havet længere mod syd. Det meget høje investeringsniveau

vil (med det nuværende surplus royaltysystem,

som er tilpasset områderne længere mod syd)

kunne reducere det offentliges procentvise andel af

olieselskabernes overskud til et uhensigtsmæssigt

lavt niveau.

Det kan af denne årsag overvejes at introducere et tilpasset

royalty-system, som bibeholder de bedste elementer

i det nuværende system, men som samtidig er

mindre følsomt over for store startinvesteringer. Det

er i den forbindelse væsentligt, at systemet ikke må

udformes på en måde, så det bliver investeringshæmmende

set fra olieindustriens side.

Hovedformålet med et tilpasset system er altså, at

det skal være mindre følsomt over for store startinvesteringer

og samtidig tilpasset et frontierområde,

d.v.s. at det kun skal tilføje et begrænset merprovenu

til selskabsskatten, hvis olieselskabernes afkast af

aktiviteterne i Grønland er beskedne. Systemet skal

dog samtidig være progressivt, således at industrien

betaler en højere Government Take-procent til det

offentlige, såfremt overskuddet ved olieaktiviteterne

stiger. Samtidig skal modellen være tilpas enkel og

gennemskuelig for olieindustrien.


Til brug for denne vurdering har Råstofdirektoratet i

samarbejde med IHS Energy analyseret nedennævnte

alternative modeller for opkrævning af royalty og

surplus royalty. Modeller, der ved kontrolberegninger

har haft en karakter af enten at være a) voldsomt investeringshæmmende

(dvs. endnu mere end nogle af de

viste), b) specialtilfælde af nogle af de medtagede

modeller eller c) markant degressive (dvs. med en stigende

skatteprocent ved faldende overskud og

omvendt), er ikke medtaget i den endelige præsentation.

Figur 22 nedenfor angiver det offentliges procentvise

provenu beregnet for hver af de 5 nedenfor nævnte

modeller. Desuden indeholder diagrammet resultatet

af følsomhedsberegninger, som viser ændringerne i

Government Take-satserne i forhold til den nuværende

grønlandsmodel for skatter og surplus royalty

m.m., når salgsprisen og omkostningerne på en tønde

olie øges henholdsvis formindskes med 40 %.

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Current Flat royalty

rate 13%

Flat royalty rate 5,5% Combined royalty 5% /

tax reduced to 30% surplus royalty

total take 45% in base case (3%/9%/18%)

D.v.s. følgende forudsætninger:

• Salgspris pr. tønde olie: -40 %

• Omkostning pr. tønde olie: +40 %

• Langsigtet salgspris pr. tønde olie: USD 75

(Base Case)

• Omkostning pr. tønde olie: -40 %

• Salgspris pr. tønde olie: +40 %

3 Tier Royalty

(5%/10%/15% gross)

Kulbrintestrategi 2009 43

Figur 22.

Government Take

ved forskellige

royalty-modeller.

Salgspris -40 %

Omkostninger +40%

Base Case

Omkostninger -40 %

Salgspris +40 %


44

5.4 Mulige nye modeller for skatter, afgifter og offentlig deltagelse

Model nr. Modellens elementer Modellens konsekvenser

1 Den nuværende model i Grønland

• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %

• En overskudsroyalty på 7,5 % når den interne forrentning

før skat er højere end 21,75 % + diskontoen, stigende til

17,5 % og 30 % når den interne forrentning er højere end

henholdsvis 29,25 % + diskontoen og 36,75 % + diskontoen

• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen

2 Royalty på 13 %

• Bruttoroyalty på 13 %, der beregnes af omsætning (uden

fradrag for transportomkostninger) i stedet for nuværende

surplus royalty

• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %

• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen

3 Flat royalty 5,5 %, reduceret selskabs- og udbytteskat

til i alt 30 %

• Bruttoroyalty på 5,5 %, der beregnes af omsætning

(uden fradrag for transportomkostninger)

• Afskaffelse af udbytteskatten på 37 %, så der alene bliver

selskabsskat på 30 %.

• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen

4 Kombineret royalty 5 % og surplus royalty 3 %/ 9 %/ 18 %

• Den nuværende surplus royalty med skattesatser i de tre

tiers er reduceret til 3 %/9 %/18 % i stedet for de nuværende

7,5 %/17,5 %/30 %, men uplift beregnes som under

nuværende regler.

• En bruttoroyalty på 5 %, der beregnes af omsætning (uden

fradrag for transportomkostninger).

• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %

• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen

5 3 Tier bruttoroyalty 5 %/10 %/15 %

• Bruttoroyalty i tre tiers: 5 %/10 %/15 %. Denne beregnes

af omsætning (med fradrag for transportomkostninger). De

tre tiers defineres som akkumuleret bruttofortjeneste a)

mellem 0-9,99 % b) 10 %-19,99 % og c) over 20 %.

Royaltyen beregnes således, at kun den højeste relevante

sats anvendes, dvs. at hvis den akkumulerede bruttofortjeneste

er over 20 %, så udgør den samlede royaltyprocent

15 %, hvis den akkumulerede bruttofortjeneste er mellem

10 og 20 %, så udgør den samlede royaltyprocent 10 %, og

hvis bruttofortjenesten er under 10 % så udgør den 5 %.

• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %

• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen

Den nuværende grønlandsmodel indeholder et progressivt

Government Take, således at den offentlige andel af overskuddet

stiger, når overskuddet fra olieaktiviteter stiger.

Modellen er dog følsom over for stigende investeringsomkostninger.

Model 2 og 3 udviser ikke den ønskede progressivitet,

tværtimod er modellerne degressive ved lave overskud,

dvs. at Government Take-procenten øges ved lave overskud.

Desuden udviser modellerne heller ikke den ønskede progressivitet

ved høje overskud.

Model 2 som har et uændret Government Take på 59 % i

basisscenariet, stiger til 90 % ved lave overskud.

Model 3, som i overensstemmelse med IHS Energys

forslag har et Government Take på 45 % i basisberegningen,

stiger til 60 % ved lave overskud. Begge modeller er derfor

stærkt investeringshæmmende.

Modellen indeholder såvel en omsætnings- som overskudsroyalty,

og udviser en vis begrænset progressivitet ved

stigende overskud, men også et stigende Government Take

når overskuddet falder. Modellen er derfor delvist investeringshæmmende.

Model 5 indeholder en stigende omsætningsroyalty og er

stærkt degressiv, og det vil få skatte og afgiftsprocenten

til at stige, når overskuddet falder. Modellen er derfor

stærkt investeringshæmmende.


5.4.3 Konklusion på modelberegningerne

Såfremt der gennemføres et udbud af olielicenser i

KANUMAS-området, som er karakteriseret ved vanskelige

operative forhold og høje omkostninger, er det

væsentligt ikke at gennemføre en Government Takemodel,

som er investeringshæmmende, idet dette vil

forhindre efterforskning i området.

Naalakkersuisut ønsker derfor, at den nuværende

model fastholdes, idet den er progressiv og betyder,

at Government Take-procenten øges, når overskuddet

øges. Samtidig opkræves ikke royalty ved lave overskud.

Såfremt der på længere sigt skabes et gennembrud i

olieaktiviteterne i form af et kommercielt olie- eller

gasfund, vil varianter af model 3 eller 4 ovenfor blive

nærmere vurderet.

Kulbrintestrategi 2009 45


46

6. Øvrige vilkår for tildeling af licenser

6. Øvrige vilkår for tildeling

af licenser

Der er udarbejdet en modeltilladelse for henholdsvis

Baffin Bugt-licensrunden og licensrunderne i

Grønlandshavet. Modeltilladelsens generelle vilkår

omfatter bestemmelser vedrørende den af tilladelsen

omfattede periode, andres virksomhed i tilladelsens

område, regulering af tekniske og miljømæssige forhold,

aftaler om videreuddannelse, procedurer for

godkendelse af aktiviteter, royalty og afgifter til det

offentlige, tilsyn, forpligtelser ved virksomhedens

ophør, rapportering, arbejdskraft og leverancer, samarbejdsaftale

mellem tilladelseshaverne, overdragelse

af tilladelse, forsikring og garantier, forpligtelser

ved tilladelsens ophør m.m.

Tilladelser, som meddeles i udbudsrunden i Baffin

Bugt-området, tildeles for en efterforskningsperiode

på indtil 10 år. Efterforskningsperioden er normalt

opdelt i tre delperioder. Inden udløbet af en delperiode

skal rettighedshaveren forpligte sig til enten at

gennemføre arbejdsprogrammet i den efterfølgende

periode eller tilbagelevere tilladelsen. I henhold til

råstofloven kan tilladelserne efter ansøgning forlænges

i op til 3 år ad gangen.

Tilladelser, som meddeles i udbudsrunderne i

Grønlandshavet, tildeles for en efterforskningsperiode

på indtil 16 år. Efterforskningsperioden er normalt

opdelt i tre delperioder. Inden udløbet af en delperiode

skal rettighedshaveren forpligte sig til enten at

gennemføre arbejdsprogrammet i den efterfølgende

periode eller tilbagelevere tilladelsen. I henhold til

råstofloven kan tilladelserne efter ansøgning forlænges

i op til 3 år ad gangen.

Hvis der gøres fund, som rettighedshaveren erklærer

kommercielle og agter at foretage udnyttelse af, har

rettighedshaveren, hvis øvrige vilkår i tilladelsen er

opfyldt, ret til at få tilladelsen forlænget med 30 år

for et område omkring fundet.

Der kan søges om prædefinerede blokke. Såfremt der

søges om flere blokke skal disse prioriteres. Ved

udgangen af hver delperiode skal mindst 30 % af det

oprindelige område tilbageleveres. Dette er en meget

vigtig bestemmelse, som betyder, at såfremt der

gøres et kommercielt fund af olie eller gas i regionen,

kan de omkringliggende arealer udbydes på ny til et

skærpet Government Take.

Det er i modeltilladelsen præciseret, at der ved skibstransport

af kulbrinter skal opfyldes nærmere definerede

sikkerhedskrav for skibe, der udfører sådan

transport.

Rettighedshaveren er fortsat forpligtet til at samarbejde

med NUNAOIL A/S i udbygnings- og udnyttelsesperioden.

Formålet med at inddrage NUNAOIL A/S

som medoperatør i udbygnings- og udnyttelsesperioden

er at udvikle selskabets knowhow og ekspertise.

Herudover er der tilføjet et vilkår om at foretage

socioøkonomiske undersøgelser, på linje med de miljømæssige

undersøgelser. Socioøkonomiske undersøgelser

kan omfatte vurderinger af de afledte økonomiske

og sociale aktiviteter, herunder de erhvervsmæssige

muligheder i forbindelse med olievirksomhed

såsom anvendelse af grønlandsk arbejdskraft og grønlandske

virksomheder.

De afledte økonomiske og sociale aktiviteter kan også

omfatte påvirkning af og behov for infrastruktur, samspillet

med det offentlige i øvrigt, og forhold som i

øvrigt har betydning på landsplan og for de relevante

lokalsamfund.


7. Andre områder

7.1

Området mellem 63°N – 67°N

Området mellem 63°N og 67°N indeholder EnCana

Corporations licenser Atammik og Lady Franklin.

EnCana Corporation har som følge af selskabets

’farm-out’-proces overdraget 40 % af licenserne til

Cairn Energy-koncernen. EnCana Corporation vil fortsat

være operatør på begge efterforsknings- og

udnyttelsestilladelser (se figur 23).

Der er gode geologiske forudsætninger for at gøre

betydelige oliefund i området mellem 63°N og 67°N.

Ganske vist var Qulleq-1 boringen, som blev gennemført

i havet sydvest for Nuuk i 2000, tør, men boringen

afslørede, at der er store mængder sandsten med

reservoirpotentiale (Santonian alder) og i de eksisterende

modeller fra GEUS, er der undersøgelser, som

indikerer, at der i visse områder af de sedimentære

bassiner kan være gode modne kildebjergarter.

Kulbrintestrategi 2009 47

Endvidere har undersøgelser i området også påvist tilstedeværelsen

af en tyk lerpakke, der kunne være et

potentielt segl. Der arbejdes stadig med geologiske

modeller i GEUS og i industrien, og der er stadig

mange mulige prospekter inden for Fylla-strukturen.

Området er stort set isfrit hele året og logistisk et

godt område at operere i.

Forskellige internationale olieselskaber har tilkendegivet

en vis interesse for at få gennemført nye

udbudsrunder i denne region. Det er dog Naalakkersuisuts

nuværende politik at afvente resultatet af de

igangværende efterforskningsaktiviteter i Atammikog

Lady Franklin-licensområderne, før nye områder i

denne region udbydes. Såfremt der gøres et kommercielt

fund i de to licensområder, vil de tilstødende

områder kunne udbydes på højere Government Takevilkår,

idet efterforskningsrisikoen i så fald vil være

markant reduceret.

Figur 23.

Licensoversigt over området mellem 63°N og 67°N.


48

7.2 Åben Dør-områderne

7.2

Åben Dør-områderne

De samlede områder der for indeværende udbydes til

ansøgning gennem Åben Dør-proceduren fremgår af

figur 24 nedenfor.

Havområdet ud for Sydvestgrønland mellem 60°N og

63°N samt Jameson Land er siden 1999 blevet udbudt

som Åben Dør-områder. Siden 1. januar 2008 er også

havområdet vest for 42°30’V og syd for 60°N blevet

udbudt til ansøgning gennem samme Åben Dør-procedure.

Baggrunden for udvidelsen var, at Råstofdirektoratet

i de senere år – i samarbejde med den seismiske industri

– har gennemført en begrænset dataindsamling i

området, hvor foreløbige undersøgelser indikerer, at

der kan være sedimentære bassiner med strukturer

og dybde som gør at der evt. kan være kulbrinter.

Dette er dog forbundet med en vis usikkerhed pga. den

begrænsede datamængde.

Det er således vurderingen, at der er et muligt kulbrintepotentiale

i området, men at det er forbundet med

en vis efterforskningsmæssig risiko.

Licensbetingelserne for at få tilladelse til efterforskning

i området er derfor lempeligere end i udbudsrundeområderne.

Det britiske olieselskab Cairn Energy PLC blev i januar

2008 tildelt to tilladelser til efterforskning i Åben

Dør-området nord for 60°N. Efterfølgende har Cairn

Energy fået godkendt yderligere to licenser i det nye

Åben Dør-område, syd for 60°N. Selskabet har således

i alt fire licenser i Åben Dør-området (se figur 25).

Det er vurderingen, at den øgede interesse fra industrien

betyder, at Åben Dør-området er blevet mere

attraktivt for olieindustrien.

Figur 24.

Åben Dør-områder i Grønland.


Det blev derfor godkendt i forbindelse med udvidelsen

af arealet, at der ikke i første omgang skulle ske

ændringer i de økonomiske licensvilkår, men at dette

først skulle ske med virkning fra og med 1. januar

2010, således at de økonomiske vilkår vil blive justeret

til det niveau som gælder i udbudsrundeområderne.

7.3

Onshore

Disko–Nuussuaq–Svartenhuk

Disko-Nuussuaq-regionen var indtil 2003 et Åben

Dør-område i relation til kulbrinteefterforskning og -

udnyttelse. I forbindelse med igangsættelse af forberedelser

til Disko Vest-udbudsrunden blev såvel onshore-

som offshore-områder i denne region lukket i

2003. Ved godkendelsen af Disko Vest-udbudsrunden

blev det besluttet alene at åbne offshore-områderne

vest for Disko-Nuussuaq. Begrundelsen herfor var

bl.a., at olieindustriens interesser primært var rettet

mod offshore-områderne.

Figur 25.

Licensblokkene i Åben Dørområdet

pr. 1. januar 2009.

Desuden angives de

bathymetriske forhold.

Kulbrintestrategi 2009 49

Dette vil give et incitament for olieefterforskningsselskaberne

til at søge licenser og at intensivere

dataindsamlingen med henblik på at identificere de

mest lovende områder, inden der skal tilbageleveres

delarealer ved udgangen af de enkelte delperioder i

efterforskningsfasen.

Onshore-området Disko-Nuussuaq-Svartenhuk er på

det seneste blevet genstand for forespørgsler angående

mulighederne for at søge licenser specielt på

Nuussuaq-halvøen. Interessen skyldes de omfattende

olieudsivninger og kendte gasforekomster fra

Nuussuaq. Interessen for området er mest kommet fra

mindre til mellemstore selskaber. Det er

Naalakkersuisuts politik, at områdets status indtil

videre fastholdes uændret, og at en eventuel genåbning

afventer øget industriinteresse. Områdets prospektivitet

vil fortsat blive undersøgt af

Råstofdirektoratet med henblik på at indgå i den

generelle markedsføring. Såfremt industriens interesse

øges markant vil områdets status blive taget op til

fornyet vurdering.


50

Noter

Noter

1) Side 37

I denne redegørelse anvendes termen Government

Take, som en fællesbetegnelse for skatter,

royalties, afgifter, gebyrer, bæring af offentlige

olieselskaber i licenser m.m.


Forsidefoto: Stena Drilling

Layout: Boman Qujan’

Tryk: Naqitat, Nuuk


www.bmp.gl Engelsk sproget

www.nanoq.gl Grønlandsk og dansk

Råstofdirektoratets løbende publikationer

1. Kulbrintestrategi 2003

2. Mineralstrategi 2004

3. Samfundsmæssige aspekter

4. Arbejdsbetingelser og jobmuligheder i råstofsektoren

5. Efterforskning og udnyttelse af uran

6. Kulbrintestrategi 2009

Kulbrintestrategi 2009

(Efterforskning og udnyttelse af olie og gas i Grønland)

Nr. 6 af Råstofdirektoratets løbende publikationer

ISBN 978-87-91864-13-1

Grønlands Selvstyre

Råstofdirektoratet

Tel +299 34 68 00

Fax +299 32 43 02

bmp@nanoq.gl

Imaneq 29

Postboks 930

3900 Nuuk

Kalaallit Nunaat

Grønland

More magazines by this user
Similar magazines