Efterforskning og udnyttelse af olie og gas i Grønland. Strategi for licenspolitikken 2009

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

Kulbrintestrategi 2009 3 Indholdsfortegnelse 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

Kulbrintestrategi 2009 5 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 sandsynliggør 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, 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 7 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 2007- niveau, 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. 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. 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.

8 2. Råtofordningen og selvstyreprocessen

Kulbrintestrategi 2009 9 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. Figur 1. Udbudsrundeområderne i 2002 og 2004. EnCana & NUNAOILs nye tilladelsesområde tildelt i 2005 Tilladelsesområde nr. 1 fra Udbudsrunden i 2004 EnCana & NUNAOILs tilladelsesområde tildelt i 2002 Efterforskningsboring 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. 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. 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. 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).

Kulbrintestrategi 2009 11 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 13 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.

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).

Kulbrintestrategi 2009 15 Figur 5. Området omfattet af USGS seneste vurdering i Østgrønland, Kilde: United States Geological Survey. Figur 6. Området omfattet af USGS seneste vurdering i Vestgrønland, 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. 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. 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 17 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. 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

Kulbrintestrategi 2009 19 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. 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 9. Polarhavstrømmes betydning for havis i Nordøstgrønland. 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 5,57 millioner km 2 i 1979 til 2000: 7,04 millioner km 2 september 2005 September 2008 var havisudbredelsen 4,5 millioner km 2 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 21 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. 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. 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.

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.

Kulbrintestrategi 2009 23 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 25 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 27 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 29 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. 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. 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 31 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 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 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. 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 33 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. 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) 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.

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.

Kulbrintestrategi 2009 35 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 to nævnte teknologier gennemgås kort nedenfor: 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. 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.

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.

Kulbrintestrategi 2009 37 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. 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 % 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. Ingen omsætningsroyalty 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. 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 Anbefalinger til fremtidige vilkår for skatter, afgifter og offentlig deltagelse i relation til efterforskning og udnyttelse af olie og gas i Grønland. 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) FRONTIERLANDE NABOLANDE IKKE-FRONTIERLANDE Grønland Barbados Falklandsøerne Færøerne Mauretanien Marokko New Zealand Tunesien Grønland Alaska Canada NWF Danmark Færøerne Norge Storbritannien Grønland Alaska Argentina Australien Brasilien Canada NWF Gabon Kasakhstan Norge Rusland Storbritannien

Kulbrintestrategi 2009 39 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 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. Figur 19. Sammenligning af lande i Benchmarkanalysen 100% 80% Investors andel Offentlig selskabs andel 60% 40% 20% 0% Falklandsøerne Marokko New Zealand Argentina Storbritannien Færøerne Canada Grønland Barbados Gabon Australien Tunesien Danmark Mauretanien Brasilien Norge Alaska Udbytteskat Andre skatter Særlig selskabsskat Selskabsskat Gebyrer Statsandel Royalty

40 5.3 Konklusion vedrørende landesammenligningen 5.3 Konklusion vedrørende landesammenligningen 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. 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. 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. 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. 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. 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) 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. Investor 40.8 % Government (incl. Nuna Oil) 59.2 % Figur 20. Total fordeling af nettoindtægterne i Grønland.

Kulbrintestrategi 2009 41 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. 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 Greenland Gross Project Cash Flow (including 3 % inflation) Withholding Tax 13.1 % Investor 40.8 % Income Tax 15.2 % Nuna Oil 12.5 % Annual Fees 0.01 % Surplus Royalty 18.3 % Figur 21. Fordelingen af nettoindtægterne på forskellige skatte- og afgiftskategorier, NUNAOIL A/S samt olieselskaberne.

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.

Kulbrintestrategi 2009 43 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. 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 % 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% Figur 22. Government Take ved forskellige royalty-modeller. 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% Salgspris -40 % 10% Omkostninger +40% Base Case Omkostninger -40 % 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%) 3 Tier Royalty (5%/10%/15% gross) 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 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. 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 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. 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 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. 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 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.

Kulbrintestrategi 2009 45 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.

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. 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 47 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. 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. 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. 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. 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.

Kulbrintestrategi 2009 49 Figur 25. Licensblokkene i Åben Dørområdet pr. 1. januar 2009. Desuden angives de bathymetriske forhold. 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. 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. 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. 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.