2009 KULBRINTE:Omslag - Nanoq

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

Kulbrintestrategi 2009
(Efterforskning og udnyttelse af olie og gas i Grønland)
Nr. 6 af Råstofdirektoratets løbende publikationer
Udgivet december 2009
Trykt maj 2010©
ISBN 978-87-91864-13-1
Grønlands Selvstyre
Råstofdirektoratet
Tel +299 34 68 00
Fax +299 32 43 02
bmp@nanoq.gl
Imaneq 29
Postboks 930
3900 Nuuk
Kalaallit Nunaat
Grønland

Indholdsfortegnelse
Kulbrintestrategi 2009 3
1. Indledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2. Råstofordningen og selvstyreprocessen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3. Status på licenspolitikken for olie og gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.1 Udbudsrunder indtil 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.1.1 2002 og 2004 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.1.2 Disko Vest-udbudsrunden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.1.3 Licenser i Åben Dør-området . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.2 Samlet status på licenstildelingen i Grønland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
4. Strategi for licenspolitikken i de kommende år . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
4.1 KANUMAS-projektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.2 Olie- og gaspotentialet i KANUMAS-områderne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.2.1 Nye estimater for olie- og gasforekomster offshore Nordøstgrønland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.2.2 Nye estimater for olie- og gasforekomster offshore Nordvestgrønland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
4.3 Industriens interesser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
4.4 Isforhold og andre fysiske rammer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
4.4.1 Isforholdene i KANUMAS Vest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
4.4.2 Isforholdene i KANUMAS Øst . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
4.5 Miljø- og naturforhold . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.5.1 Generelt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.5.2 Miljøbeskrivelse for KANUMAS Vest og KANUMAS Øst . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.5.3 Vurdering af miljøpåvirkningen ud fra mulige aktiviteter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.5.4 Oliespild . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.5.5 Miljøregulering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.5.6 HSE-regulering og prækvalifikation af operatører . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.6 Valg af udbudsområder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.7 Teknologiske muligheder i udbudsområderne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5. Økonomiske rammer og vilkår . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
5.1 Skatte- og afgiftsmodeller anvendt i udbudsrunderne 2002, 2004 samt 2006/2007 . . . . . . . . . . . . . 37
5.2 Sammenligning af Government Take i Grønland og andre lande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
5.3 Konklusion vedrørende landesammenligningen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
5.4 Mulige nye modeller for skatter, afgifter og offentlig deltagelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.4.1 Offentlig deltagelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.4.2 Royalty . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.4.3 Konklusion på modelberegningerne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
6. Øvrige vilkår for tildeling af licenser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
7. Andre områder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
7.1 Området mellem 63°N – 67°N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
7.2 Åben Dør-områderne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
7.3 Onshore Disko–Nuussuaq–Svartenhuk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
Noter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

4
Grønlands placering i det nordlige Atlanterhav

1. Indledning
Der er bred politisk enighed i Grønland om at arbejde
for at udvikle råstofsektoren til et bærende erhverv,
som bidrager positivt til den økonomiske udvikling og
til skabelsen af nye arbejdspladser. Målsætningen er
et væsentligt element i den langsigtede økonomiske
politik, som har til hensigt at understøtte udviklingen
af alternative erhvervssektorer til fiskeriet, blandt
andet med henblik på at mindske den nuværende
meget store afhængighed af det årlige bloktilskud fra
Danmark.
Udviklingen af kulbrintesektoren skal ske på en måde,
så det er til størst mulig gavn for det grønlandske
samfund. Samfundet skal sikres en rimelig andel af
overskuddet ved udvinding, ligesom der skal sikres
lokal indsigt og viden om aktiviteterne, blandt andet
med henblik på at sikre, at lokal arbejdskraft og
lokale virksomheder anvendes i størst muligt omfang.
Det er en klar politisk forudsætning for alle olie- og
gasaktiviteter, at disse gennemføres sikkerheds- og
miljømæssigt forsvarligt. Det arktiske miljø er sårbart,
og det grønlandske erhvervsgrundlag og den
grønlandske kultur er i stor udstrækning knyttet til
naturen og miljøet.
Det er således med sigte på øget beskæftigelse og
indtjening, at kulbrinteaktiviteterne skal fremmes.
En forudsætning for, at der kan gøres fund, som kan
udnyttes kommercielt og dermed understøtte øget
beskæftigelse og indtjening, er, at efterforskningsaktiviteten
til stadighed er tilstrækkelig høj.
Som følge af det høje omkostningsniveau for efterforskning
i Grønland er det af stor betydning, at olieindustrien
varetager en væsentlig del af de samlede
efterforskningsaktiviteter. Det er således et væsentligt
strategisk mål at gøre industrien interesseret i at
investere i olieefterforskning i Grønland. Det er i den
forbindelse vigtigt, at myndighederne offentliggør
klare målsætninger med hensyn til hvordan, hvornår
og på hvilke vilkår, der agtes udbudt efterforskningsog
udnyttelsestilladelser i Grønland.
Der pågår en løbende intens konkurrence mellem en
række lande verden over om at tiltrække olieselskabernes
opmærksomhed. Af den grund er det af afgørende
betydning, at der som minimum kan fremvises:
a) geologiske data og undersøgelser, der sandsynlig-
Kulbrintestrategi 2009 5
gør tilstedeværelsen af kommercielle kulbrinteforekomster
i undergrunden, b) konkurrencedygtige tilladelsesvilkår,
c) stabile rammebetingelser og d) en
effektiv myndighedsbehandling.
I nærværende forslag til strategi for den fremtidige
olie- og gasefterforskning i Grønland tages der afsæt
i behovet for en langsigtet fastholdelse af den industriinteresse,
som det er lykkedes at opbygge inden
for de seneste år.
Inden for de seneste år har Grønland oplevet en hidtil
uset international interesse for råstofpotentialet i
den grønlandske undergrund. Resultatet af olieudbudsrunden
i havområdet ud for Disko-Nuussuaq kan
være af afgørende betydning for Grønlands fremtid.
Nogle af verdens største olieselskaber er tildelt efterforsknings-
og udnyttelseslicenser i grønlandsk farvand.
Selskaber som ExxonMobil, Chevron, Husky
Energy, Cairn Energy, EnCana, DONG Energy og PA
Resources planlægger i de kommende år at investere
milliarder i udviklingen af det grønlandske oliepotentiale.
Den internationale finansielle/økonomiske krise har
indtil videre ikke indebåret noget væsentligt fald i
olieselskabernes langsigtede interesse for det grønlandske
oliepotentiale. Tværtimod har de såkaldte
KANUMAS-selskaber (Exxon, Statoil, BP, Japan National
Oil Corporation (nu JOGMEC), Texaco, Shell, NUNAOIL)
f.eks. udvist en meget betydelig interesse i at få
udmøntet deres præferencestilling i havområdet ud
for Nordøst- og Nordvestgrønland. Der er tale om langsigtede
satsninger, hvor selskabernes tidshorisont for
igangsættelse af en egentlig produktion formentlig
ligger ganske mange år ude i fremtiden. Der er således
også tale om strategier som ikke på kort sigt svinger
med spotpriserne på olie og gas, men har til hensigt at
sikre olieselskaberne et langsigtet reservegrundlag.
Efterforskningsaktiviteter på olieområdet er karakteriseret
ved betydelige investeringer og ikke mindst
betydelige efterforskningsrisici. Et centralt element i
den kulbrintestrategi, som blev iværksat med
”Kulbrintestrategi 2003” og videreført i ”Samfundsmæssige
aspekter af efterforskning og udnyttelse af
olie og gas i Grønland” fra 2005, er derfor, at der til
stadighed fastholdes et højt efterforskningsniveau i
flere forskellige regioner i Grønland.

6
1. Indledning
Årsagen hertil er, at der må forventes varierende grader
af efterforskningssucces i de forskellige regioner
af Grønland. Det er således ikke på forhånd muligt at
forudsige, hvilken region som først vil føre til det
ønskede gennembrud i olieaktiviteterne. Det kan
således ikke forventes, at alle de nuværende licensområder
(Sydgrønland – det centrale Vestgrønland –
Disko-Nuussuaq-regionen) fører til kommercielle
fund.
I forlængelse af den succesfulde udbudsrunde i Disko-
Nuussuaq regionen i havet ud for Vestgrønland, er der
gennem de seneste par år gennemført et omfattende
modningsarbejde af Grønlands nordvestlige og nordøstlige
havområder, dvs. Baffin Bugten ud for
Nordvestgrønland og Grønlandshavet ud for Nordøstgrønland
– eller som områderne betegnes i oliebranchen:
KANUMAS-områderne.
Der er:
• i samarbejde mellem Råstofdirektoratet, Danmarks
Miljøundersøgelser (DMU) og Grønlands Naturinstitut
(GN) gennemført en omfattende strategisk miljøvurdering
af havområderne ud for Nordvest- og
Nordøstgrønland,
• i samarbejde mellem Råstofdirektoratet og De
Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og
Grønland (GEUS) i disse år udført en omfattende
analyse og vurdering af alle geo-data af Baffin Bugtregionen,
• i samarbejde mellem Råstofdirektoratet, Danmarks
Meteorologiske Institut (DMI) og Danmarks Tekniske
Universitet (DTU) udført omfattende undersøgelser
af ændringer i regionens isforhold,
• i samarbejde med det internationalt anerkendte IHS
Energy gennemført en vurdering af konkurrencedygtige
modeller for skatter og afgifter på olieområdet i
Grønland sammenlignet med en række andre lande,
• af USGS, U.S. Geological Survey, gennemført en
opdateret vurdering af olie- og gaspotentialet i
havet ud for Nordvest- og Nordøstgrønland.
Disse forhold har ført til en betydelig langsigtet interesse
i olieindustrien samt i den seismiske industri for
igangsættelse af efterforskningsaktiviteter i disse
områder. Internationale olieselskaber og seismiske
selskaber har således gennemført omfattende
dataindsamling og forundersøgelser i KANUMASområderne
i de seneste par år.
Samtidig er der gennemført en dialog mellem
Råstofdirektoratet og de såkaldte KANUMAS-selskaber
(nogle af verdens førende olieselskaber), om hvordan
den såkaldte præferencestilling, som disse selskaber
har til deltagelse i en første olieudbudsrunde i
disse områder, kan udmøntes.
Dette strategipapir fokuserer således primært på
videreførelse af licenspolitikken til også at dække de
nordlige områder af de grønlandske farvande.
Strategien omfatter dog også en vurdering af udviklingen
i havet ud for Sydvestgrønland (Labrador
Havet) og i det centrale Vestgrønland (havområdet
mellem 63°N og 67°N) samt andre områder.

2. Råstofordningen og
selvstyreloven
Med ikrafttrædelse af lov om Grønlands Selvstyre den
21. juni 2009, blev der givet Selvstyret mulighed for
selv at beslutte overtagelse af en lang række sagsområder,
herunder råstofområdet og arbejdsmiljøområdet.
Med den nye selvstyreordning tilfalder alle indtægter
fra råstofaktiviteter i Grønland Selvstyret, herunder
indtægter hos såvel grønlandske som danske myndigheder
i form af licenser, beskatning, ejerandele etc.
I selvstyreordningen indgår følgende hovedelementer
i de økonomiske relationer mellem Grønland og
Danmark:
• Statens bloktilskud fortsætter uændret på 2007niveau,
dvs. 3.202,1 mio. kr. årligt, reguleret med
pris- og lønudviklingen.
• Grønland finansierer selv de sagsområder, der overtages.
• Indtægter fra råstofaktiviteter i Grønland tilfalder
Grønlands Selvstyre.
• Statens tilskud reduceres med et beløb svarende til
halvdelen af indtægterne fra råstofudvinding, som
årligt ligger ud over 75 mio. kr.
Når statens tilskud til Grønland er reduceret til
nul kroner, indledes der forhandlinger mellem
Naalakkersuisut og Den danske regering. I forhandlingerne
indgår spørgsmålet om fordeling af indtægter
fra råstofudvinding i den grønlandske undergrund.
For at selvstyret skal kunne få et reelt indhold var det
derfor af største betydning, at råstofområdet som det
første sagsområder overgik til Grønlands Selvstyre.
Den 1. januar 2010 trådte inatsisartutlov nr. 7 af 7.
december 2009 om mineralske råstoffer og aktiviteter
af betydning herfor (råstofloven) i kraft og
erstattede den gældende danske lov om mineralske
råstoffer i Grønland, jf. lovbekendtgørelse nr. 368 af
18. juni 1998.
Kulbrintestrategi 2009 7
Råstofloven fastsætter grundlaget og rammerne for
den fremtidige regulering af mineralske råstoffer
samt aktiviteter, der har betydning herfor. Loven foreskriver
at disse aktiviteter skal udøves i overensstemmelse
med den bedste internationale praksis for udførelse
og regulering af sådanne aktiviteter og alene må
ske efter tilladelse meddelt af Naalakkersuisut.
Råstofloven viderefører princippet om en samlet integreret
myndighedsbehandling på råstofområdet, hvor
især miljømæssige, tekniske, sikkerhedsmæssige,
socio-økonomiske og ressourcemæssige hensyn indgår
i en helhed i vurderingen af en råstofaktivitet.
Forvaltningen af råstofområdet udøves således på
grundlag af en samlet og koordineret stillingtagen til
alle relevante forhold og hensyn vedrørende mineralske
råstoffer, råstofaktiviteter, anvendelse af undergrunden
og tilknyttede energiaktiviteter. Herunder
henhører også myndighedsbehandling af regnskabsmæssige
og økonomiske spørgsmål blandt andet ved
opgørelse af indtægter fra råstofaktiviteter i forbindelse
med opgørelse af de økonomiske relationer mellem
Selvstyret og Staten under selvstyreordningen.
Sagsområdet sundhed og sikkerhed for offshorearbejde
er også omfattet af råstofloven, hvorved det
politiske og administrative ansvar for de sikkerhedsmæssige
forhold for offshore aktiviteter er overtaget
fra Staten og samlet under Naalakkersuisut.

8
2. Råtofordningen og selvstyreprocessen

3. Status på licenspolitikken
for olie og gas
3.1
Udbudsrunder indtil 2009
3.1.1 2002 og 2004
I 2002 gennemførtes en udbudsrunde i havet ud for
Vestgrønland omfattende området mellem breddegraderne
63°N og 67°N. Udbudsrunden ledte til, at det
canadiske olieselskab EnCana Corporation, med
NUNAOIL A/S som båret partner, fik tildelt en efterforsknings-
og udnyttelsestilladelse for kulbrinter i
Grønland, kaldet Atammik. Se figur 1.
Der blev efterfølgende gennemført en udbudsrunde i
havet ud for Vestgrønland i 2004, omfattende fire
udbudsområder, hver indeholdende mindst 2-3 store
strukturer med mulighed for kulbrinter.
Udbudsrunden i 2004 resulterede i en ny efterforsknings-
og udnyttelsestilladelse for kulbrinter i
Grønland til det canadiske olieselskab EnCana
Corporation og NUNAOIL A/S, kaldet Lady Franklin.
Det tildelte område på 2.897 kvadratkilometer ligger i
et havområde ca. 250 km vest for Nuuk i Vestgrønland.
EnCana Corporation havde i 2007 succes med at ”outfarme”
en andel af deres ’Atammik’ og ’Lady Franklin’
efterforsknings- og udnyttelsestilladelser offshore
Vestgrønland til selskaberne Capricorn Atammik
Limited og Capricorn Lady Franklin Limited, som
begge er datterselskaber af Cairn Energy PLC.
3.1.2 Disko Vest-udbudsrunden
Første fase af Disko Vest-udbudsrunden 2006 for
havområdet mellem 67°N og 71°N ud for Disko-
Nuussuaq i Vestgrønland førte i 2007 til underskrivelse
af 4 efterforsknings- og udnyttelsestilladelser
inden for kulbrinter til olieselskaberne ExxonMobil,
Chevron, Husky Energy, DONG Energy og NUNAOIL
A/S.
Anden fase af Disko Vest-udbudsrunden blev formelt
åbnet den 1. august 2007.
Figur 1.
Udbudsrundeområderne i 2002 og 2004.
Kulbrintestrategi 2009 9
EnCana & NUNAOILs nye
tilladelsesområde tildelt i 2005
Tilladelsesområde nr. 1 fra
Udbudsrunden i 2004
EnCana & NUNAOILs
tilladelsesområde tildelt i 2002
Efterforskningsboring
På åbningsdagen af anden fase af udbudsrunden modtog
Råstofdirektoratet en ansøgning fra selskabet
Capricorn/Cairn Energy PLC om tildeling af en efterforsknings-
og udnyttelsestilladelse til Blok 1 og
Blok 3. Se figur 2.
I september 2007 modtog Råstofdirektoratet en
ansøgning fra det svenske olieselskab PA Resources,
som resulterede i en tildeling af en efterforskningsog
udnyttelsestilladelse til Blok 8.
Resultatet af Disko Vest-udbudsrunden var således en
overvældende succes. Der er nu tildelt 7 licensblokke,
som dækker et samlet areal på ca. 82.000 km 2 – eller
et område som rundt regnet svarer til 2 gange
Danmarks størrelse.

10
3.1 Udbudsrunder indtil 2009
De tildelte tilladelser indeholder en efterforskningsperiode
på 10 år, som for alle tilladelser er opdelt i tre
delperioder. Rettighedshavere skal inden udgangen af
1. delperiode enten påtage sig at udføre arbejdsforpligtelserne
for 2. delperiode eller tilbagelevere tilladelsen.
Forpligtelserne i 2. delperiode vil typisk
omfatte én boring samt indsamling af yderligere data.
Figur 2.
Blokinddelingen i Disko-Nussuaq-regionen:
ExxonMobil (USA), Chevron (USA), DONG Energy (DK) og NUNAOIL A/S (GL);
Husky (CAN), ExxonMobil (USA) og NUNAOIL A/S (GL);
Capricorn/Cairn Energy PLC (UK) og NUNAOIL A/S (GL);
Husky (CAN) og NUNAOIL A/S (GL);
PA Resources (SE) og NUNAOIL A/S (GL).
Tilsvarende skal rettighedshavere inden udgangen af
2. delperiode enten påtage sig at udføre arbejdsforpligtelserne
for 3. delperiode eller tilbagelevere
efterforskningstilladelsen.
Der er i sommeren 2008 gennemført et meget omfattende
efterforskningsprogram i Disko Vest-området,
hvor der blev indsamlet ca. 20.000 km 2D-seismik,
samt betydelige mængder aerogravimetriske og
-magnetiske data samt andre geofysiske data. Første
delperiode vil være afsluttet efter 3 eller 4 år. Inden
da skal selskaberne beslutte, om de skal fortsætte ind
i næste delperiode, hvor en efterforskningsboring
typisk er krævet.
Det er vurderingen, at der er tale om en særdeles vellykket
udbudsrunde, der - ud over at have ført til
mange nye efterforskningsforpligtelser - også har
ført til øget international fokus på kulbrintepotentialet
i Grønlands undergrund.

3.1.3 Licenser i Åben Dør-området
Åben Dør-områderne omfattede indtil 2008 havområdet
ud for Sydvestgrønland mellem 60°N og 63°N
samt Jameson Land i Østgrønland (se figur 3). Åben
Dør-områderne er karakteriseret ved at have en lav
datadækning og er derfor forbundet med en høj efterforskningsrisiko.
Ydermere er havområdet ud for
Sydvestgrønland forbundet med vanskelige operative
forhold i forbindelse med relativt store havdybder og
pakis.
Områderne er omfattet af en særlig procedure, hvor
der kan ansøges om tilladelse til kulbrinteefterforskning
året rundt og hvor ansøgninger behandles i den
rækkefølge de modtages. Tilladelserne er hver opdelt
i 3 delperioder med tilhørende arbejdsprogram. Der
gælder for Åben Dør-tilladelser, at rettighedshaverne
forpligter sig til at udføre aktiviteter i henhold til
arbejdsprogrammet, hvis de vælger at fortsætte
deres efterforskning ind i den følgende delperiode.
Alternativt skal rettighedshaverne tilbagelevere
efterforskningstilladelsen.
Råstofdirektoratet har mærket en stigende interesse
for hele havområdet syd for 63°N. Det blev derfor i
december 2007 indstillet til fællesrådet, at det nuværende
Åben Dør-område udvides til også at omfatte
havområdet syd for 60°N (se figur 3). Fællesrådet og
efterfølgende regering og landsstyre godkendte
denne indstilling. Der er i 2008 modtaget to ansøgninger
til licensblokke syd for 60°N fra Capricorn/Cairn
Energy PLC, som fik tildelt to licenser i november
2008 med NUNAOIL A/S som båret partner i efterforskningsfasen.
Kulbrintestrategi 2009 11
Figur 3.
Åben Dør i havområdet ud for Sydgrønland. Det ternede havområde
udgør hele det nuværende Åben Dør-område i Sydgrønland efter
udvidelsen. Den lyse del af dette udgør den omtalte udvidelse.

12
3.2 Samlet status på licenstildelingen i Grønland
3.2
Samlet status på licenstildelingen
i Grønland
I løbet af 2007 og 2008 er antallet af efterforskningsog
udnyttelsestilladelser steget fra 2 til 13 og er dermed
mere end seksdoblet. Det samlede areal af olielicenserne
er i samme periode steget fra 6.882 km 2 t il -
ca. 130.000 km 2, og er således nu omtrent 17 gange
større.

4. Strategi for licenspolitikken i de
kommende år
I 2006 igangsatte myndighederne planlægningen af
olielicenspolitikken for havområderne ud for Nordøstog
Nordvestgrønland. Der har været stor international
fokus på disse såkaldte KANUMAS-områder bl.a. som
følge af, at USGS har estimeret et meget betydeligt
olie- og gaspotentiale i disse regioner.
Interessen for Nordøst- og Nordvestgrønland har ført
til indsamlingen af store mængder kommerciel seismik
samt aeromagnetiske og -gravimetriske data i
2007 og 2008. Ligeledes har olieindustrien foretaget
havbundsprøveindsamlinger i havet ud for både
Nordøst- og Nordvestgrønland.
I de følgende afsnit redegøres således for olie- og
gaspotentialet i KANUMAS-områderne, industriens
interesser, is-, miljø- og naturforhold, valg af udbudsområder,
teknologiske muligheder i KANUMAS-områderne
samt forslag til økonomiske vilkår for olieaktiviteter
i områderne.
Figur 4.
KANUMAS-områderne.
Kulbrintestrategi 2009 13

14
4.1 KANUMAS-projektet
4.1
KANUMAS-projektet
KANUMAS-projektet blev iværksat i slutningen af
1989 som en langsigtet satsning med henblik på at
fremme olieaktiviteter i områderne.
KANUMAS-projektet var et regionalt seismisk undersøgelsesprojekt
i havområder i Nordvest- og
Nordøstgrønland, som blev udført af en gruppe bestående
af Exxon, Statoil, BP, Japan National Oil
Corporation (JNOC), Texaco, Shell og NUNAOIL.
KANUMAS-tilladelsen var en forundersøgelsestilladelse
og indeholdt således ikke en eneret for rettighedshaverne.
Alligevel indeholdt tilladelsen betydelige
efterforskningsforpligtelser, hvilket må ses i sammenhæng
med, at der til tilladelsen er knyttet en særlig
præferencestilling for KANUMAS-selskaberne.
Denne præferencestilling gælder i relation til senere
udbudsrunder i Nordøst- og Nordvestgrønland. De
særlige vilkår for KANUMAS-områderne indbefatter:
• En procedure for indhentning af udtalelser og synspunkter
fra gruppens selskaber forud for og i forbindelse
med planlægning af udbudsrunder for de områder
i henholdsvis Nordvest- og Nordøstgrønland,
hvor der gennem KANUMAS-projektet er indsamlet
seimiske data.
• Rettigheder (præferencestilling) for de enkelte
KANUMAS-selskaber til at deltage i en særlig nærmere
specificeret prærunde forud for første
udbudsrunde i Nordvest- og Nordøstgrønland.
• At NUNAOIL A/S på vegne af gruppen er forpligtet til
at opbevare, vedligeholde og markedsføre gruppens
seismiske data, der er fortrolige indtil 1 år efter
afslutningen af den første almindelige udbudsrunde.
KANUMAS-gruppens forundersøgelsestilladelse er
ophørt, men gruppens rettigheder og forpligtelser er
fortsat gældende, herunder præferencestillingen i de
områder, hvor der gennem projektet er indsamlet seismiske
data.
Naalakkersuisut har nu indgået en aftale med KANU-
MAS-selskaberne om hvordan den såkaldte præferencestilling
skal udmøntes. Hovedelementer i den nye
aftale er, at der i forlængelse af en omfattende strategisk
miljøvurdering omfattende havområderne ud for
Nordøst- og Nordvestgrønland gennemføres en
udbudsrunde i Baffin Bugten i 2010 og en udbudsrunde
i to faser i havet ud for Nordøstgrønland i 2012 og
2013.
4.2
Olie- og gaspotentialet i
KANUMAS-områderne
4.2.1 Nye estimater for olie- og gasforekomster
offshore Nordøstgrønland
USGS har i august 2007 færdiggjort et nyt estimat for
de gennemsnitlige uopdagede kulbrinteressourcer i
havet ud for Nordøstgrønland.
Gennemsnitsskønnet (mean) for olie og gas i regionen
fra 70°N – 82°N er opgjort til 9 milliarder tønder olie,
86 billioner kubikfod naturgas samt 8 milliarder tønder
flydende naturgas svarende til i alt 31,4 milliarder
tønder olieækvivalenter. Estimatet er baseret på eksisterende
seismiske og andre geofysiske data ud for
Østgrønland men er pga. den meget begrænsede datatæthed
og endnu begrænsede viden behæftet med en
vis usikkerhed.
Desuden er estimatet baseret på de kulbrinteressourcer,
det vurderes muligt at udvinde med eksisterende
teknikker. Af disse beregninger fremgår det, at ca.
85% af kulbrinteressourcerne findes i Danmarkshavn
Bassinet.
USGS’ seneste vurdering er inddelt i 5 enheder: North
Danmarkshavn Salt Basin AU, South Danmarkshavn
Basin AU, North East Greenland Volcanic Province AU,
Thetis Basin AU, Liverpool Land Basin AU (Figur 5).

Figur 5.
Området omfattet af USGS’ seneste vurdering i Østgrønland,
Kilde: United States Geological Survey.
4.2.2 Nye estimater for olie- og gasforekomster
offshore Nordvestgrønland
USGS har i maj 2008 færdiggjort et nyt estimat af
uopdagede olie- og gasressourcer i undergrunden i
havet mellem Vestgrønland og Østcanada.
Vurderingen omfatter udelukkende havområderne
nord for polarcirklen (se figur 6).
USGS’ seneste vurdering er inddelt i 5 enheder:
AU-1 Eurekan structures AU,
AU-2 Northwest Greenland Rifted Margin AU,
AU-3 Northeast Canada Rifted Margin AU,
AU-4 Baffin Bay AU,
AU-5 Greater Ungava Fault Zone AU.
Kulbrintestrategi 2009 15
Figur 6.
Området omfattet af USGS’ seneste
vurdering i Vestgrønland,
Kilde: United States Geological Survey.
Estimatet er baseret på eksisterende geofysiske data
(eksempelvis seismik) og resultater fra et mindre
antal boringer ud for både Vestgrønland og Canada, og
er pga. den begrænsede datatæthed behæftet med en
vis usikkerhed. Gennemsnitsskønnet (mean) for olie
og gas i regionen er opgjort til 7,3 milliarder tønder
olie, 51,8 billioner kubikfod gas og 1,2 milliarder tønder
flydende gas, svarende til i alt godt 18 milliarder
tønder olieækvivalenter.
Der er ikke foretaget en statistisk vurdering af områderne
syd for polarcirklen. På grønlandsk side vidner
den igangværende efterforskning i de 6 eksisterende
tilladelsesområder, at olieselskaberne tror på en
mulig tilstedeværelse af olie- og gasforekomster i
dette sydvestlige område.

16
4.3 Industriens interesser
4.3
Industriens interesser
Det positive resultat af olieudbudsrunden i havområdet
ud for Disko-Nuussuaq vidner om en langsigtet
interesse fra olieselskaber samt fra den seismiske
industri. En omfattende dataindsamling har således
fundet sted de seneste par år, ikke blot i Disko-
Nuussuaq-regionen, men også i KANUMAS-områderne.
Interessen for Nordøst- og Nordvestgrønland har ført
til indsamlingen af store mængder kommerciel seismik
samt aeromagnetiske og -gravimetriske data i
2007 og 2008. I 2008 blev der i Baffin Bugten ud for
Nordvestgrønland gennemført seismiske undersøgelser
og taget havbundsprøver over perioden juli til
november. Offshore Nordøstgrønland blev der i juli
måned 2008 foretaget stratigrafiske kerneboringer.
Borekernerne fra 9 huller er taget på ca. 200 m vanddybde
og alle med en kernelængde på under 100 m.
Kerneprøverne er en vigtig del i det videre tolkningsarbejde
for forståelse af de seismiske profiler fra
området.
Aktiviteterne i områderne viser, at undersøgelser kan
foretages 5 til 8 måneder årligt uden de helt store
vanskeligheder med is og vejr. Klimaforandringer forventes
at påvirke og formodentlig have en positiv
effekt på den fremtidige råstofefterforskning, jf.
nedenstående afsnit om isforhold.
Klimaforandringerne gælder for alle dele af det arktiske
område, som oplever et opsving i olie- og gasaktiviteter.
Det gælder områderne nord for Rusland,
Alaska, Nordnorge (Barentshavet) m.fl. Senest har
Island annonceret udbud af olietilladelser i området
syd for Jan Mayen. Der vil blive udbudt omkring
100 licenser i januar 2009 i et område, som dækker
40.000 km 2 af havområdet nordøst for Island og syd
for de norske Jan Mayen Øer.
Samtlige lande omkring det arktiske hav positionerer
sig således i øjeblikket med henblik på at tiltrække
olieselskabernes investeringer rettet mod fund af nye
oliereserver. Denne opblomstring af interessen baserer
sig bl.a. på den betydelige igangværende afsmeltning
i dette område.
En konkret indikator for industriinteressen i havet ud
for Nordøst- og Nordvestgrønland er det betydelige
salg af kommercielle seismiske data og andre geofysiske
data fra den seismiske industri m.fl. til olieindustrien,
som foregår i øjeblikket. Selskaberne fastholder
såvel en kort- som langsigtet interesse i KANU-
MAS-områderne, som ikke baseres på kortsigtede
niveauer for oliepriserne.

4.4
Isforhold og andre fysiske
rammer
Klimaforandringerne, som vi ser dem i dag med
opvarmning og afsmeltning af havisen omkring
Grønland og Det Arktiske Ocean, afsmeltning af den
grønlandske indlandsis og optøning af permafrosten
til følge, er alle faktorer, som forventes at påvirke
råstofområdet.
Klimaforandringerne vil formodentlig have en positiv
effekt på den fremtidige råstofefterforskning, både
på land og i havområderne. Højere temperaturer og
dermed længere feltsæsoner, kortere vintre, en længere
sæson med åbent vand, mindre isdække og færre
isbjerge er alle faktorer, der i høj grad vil øge mulighederne
for, at selskaber kan undersøge mulighederne
for råstofforekomster i Grønland.
Råtofdirektoratet har i samarbejde med Institut for
Rumforskning og -teknologi (DTU Space) og DMI gennemført
omfattende nye undersøgelser af isforholdene
i KANUMAS-områderne. Desuden er udviklingen i
isforholdene i Det Arktiske Ocean og betydningen
heraf for KANUMAS-områderne blevet vurderet.
Denne del af vurderingen er i høj grad baseret på de
undersøgelser, som løbende gennemføres af en række
internationale forskningsinstitutioner, herunder ikke
mindst National Snow and Ice Data Center, Boulder,
Colorado.
Kulbrintestrategi 2009 17
4.4.1 Isforholdene i KANUMAS Vest
Isforholdene i havet ud for Nordvestgrønland kan i
relation til olieindustrien opdeles i spørgsmål vedrørende
henholdsvis isbjerge og havis.
Isbjerge
For så vidt angår isbjergene stammer disse fra gletchere
fra Diskobugten samt mere nordligt placerede
gletchere. Der blev allerede forud for Disko Vestudbudsrunden
lavet omfattende undersøgelser af
isbjergenes tæthed, drivmønstre osv. i såvel Disko-
Nuussuaq-regionen som længere mod nord i KANU-
MAS Vest-området. Disse undersøgelser er opdateret
med nye feltundersøgelser i 2008 foretaget af DMI og
DTU.
Som det fremgår af figur 7 driver isbjergene mod nord
og nordvest, hvorefter de driver ned langs den canadiske
østkyst. Oliefelterne ud for Newfoundland opereres
i dag i et havmiljø, som i vid udstrækning minder
om Disko Vest- og KANUMAS Vest-områderne for så
vidt angår isbjerge. Selv om isbjerge er en betydelig
operativ udfordring i området, er håndtering af disse
et forhold, som en række selskaber i dag har betydelig
operativ erfaring med fra sammenlignelige områder.
Havis
Observationer viser, at der stort set kun eksisterer
første-års havis i KANUMAS Vest-området, og at havistykkelsen
i gennemsnit ligger på 80-100 cm. Havisforholdene
i KANUMAS Vest er dermed ganske sammenlignelige
med forholdene i Disko Vest-området,
som ligeledes er undersøgt af DMI og DTU.
Når man sammenligner gennemsnittet af antallet af
isfrie dage for perioden 1978-2008 med data fra
perioden 2000-2008 (figur 8) fremgår det, at antallet
af isfrie dage er øget i havet ud for Nordvestgrønland.
Forøgelsen i antallet af isfrie dage er størst i Disko
Vest-området, hvor antallet er øget med 1 til 2 måneder
(i visse sektorer endda mere) i de forskellige delsektorer.
Længere mod nord er forlængelsen af den
isfrie periode indtil videre på 1 – 3 uger.

18
4.4 Isforhold og andre fysiske rammer
Figur 7.
Isbjergenes drivmønstre mod nord og nordvest. Billedet til højre viser
Isfjorden ved Ilulissat i Diskobugten. Det ses, at en stor del af isbjergene
opløses i vand inden de når ud i det åbne hav, således at tætheden af
isbjergene er langt større i den indre bugt end i det åbne hav.
Figur 8.
Nedenstående figurer viser gennemsnittet af antallet af isfrie dage i
hhv. 1978-2008 og 2000-2008.
1978-2008 2000-2008

Sammenfattende kan det konkluderes, at isforholdene
i KANUMAS Vest langt hen ad vejen kan sammenlignes
med forholdene i den nordlige del af Disko Vestområdet.
Antallet af isfrie dage i blok 1 i Disko Vestudbudsrundeområdet
er således på niveau med det
nordlige KANUMAS Vest-område. Industriinteressen
for de to områder målt på køb af seismiske data og lignende
er da også ganske sammenlignelig.
Figur 9.
Polarhavstrømmes betydning for
havis i Nordøstgrønland.
Kulbrintestrategi 2009 19
4.4.2 Isforholdene i KANUMAS Øst
En væsentlig parameter for udviklingen i isforholdene
i Nordøstgrønland er udvikling af isforholdene i Det
Arktiske Ocean. Hovedparten af den flerårsis, som kan
observeres i havet ud for Nordøstgrønland, stammer
fra polarhavet. Isafsmeltningen i Det Arktiske Ocean
er af afgørende betydning for issituationen ud for
Nordøstgrønland, idet hovedparten af flerårsisen i
Nordøstgrønland stammer fra Det Arktiske Ocean,
hvor det føres ned gennem Fram Strædet via den
transpolare strøm.
Som det fremgår af nedenstående figur 10 var isudbredelsen
i Det Arktiske Ocean i september 2007 på
sit laveste niveau nogensinde i de 34 år hvor der er
gennemført satellitobservationer af havisen i dette
område. Den røde linie viser den gennemsnitlige isudbredelse
i september måned i årene 2002-2006. Den
orange linie viser den gennemsnitlige isudbredelse i
september måned i årene 1979-1983.
Figur 10.
Isudbredelsen i Det Arktiske Ocean.

20
4.4 Isforhold og andre fysiske rammer
Figur 11.
Oversigt over den gennemsnitlige havisudbredelse i polarhavet.
Gennemsnitlig havisudbredelse
1979 til 2000: 7,04 millioner km2 National Snow and Ice Center, USA oplyser, at hvis
skibs- og flyobservationer medtages i sammenligningen,
er isudbredelsen i Det Arktiske Ocean siden
1950’erne faldet med 50 %. Faldet i september
måneds isudbredelse udgør ca. 10 % pr. tiår eller
28.000 km 2 pr. år.
Havisen ud for Nordøstgrønland er karakteriseret ved
en begyndende reduktion i såvel udbredelsen som i
tykkelsen. Effekten fra den meget betydelige afsmeltning
i Det Arktiske Ocean længere mod nord vil for
alvor slå igennem i dette område om nogle år, såfremt
den østlige havisgrænse i Det Arktiske Ocean fortsætter
sin nuværende bevægelse mod sydvest. I så
fald vil havisen komme uden for den transpolare havstrøms
rækkevidde. Det er den transpolare havstrøm,
som i dag fører havis fra Det Arktiske Ocean ned gennem
Fram Strædet og videre til havet ud for
Nordøstgrønland.
5,57 millioner km2 i
september 2005
September 2008 var
havisudbredelsen 4,5 millioner km2 Observationerne fra DTU Space Center’s feltundersøgelser
i havet ud for Nordøstgrønland i sommeren
2008 viser desuden, at den gennemsnitlige istykkelse
i området nu kun udgør 180 cm. Konklusionen fra
undersøgelserne foretaget af DTU og National Snow
and Ice Data Center, USA kan sammenfattes til følgende:
• Havisen i Det Arktiske Ocean reduceres hurtigt i
disse år, både for så vidt angår koncentration som
tykkelse.
• Andelen af flerårsis er aftagende, det vil sige at den
tilbageværende havis i højere grad består af tyndere
førsteårsis.
• KANUMAS-området ud for Nordøstgrønland påvirkes
og vil blive yderligere påvirket af udviklingen i
Det Arktiske Ocean, idet reduktion af havis i Det
Arktiske Ocean direkte fører til reduktion af havisen
i KANUMAS-området ud for Nordøstgrønland.

4.5
Miljø- og naturforhold
4.5.1 Generelt
Sideløbende med de geologiske og økonomiske vurderinger
har Råstofdirektoratet iværksat en strategisk
miljøvurdering (SEIA) af regionen med det formål at
sikre, at eventuelle kulbrinteaktiviteter kan gennemføres
på et miljømæssigt bæredygtigt grundlag.
SEIA’en er udført af Danmarks Miljøundersøgelser
(DMU) og Grønlands Naturinstitut (GN). SEIA’en er
opdelt i to delrapporter som geografisk omhandler
hvert sit område, KANUMAS Vest og KANUMAS Øst.
4.5.2 Miljøbeskrivelse for KANUMAS Vest og
KANUMAS Øst
De to KANUMAS-områder er beliggende i den arktiske
zone, og viser de for denne zone karakteristiske biologiske
træk: Forholdsvis lav biodiversitet, korte fødekæder,
og områder med meget høje koncentrationer af
organismer.
KANUMAS Vest
KANUMAS Vest vurderes som et vigtigt område i biologisk/økologisk
forstand. Primærproduktionen om
foråret er visse steder høj. Der er dyresamfund på
havbunden, ligesom der er store forekomster af både
fugle og havpattedyr. Blandt fuglene er der arter som
polarlomvie, edderfugl, ride, havterne og lunde. Blandt
havpattedyrene findes isbjørn, hvalros, narhval, hvidhval
og grønlandshval.
Et væsentligt biologisk område er det store polynia,
Nordvandet, beliggende mellem Qaanaaq-området og
Ellesmere Island. Dette er et isfrit havområde på et
ellers isdækket hav om vinteren. Primærproduktionen
starter her meget tidligere end i de omkringliggende
isdækkede områder. Dette medfører koncentrationer
af havpattedyr og fugle, som bl.a. har gjort det muligt
for mennesker at etablere sig permanent i området.
Hellefisk og rejer udnyttes kommercielt i den sydlige
del af vurderingsområdet og fangst og fiskeri til lokalt
brug er vigtige aktiviteter langs de beboede kyster.
Kulbrintestrategi 2009 21
KANUMAS Øst
KANUMAS Øst vurderes ligeledes til i lokale områder
at være vigtigt i biologisk/økologisk forstand.
Primærproduktionen om foråret er visse steder høj,
der er rige dyresamfund på havbunden ligesom der er
forekomster af både fugle og havpattedyr. Blandt fuglene
er der arter som polarlomvie og ismåge. Blandt
havpattedyrene er der isbjørn, hvalros, narhval og
grønlandshval.
Væsentlige biologiske områder i det marine miljø er
også her polynierne. De tre store er Nordøstvandet ud
for Nordøstrundingen, farvandet ud for Wollaston
Forland og mundingen af Scoresby Sund. Der er tillige
flere mindre polynier fordelt langs kysten.
Vurderingsområdets store ynglekolonier af havfugle
ligger alle ved polynierne og det er her mange af indlandets
vandfugle samles inden isen forsvinder fra
søer og kær. Områdets hvalrosser overvintrer i polynierne,
og i denne sammenhæng er Nordøstvandet vigtigt.
Hellefisk udnyttes kommercielt i den sydlige del af
KANUMAS Øst-området og fangst og fiskeri til lokalt
brug er vigtige aktiviteter for beboerne i
Ittoqqortoormiut og for de fangere fra Tasiilaq, der
tager på fangst mod nord.

22
4.5 Miljø- og naturforhold
4.5.3 Vurdering af miljøpåvirkningen ud fra
mulige aktiviteter
SEIA’en vurderer mulige påvirkninger på miljøet ud fra
de typer af kulbrinteaktiviteter, som forventes at
finde sted i en hel livscyklus af kulbrinteaktiviteter fra
efterforskning, udbygning, produktion til nedlukning
og moniteringsfasen.
Aktiviteter i efterforskningsfasen
Efterforskningsaktiviteter er midlertidige, de varer
typisk nogle år og vil for det meste være spredt ud
over de tildelte licensområder. De udføres desuden
kun i den isfrie periode, dvs. om sommeren og efteråret,
formentlig i perioden juli til oktober. Hvis der
ikke lokaliseres olie, der kan udnyttes, ophører aktiviteterne
helt. Findes der olie, vil aktiviteterne overgå
til udvikling og udnyttelse af oliefeltet (se nedenfor).
De væsentligste påvirkninger fra efterforskningsaktiviteter
vil blive forstyrrelser fra støjende aktiviteter
(f.eks. seismiske undersøgelser, boring i havbunden og
helikopterflyvning). Der forventes kun relativt svage,
midlertidige og lokalt forekommende påvirkninger,
idet mere alvorlige påvirkninger kan undgås med forebyggende
tiltag, som f.eks. ved at undgå aktiviteter i
særligt følsomme områder eller perioder.
For KANUMAS Vest betyder forekomsten af blandt
andet hvidhval, narhval, grønlandshval, hvalros og
remmesæl, at dyrene i vinterperioden er følsomme
over for støjende aktiviteter, men efterforskningsaktiviteter
forventes ikke at finde sted i de perioder,
hvor de fleste af disse arter er til stede. Narhvaler har
dog et vigtigt sommerområde i Melville Bugt, og der er
tillige vigtige trækruter for både nar- og hvidhvaler
gennem Melville Bugt og langs kysten af Qaasuitsup
Kommunea, som benyttes endnu inden vinteren sætter
en stopper for olieaktiviteter.
Intensive seismiske undersøgelser kan formentlig få
hellefisk til at søge væk fra områderne (både KANU-
MAS Vest og KANUMAS Øst) i en kort periode, og sker
det i vigtige fiskeområder vil undersøgelserne også
kunne påvirke fiskeriet negativt. Men undersøgelser
viser, at denne påvirkning er midlertidig. Gydeområder
betragtes generelt som særligt følsomme over for
seismiske undersøgelser, men hellefisk gyder ikke i
vurderingsområdet, og dette problem er derfor ikke
aktuelt.
Seismiske undersøgelser forventes ikke at påvirke
rejebestandene eller deres fordeling i området.
Der er en risiko for at havpattedyr vil søge bort fra vigtige
fødesøgningsområder og trækruter pga. forstyrrelserne
fra seismiske undersøgelser. Det forventes
dog, at påvirkningen vil være midlertidig (varighed på
uger til måneder), fordi aktiviteten ophører.
Det er påvist, at trykbølgen fra de luftkanoner, der
benyttes ved seismiske undersøgelser, kun kan slå
fiskeæg og -larver ihjel i en afstand af maks. 5 meter.
Det konkluderes derfor, at seismiske undersøgelser
ikke giver anledning til risiko for væsentlige påvirkninger
af fiskebestandene.
En efterforskningsboring giver også anledning til støjende
aktiviteter. Både selve boringen, men også
maskineri og skruer, der holder en flydende platform
på plads frembringer kraftig støj (havet er næsten
overalt for dybt til at man kan bruge borerigge, der
står på bunden). Denne kan skræmme havpattedyr
og særligt hvaler angives at være følsomme. Der er
derfor risiko for, at særligt narhvaler, hvidhvaler,
grønlandshvaler og hvalros kan blive bortskræmt fra
vigtige opholdsområder.

I KANUMAS Vest er risikoen dog lille for hvidhval,
grønlandshval og hvalros, da deres tidsmæssige overlap
med en prøveboring bliver begrænset til en kort
periode i det sene efterår.
For begge områder gælder, at der er en risiko for midlertidig
bortskræmning af fin-, våge- og pukkelhval i
sommermånederne. Dette kan tænkes at påvirke
fangstmulighederne i den periode aktiviteterne står
på.
Ved en boring dannes der typisk ca. 450 m 3 borespåner
og der bruges ca. 2.000 m 3 boremudder. Begge
dele udledes som regel, efter rensning af spånerne, til
havbunden. Dette påvirker bundfaunen i nærområdet.
Påvirkningerne var særligt tydelige da man brugte
oliebaseret boremudder, som i dag er afløst af miljøvenlige
vandbaserede typer.
Det er vanskeligt at vurdere virkninger af udledning af
boremudder og -spåner i KANUMAS Vest-området,
fordi den foreliggende viden om bunddyrsamfundene
er meget begrænset. Men det forventes at udledningerne
fra en enkelt efterforskningsboring kun vil give
minimale påvirkninger, hvis de mest miljøvenlige typer
af boremudder benyttes. Påvirkninger kan undgås ved
at undlade at udlede boremudder og -spåner, men i
stedet bringe det i land eller pumpe det tilbage i borehullet
ved endt boring.
Kulbrintestrategi 2009 23
Udvikling og produktion
I modsætning til efterforskningsfasen er aktiviteterne
under udvikling af et oliefelt og produktion af olie
eller gas af lang varighed (årtier), og flere af aktiviteterne
har potentiale til at forårsage alvorlige miljøpåvirkninger.
Disse påvirkninger kan i høj grad forebygges
gennem nøje planlægning og anvendelse af anerkendte
”Health, Safety and Environment” (HSE) procedurer,
brug af ”Best Available Technique” (BAT) og
”Best Environmental Practice” (BEP).
Potentielle miljøproblemer ved produktionsvand kan
undgås ved at pumpe vandet tilbage i oliebrønden,
sådan som den norske ”zero-discharge”-politik foreskriver
for Barentshavet.
Energiforbruget ved udvikling og produktion er meget
stort, og anlægget af et stort oliefelt i Grønland kan,
hvis det ikke reguleres, bidrage meget væsentligt til
Grønlands samlede udledning af drivhusgasser. Denne
påvirkning kan dog imødegås ved at stille krav om
reinjektion af CO 2 i undergrunden.
Ved placering af installationer i land, skal deres landskabelige
påvirkninger vurderes og minimeres, idet de
bl.a. kan medvirke til at reducere et områdes værdi
som turistmål.
Fiskeriet i de områder, hvor der vil forekomme udvikling
og produktion vil blive begrænset omkring installationer
på havbunden (brønde og rørledninger) og ved
de forskellige typer af platforme. Normalt anlægges
en sikkerheds-/afspærringszone i en afstand ud til
500 m fra sådanne installationer.

24
4.5 Miljø- og naturforhold
4.5.4 Oliespild
De mest alvorlige miljøpåvirkninger, der kan forekomme
i forbindelse med olieaktiviteter, er store oliespild.
De kan forekomme enten fra udblæsninger, hvor kontrollen
med borehullet mistes under boring, eller fra
uheld i forbindelse med opbevaring og transport af
olie, f.eks. i forbindelse med forlis af tankskibe.
Store oliespild er meget sjældne nu om dage, fordi
teknikken og sikkerhedsforanstaltningerne hele tiden
forbedres. Arctic Monitoring and Assessment
Programme (AMAP 2007) vurderer at risikoen for
oliespild i Arktis er størst i forbindelse med transport
af olie, som passerer gennem de arktiske farvande.
Større oliespild fra bore- og produktionsfaciliteter
forekommer yderst sjældent, som følge af de tekniske
løsninger som i dag er udviklet til boringer efter olie
og til sikring af brønde i forbindelse med produktion.
For så vidt angår egentlige blow-out af olie fra undergrunden
viser undersøgelser, at det er mest sandsynligt
at høje koncentrationer af forurening kun vil forekomme
i begrænsede områder. Risikoen for oliespild
fra de olietankere - som transporterer olie til og fra
Grønland eller gennem grønlandske farvande - er langt
større.
I en rapport fra National Research Council (U.S.
National Academy of Sciences) skønnes det samlede
udslip på verdensplan af petroleum (olier) fra alle
kendte kilder at udgøre 1,3 mio. tons. Ifølge rapporten
er hovedkilderne til udslip:
• Naturlige udsivninger fra undergrunden: 46 %
• Driftsmæssige udledninger fra skibe
og udledninger fra landaktiviteter: 37 %
• Udledning fra skibe som følge af
ulykker/uheld: 12 %
• Oliespild i forbindelse med
efterforskning/udvinding: 3 %
• Andet: 2 %
Oliespild i kystnære farvande regnes generelt som
mere ødelæggende end oliespild på åbent hav.
Grunden til at kystnære farvande er mest sårbare over
for oliespild er, at olien her kan påvirke områder med
høj biodiversitet og med tætte dyrebestande, som
f.eks. gydende lodde (ammassat), banker med bunddyr,
som hvalrosser lever af, og områder med store
fugleforekomster.
På åbent hav er fortyndingseffekten og spredningen
på vandoverfladen med til at mindske miljøeffekterne
af et oliespild. Et oliespild vil næppe påvirke bestandene
af rejer og hellefisk, som er de vigtige arter for
det grønlandske fiskeri.

Fugle er sårbare over for oliespild på havoverfladen,
og i KANUMAS Vest-området er der talrige fugleforekomster.
Ynglefuglene omfatter store kolonier af
polarlomvie, søkonge, edderfugl, havterne og lunde,
ligesom der er vigtige forekomster af fældende kongeedderfugle.
For KANUMAS Øst omfatter ynglefuglene
store kolonier af polarlomvie, søkonge, edderfugl,
havterne og ismåge, ligesom der er fældende edderfugle
og mindst en fjord med fældende kongeedderfugle.
Havpattedyr kan også påvirkes af oliespild på havoverfladen.
Inden for KANUMAS Vest-området forekommer
bestande, som er sårbare, fordi de i forvejen
påvirkes af andre menneskelige aktiviteter – primært
fangst. Det gælder hvidhval, narhval og hvalros, hvis
bestande alle er for nedadgående. Hvalros og remmesæl
lever desuden af bunddyr, og kan blive udsat for at
indtage olie med deres føde.
Inden for KANUMAS Øst-området vil hvalros være
udsat, fordi hvalrosserne her forekommer meget koncentreret
omkring nogle få vigtige fødesøgningsområder.
Der er tillige helt nye undersøgelser der tyder på,
at spækhuggere (og dermed formentlig også andre
hvaler) er sårbare over for indånding af oliedampe
over et spild.
Isbjørne er specielt sårbare, fordi de har en tendens til
at rense olie af pelsen ved at slikke den ren og
derved blive forgiftet af den indtagne olie.
Grønlandshvalerne, der forekommer i området, tilhører
en bestand, som først for nyligt er begyndt at vise
tegn på fremgang, efter at have været næsten udryddet
i begyndelsen af 1900-tallet.
Kulbrintestrategi 2009 25
Oliespildssimuleringer
DMI har modelleret drivbanerne for oliespild i KANU-
MAS Vest-området med udgangspunkt i fire spildsteder.
De fire steder var udvalgt af GEUS som eksempler
på områder, hvor der eventuelt i fremtiden kan forekomme
olieboringer (vurderet ud fra geologiske forhold).
Olien (Statfjord), der blev valgt er en gennemsnitlig
og repræsentativ type, der er lettere end havvand
og hvor ca. 1/3 vil fordampe inden for de første
24 timer. Ved modelsimuleringer hvor der var et konstant
olieudslip blev der valgt en 10-dages periode
med et dagligt udslip på 3.000 tons pr. dag. Dette er et
stort olieudslip, som ikke er særlig sandsynligt. Der
blev valgt vindforhold ud fra 3 gennemsnitlige måneder
med hver sin grad af styrke. Der blev i alt foretaget
24 en-måneders udsivningssimulationer (fra 4 positioner,
3 perioder og fra 2 dybder). Fra to af disse positioner
viste simuleringerne, at udledning fra overflade
samt havbund i én periode nåede kysten i betydeligt
omfang. For en tredje position viste simuleringen, at
udledning fra overflade samt havbund nåede kysten i
mindre omfang.
DMI har endvidere modelleret drivbanerne for oliespild
i KANUMAS Øst-området med udgangspunkt i
tre spildsteder (dvs. 3 positioner, 3 perioder og 2 dybder).
Her viste simuleringerne, at udledning fra én af
disse positioner fra overflade såvel som havbund i én
periode nåede kysten i mindre omfang.
For de resterende 32 af de gennemførte oliespildsscenarier
i KANUMAS Vest og Øst forudses det, at
olien ikke når kyststrækninger.

26
4.5 Miljø- og naturforhold
På baggrund af oliespildssimuleringer udført af DMI
og kortlægning af områder med følsomt miljø, jævnfør
den foreløbige SEIA, fås nedenstående oversigtskort
over områder, der bør tages specielt hensyn til ved
deltagelse i udbudsrunder (figur 12 og 13).
Figur 12.
Følsomme områder i Melville Bugt.
Figur 13.
Følsomme områder i KANUMAS Øst.

For KANUMAS Vest-området er det over hele året
især det nordlige område og langs kysten, at der forefindes
arealer, som vil være følsomme overfor en olieefterforskning
og i værste fald en eventuel olieforurening.
Ligeledes er specielt Melville Bugten et vigtigt
miljøområde for dyre- og planteliv.
Råstofdirektoratet foreslår på denne baggrund, at det
nordlige område (nord for 75°30’) af KANUMAS-gruppens
nuværende præferenceområde, kyststrækningen
og Melville Bugten ikke inddrages i olieudbudsområdet.
Udbudsområdet placeres i afstande på 40-70
km fra kystlinjen. Afstanden til kysten er større end
f.eks. ved licensblokkene i Åben Dør-området i
Sydgrønland og ved de mest kystnære blokke i Disko
Vest-området for at tage hensyn til de identificerede
miljøfølsomme områder. Udbudsområdet dækker dog
stadig de områder, som på baggrund af ny-indsamlede
data samt GEUS’ og USGS’ vurderinger vurderes at
være blandt de mest geologisk interessante.
Udover placeringen af selve udbudsområdet, og hermed
lokaliteten for de potentielt forstyrrende aktiviteter,
kan en række mitigative tiltag begrænse påvirkningen
af de miljøfølsomme områder. F.eks. skal efterforskningsaktiviteter,
som foretages i samme periode
som det tværgående efterårstræk af narhvaler tilpasses,
således at man sikrer en tilstrækkelig hensyntagen
til narhvalerne. Dette kan f.eks. være i form af forbud
mod olietransporter i særlige korridorer i relevante
perioder. Narhvalernes vinterophold i den sydlige
del af området vil ikke have nogen efterforskningsmæssig
betydning, da der i denne periode ikke vil være
nogen aktivitet.
For KANUMAS Øst-området er det ligeledes de kystnære
områder, som anses for følsomme. Studierne
viser, at området i og omkring Scoresby Sund især har
en stor følsomhed i forbindelse med en eventuel olieaktivitet.
Kulbrintestrategi 2009 27
Råstofdirektoratet foreslår derfor at placere udbudsområdet
i KANUMAS Øst, så det ikke omfatter de
kystnære strækninger. Endvidere foreslår
Råstofdirektoratet, at offshore området i og omkring
Scoresby Sund helt udgår af området udlagt til en
udbudsrunde.
Forebyggelse af oliespild
Som understreget ovenfor udgør store oliespild de
mest alvorlige potentielle miljøpåvirkninger, der kan
forekomme i forbindelse med olieaktiviteter. Derfor
er det essentielt, aktivt at søge at forebygge oliespild.
Det bedste værn over for oliespild er at undgå de
uheld, som er årsagen. Derfor er forebyggende handlinger
gennem træning og uddannelse af mandskabet
meget væsentlige. Det omfatter bl.a. grundig planlægning,
brug af det mest sikre udstyr og nøje overvågning
af sikkerhed og materiel. Sker der uheld, skal et beredskab
være klar til omgående indsættelse. Mandskabet
skal kunne tolke de tryk, der løbende måles under
borearbejdet og på basis heraf regulere borevæskens
vægt og betjene sikkerhedsventilerne, de såkaldte
”blow-out preventers”.
I fald der opereres i farvande, hvor der på tidspunktet
for aktiviteten er sandsynlighed for at møde fastis
eller drivende isbjerge, udgør disse en anden type af
risiko for uheld, der i yderste konsekvens kan lede til
oliespild. Drivende isbjerge kan forekomme i en størrelse,
der kan påvirke måden der besejles eller bores
på. Derfor er det et myndighedskrav, at der foreligger
planer for, hvordan man vil reagere over for isbjerge,
og der skal være udstyr klar til at iværksætte sådanne
planer.

28
4.5 Miljø- og naturforhold
Afværgeforanstaltninger mod oliespild
Første indsats imod et oliespild er hurtig udlægning af
flydespærringer, der skal hindre spredning og muliggøre
en opsamling. Den indespærrede olie pumpes
over i pramme, skibe eller flydende lagertanke og
transporteres til modtagestationer i land, hvor den
destrueres. Denne metode kan anvendes i roligt vejr
og i dagtimer med god sigt.
Hvis det pågældende område er præget af kraftige
vinde, megen nedbør og tåge eller af is, kan det nedsætte
effektiviteten af de mulige tiltag som kan foretages
i forbindelse med et oliespild. Hvis flydespærringerne
ikke kan anvendes på grund af vejrforholdene,
kan dispergering overvejes. Dispergering er en
metode, hvor kemikalier spredes ud over oliespildet
for at fremskynde opblandingen i vandsøjlen,
for derved at fjerne spildet fra havoverfladen.
Dispergeringen kan foretages fra såvel skib som fly,
og metoden kan derfor hurtigt bringes i anvendelse.
Dispergering anvendes bedst på friske spild med lette
olietyper. Olie kan også afbrændes direkte på havoverfladen.
Afbrænding har under forsøgsbetingelser
vist sig at kunne fjerne op til 99 % af olien fra vandoverfladen.
Kyststrækninger, som er særligt sårbare af biologiske
eller fangstmæssige grunde, kan beskyttes med flydespærringer.
Rammes kyster af olie, skal de ofte renses
med metoder der afhænger af kystens udformning.
Eksempelvis kan sandstrande skrabes med maskiner
og klippekyster spules eller rengøres med håndkraft.
Bioremediering kaldes de metoder, der fremmer de
naturligt forekommende olienedbrydende bakteriers
evner til at nedbryde olie i vand og på land. Disse biologiske
metoder virker især godt på strandet olie.
4.5.5 Miljøregulering
Godkendelse
Når et selskab får rettigheder til forundersøgelser,
efterforskning og udnyttelse for et bestemt område i
Grønland, fremgår det af den udstedte forundersøgelsestilladelse
(herunder "Standardvilkår for forundersøgelsestilladelser,
Kulbrinter") eller efterforskningsog
udnyttelsestilladelsen (baseret på den politisk
vedtagne modeltilladelse), at selskabets konkrete
aktiviteter skal godkendes af myndighederne inden de
indledes.
Godkendelsesgrundlaget er arbejdsprogrammer for
bl.a. seismiske undersøgelser, boringer, udbygninger,
produktion m.m. Udover en generel beskrivelse af det
samlede arbejde og hvordan det tænkes udført, indeholder
disse en miljøvurdering af aktiviteterne, sikkerhedsplaner,
miljøbeskyttelsesplaner, beredskabsplaner
og alarmeringsplaner, f.eks. for hvordan man vil
forholde sig over for store isbjerge på vej imod boreskibet/platformen.
Godkendelse af seismiske undersøgelser bygger på
regelsættet “Seismic Survey Standards for Offshore
West Greenland”. EIA og miljøbeskyttelsesplaner for
seismiske undersøgelser skal være baseret på DMU’s
“Preliminary Environmental Impact Assessment of
Regional Offshore Seismic Surveys in Greenland”
samt den af DMU og GN udarbejdede strategiske miljøvurdering
(SEIA). Eksempelvis fremgår det, at effekterne
ved indsamling af seismik kan mindskes ved at
anvende en soft start på lydkilden hver gang en ny linje
påbegyndes. Hermed kan marine pattedyr opdage lydkilden
og undgå den inden lyden når et niveau der er
skadeligt. Herudover kan marine observatører medbringes
på skibene, således at lyden kan forsinkes i
det tilfælde, at der observeres dyr i tæt afstand til
skibet. Er der desuden forhold, som gør et område
særligt følsomt på et bestemt tidspunkt af året, evt. i
forbindelse med fisk der gyder, vil disse områder blive
friholdt for seismiske undersøgelser i den pågældende
periode.

I det følgende skitseres hovedtrækkene af miljøvurderinger,
miljøbeskyttelse og beredskabsplaner.
Miljøvurdering (EIA) og
socioøkonomiske vurderinger (SIA)
Licenshavere skal inden en aktivitet (f.eks. en efterforskningsboring)
sættes i gang, udarbejde en stedspecifik
miljøvurdering – svarende til den danske
VVM-redegørelse (Vurdering af Virkninger på Miljøet
også kaldet Miljøkonsekvensvurdering). Vurderingen
indeholder en analyse af en aktivitets virkning på det
omgivende miljø. Vurderingen omfatter såvel virkningen
af den daglige drift som virkningen af eventuelle
uheld på både det biologiske miljø (dyre- og planteliv)
og det fysiske miljø. Vurderingen skal godkendes af
myndighederne.
I tillæg til miljøvurderingen skal selskaberne også vurdere
virkningerne på samfundet. Socioøkonomiske
undersøgelser kan omfatte vurderinger af de afledte
økonomiske og sociale aktiviteter, herunder de
erhvervsmæssige muligheder i forbindelse med olievirksomhed
såsom anvendelse af grønlandsk arbejdskraft
og grønlandske virksomheder.
De afledte økonomiske og sociale aktiviteter kan også
omfatte påvirkning af og behov for infrastruktur, samspillet
med det offentlige i øvrigt, og forhold som i
øvrigt har betydning på landsplan og for de relevante
lokalsamfund.
Kulbrintestrategi 2009 29
Miljøbeskyttelse
Miljøbeskyttelsesplanen skal angive de retningslinjer,
som selskaber skal følge i det daglige arbejde, så virkningen
på miljøet begrænses til det som er myndighedsgodkendt.
Planen beskriver hvilke typer ikkenaturligt
forekommende stoffer, det er tilladt at
anvende, samt hvordan man vil behandle spildevand,
affald, kemikalier, brændstoffer, boremudder osv.
Desuden skal der redegøres for hvordan man vil
oprense driftsbetingede spild af brændstof og olie,
udbedre terrænskader, og hvordan man vil skåne sårbare
områder og dyreliv mv.
Der stilles endvidere krav om at bruge de mest miljøvenlige
stoffer og bedst tilgængelige tekniske løsninger,
ligesom aktiviteter i biologisk følsomme perioder
og områder skal begrænses.
4.5.6 HSE-regulering og prækvalifikation
af operatører
Det er væsentligt, at der stilles internationalt anerkendte
myndighedskrav til ikke mindst potentielt miljøskadelige
udledninger. Det er et krav, at der forud
for iværksættelse af en efterforskningsboring fremsendes
en ansøgning til myndighederne om at udstede
en boretilladelse. I ansøgningen skal det specificeres,
hvordan operationen planlægges gennemført i overensstemmelse
med god international praksis på området,
herunder HSE-organisation (sundhed, sikkerhed
og miljø), sikkerheds- og kontrolsystemer, bemanding,
arbejdsprocedurer, vejr- og is-varslingssystemer (bl.a.
med henblik på at kunne nedlukke boreoperationen
midlertidigt, såfremt der er behov herfor) samt beredskabsplaner.
Ansøgningen skal desuden indeholde en
miljøkonsekvensvurdering af den planlagte aktivitet.

30
4.5 Miljø- og naturforhold
I forbindelse med forberedelse og gennemførelse af
en boring vil der med regelmæssige intervaller blive
gennemført et myndighedstilsyn med henblik på at
sikre, at boretilladelsens betingelser efterleves samt
at operatørens egne sikkerheds- og kontrolsystemer
fungerer tilfredsstillende.
Beredskabsplanen for oliespild skal angive, hvordan
eventuelle større oliespild vil blive inddæmmet og
oprenset. Mindre spild håndteres af selskabet med
oprensningsudstyr placeret centralt og hensigtsmæssigt
i forhold til boringen. Ved større spild inddrages -
ud over det ansvarlige selskab - særligt kvalificerede
internationale beredskabsfirmaer samt myndigheder i
de lande, der måtte være påvirket.
Operatørens oliespildsberedskabsplaner skal som
minimum omfatte beskrivelser af organisation,
bemanding, alarmerings- og varslingsprocedurer,
bekæmpelsesstrategier og placering af udstyr, etablering
af kommunikation, angivelse af hvordan eventuelle
større oliespild vil blive inddæmmet og oprenset,
procedurer for bortskaffelse af opsamlet olie, overvågning
af spildets udbredelse, kystbeskyttelse og
kystoprensning. Der skal desuden i samarbejde med
myndighederne udvikles en langsigtet moniteringsplan
til at overvåge oliekoncentrationer og effekter i
miljøet i tilfælde af et oliespild.
Bekæmpelse af et stort oliespild er en meget omfattende
opgave, hvor flere instanser, firmaers og enkeltpersoners
indsats skal samordnes. En nøje planlægning
er derfor nødvendig, hvis indsatsen skal være
effektiv. I forlængelse af rettighedshaverens beredskabsansvar
har det offentlige ligeledes etableret
et myndighedsberedskab, som træder sammen,
såfremt der skulle ske et uheld. Myndighedsberedskabet
består af politiet, Grønlands Kommando,
Søfartsstyrelsen, Rigsombudsmandinstitutionen, det
generelle beredskab i Grønlands Selvstyre samt
Råstofdirektoratet. Det endelig ansvar for bekæmpelse
af og oprydning efter en forurening er dog selskabets.
Af hensyn til en miljøsikker efterforskning er det
valgt, at selskaber som ønsker, at søge/fungere som
operatør i området skal gennem en godkendelsesprocedure,
hvor der stilles krav om en tilfredsstillende
dokumentation for:
• Ansøgerens hidtidige erfaring med efterforskning
og udnyttelse af kulbrinter.
• Ansøgerens hidtidige erfaring med operationer i
områder med tilsvarende fysiske betingelser.
• Ansøgerens HSE-organisation. Denne skal på
betryggende vis kunne sikre en miljøforsvarlig olieefterforskning
og -udnyttelse. Dokumentationen
skal desuden indeholde en gennemgang af ansøgerens
beredskabsplaner i relation til nødsituationer
og ansøgerens hidtidige erfaring med at håndtere
miljømæssige nødsituationer.
Det er desuden et krav i modeltilladelsen, at efterforsknings-,
udbygnings-, udnyttelses- og nedlukningsaktiviteter
kun må igangsættes efter forudgående
myndighedsgodkendelse.

4.6
Valg af udbudsområder
Nordvestgrønland – KANUMAS Vest
KANUMAS-gruppens præferencestilling i KANUMAS
Vest-området bortfalder i henhold til det udkast til en
KANUMAS 2-aftale, som er forhandlet med KANU-
MAS-gruppen. I henhold til aftalen skal der gennemføres
en almindelig åben udbudsrunde med lige vilkår for
alle olieselskaber.
Som beskrevet i forudgående afsnit er det foreslåede
udbudsområde i Nordvestgrønland udvalgt, så der er
taget hensyn til miljøet ved at holde sig i behørig
afstand til kystnære områder med en afstand til kystlinjen
på 40-70 km.
I den nordlige del af Melville bugten er der specielt
taget hensyn til faunafølsomme områder. Grænsen er
draget i god afstand fra kysten (40-70 kilometer) og
den nordligste grænse er trukket langs 75°30’N. Mod
syd er grænsen trukket langs 70°15’N og medtager
således Blok 2 fra Disko Vest-udbudsrunden.
Udover miljøhensyn er der ved afgrænsningen lagt
vægt på, at de områder, som geologisk set anses for at
Kulbrintestrategi 2009 31
have det bedste oliepotentiale, er indbefattet i
udbudsområdet.
Det er derfor Råstofdirektoratets vurdering, at
udbudsrundearealet i videst mulig omfang bør
afgrænses mod kysten, så det indeholder væsentlige
dele af den på nedenstående figur 14 angivne underjordiske
hovedforkastning, idet væsentlige oliereservoirer
kan være placeret på den vestlige side af
hovedforkastningen. Det understøttes af de olieholdige
havbundsprøvers placering ud for netop den vestlige
del af hovedforkastningen.
Det skal desuden nævnes, at afgrænsningen indtegnet
mod øst hovedsageligt følger den gamle KANUMASafgrænsning.
Den vestlige grænse forløber langs midterlinjegrænsen
mod Canada og den hertil hørende bufferzone på
2 sømil.
Udbudsrundeområdet samt licensblok-inddelingen er
sket med udgangspunkt i USGS og andre institutioners
vurdering af oliepotentialet og den strategiske
miljøvurdering. Blo kmodellen er desuden baseret på
forslag fra KANUMAS-selskaberne samt andre olieselskaber.
Området er inddelt i 14 blokke, som varierer i størrelse
mellem 8.170 km 2 og 15.220 km 2. Det foreslåede
udbudsområde i KANUMAS Vest har et areal på
151.358 km2.
Hovedforkastningen = et væsentligt
efterforskningsmål for olieforekomster.
Figur 14.
Afgrænsningen af udbudsområdet i Baffin Bugten
overlagt et gravimetrisk kort. Den østlige afgrænsning
følger den gamle KANUMAS-grænse i det omfang at
den omfatter hovedforkastningen (rød) i den østlige
del af bugten.

32
4.6 Valg af udbudsområder
Nordøstgrønland – KANUMAS Øst
KANUMAS-gruppens præferencestilling i KANUMAS
Øst-området er fastsat i den KANUMAS 2-aftale, som
er forhandlet med KANUMAS-gruppen og politisk
godkendt. I henhold til aftalen skal der gennemføres
en prærunde, forbeholdt KANUMAS-selskaberne, og
en almindelig åben udbudsrunde med lige vilkår for
alle olieselskaber. Udbudsrunderne beskrives nærmere
nedenfor.
Figur 15.
Blokinddelingen i Baffin Bugten
som i videst muligt omfang følger
en definition på en breddegrad
i højden og tre længdegrader i
bredden. Det gule område mod
nord markerer et beskyttet
område der er vigtigt for bl.a.
narhvaler.
Udbudsrundeområdet i Nordøstgrønland er udvalgt,
så der er taget hensyn til miljøet ved at holde sig i
behørig afstand til kystnære strækninger. Endvidere
er offshore-området omkring Ittoqqortoormiit og
Scoresby Sund helt udtaget af udbudsrundeområdet.

Udbudsrundeområdet omfatter det meste af
Danmarkshavnsbassinet og de vestlige dele af
Thetisbassinet, hvor også de mest attraktive områder
med oliepotentiale, ifølge beregninger foretaget af
USGS fra august 2007, ligger. Middelvurderingen fra
USGS er som nævnt, at havområderne ud for
Nordøstgrønland kan indeholde 31 milliarder tønder
olieækvivalenter.
Udbudsrundeområdet i KANUMAS Øst består af 3
blokke. Den nordlige blok i KANUMAS Øst har et areal
på ca. 95.600 km 2, den nordøstlige blok i KANUMAS
Øst har et areal på ca. 1.900 km 2 og den sydlige blok i
KANUMAS Øst har et areal på ca. 21.500 km 2. Det
samlede areal for udbudsområdet i KANUMAS Øst er
ca. 119.000 km 2.
Områdeafgrænsningen er foretaget i tæt dialog med
KANUMAS-selskaberne, og er en integreret del af
KANUMAS 2-aftalen. Af aftalen fremgår det, at
KANUMAS-gruppen kan nominere 30.000 km 2 inden
for udbudsarealet på 119.000 km 2, som skal indgå i
den første udbudsrunde (prærunde) forbeholdt
KANUMAS-selskaberne. Selskaberne kan desuden
nominere yderligere 20.000 km 2, som skal indgå i den
åbne fase 2 af udbudsrunden i havet ud for
Nordøstgrønland.
KANUMAS Øst-udbudsrundeområdet består af 3 delblokke,
som er angivet på figur 16 nedenfor. Senest
den 1. januar 2011 skal KANUMAS-gruppen nominere
et areal på 50.000 km 2, som skal omfatte de licensblokke
olieselskaberne kan byde på i fase 1 og fase 2 i
udbudsrunden. Nomineringen fra KANUMAS-gruppens
medlemmer vil også omfatte et forslag til inddeling
af arealet i licensblokke.
Senest den 1. maj 2011 skal myndighederne offentliggøre
det areal på 50.000 km 2 som skal omfatte licensblokkene
i såvel fase 1 som fase 2. Den 1. september
2011 skal KANUMAS-gruppen nominere et område på
30.000 km 2, som skal omfatte de licensblokke, olieselskaberne
kan byde på i fase 1. De 30.000 km 2 skal
ligge inden for det oprindeligt nominerede areal på
50.000 km 2.
Kulbrintestrategi 2009 33
Senest den 1. januar 2012 skal myndighederne
fastlægge og offentliggøre afgrænsningen af de
30.000 km 2 samt den endelige inddeling af arealet i de
prædefinerede licensblokke, som KANUMAS-selskaberne
kan byde på i prærunden.
Den 1. marts 2012 er der deadline for indsendelse
af ansøgninger til prækvalifikation for olieselskaber
som ønsker at blive godkendt som operatør for
licenser der bliver udbudt ved prærunden i Nordøstgrønland.
Den 15. april 2012 bliver prækvalifikationen som
operatør afgjort.
Den 15. december 2012 er der deadline for ansøgning
til efterforsknings- og udnyttelsestilladelser ved
prærunden i Nordøstgrønland for olieselskaber eller
grupper af olieselskaber (max. 3, hvoraf 1 skal være et
KANUMAS-selskab, plus NUNAOIL A/S)
Den 1. juli 2013 er der deadline for indsendelse af
ansøgninger til prækvalifikation for olieselskaber
som ønsker at blive godkendt som operatør for licenser
der bliver udbudt ved den ordinære udbudsrunde i
Nordøstgrønland.
Den 15. august 2013 bliver prækvalifikationen som
operatør afgjort.
Den 15. oktober 2013 er der deadline for ansøgning til
efterforsknings- og udnyttelsestilladelser ved den
ordinære udbudsrunde i Nordøstgrønland for olieselskaber
eller grupper af olieselskaber (max. 3 plus
NUNAOIL A/S)

34
4.6 Valg af udbudsområder
Figur 16.
Afgrænsningen af udbudsområdet
i Nordøstgrønland.
KANUMAS-gruppens nominering
af områder skal følge det fine grid,
hvor firkanterne er 10 minutter høje
og 30 minutter brede.

4.7
Teknologiske muligheder i
udbudsområderne
Et stort antal arktiske offshore olieprojekter er gennemført
og udviklet i de seneste årtier. Eksempler
herpå er områderne øst for Canada (Hibernia, Terra
Nova, White Rose), nord for Rusland (Sakhalin),
Beaufort Sea (Northstar, PanArctic, Drake, Qooguruk)
og i Barentshavet (Shto kman m.fl.). Senest har Island
annonceret udbud af olietilladelser i området syd for
Jan Mayen.
I 2007 og 2008 blev der i Baffin Bugten gennemført
seismiske undersøgelser og taget havbundsprøver
strækkende sig over perioden juli til november.
Offshore Nordøstgrønland blev der indsamlet stratigrafiske
kerneboringer i juli måned. Borekernerne fra
9 huller er taget på ca. 200 m vanddybde.
Aktiviteterne i KANUMAS-områderne viser, at undersøgelser
kan foretages 5-8 måneder årligt uden de
helt store vanskeligheder med is og vejr.
Klimaforandringerne, som vi ser dem i dag med
opvarmning og afsmeltning af havisen omkring
Grønland og på Det Arktiske Ocean, afsmeltning af
den grønlandske indlandsis og optøning af permafrosten
til følge er alle faktorer, som forventes at påvirke
og sandsynligvis vil have en positiv effekt på den
fremtidige råstofefterforskning og udnyttelse.
De mest sandsynlige produktionsteknologier i
Grønland omfatter bl.a.:
• Flydende platforme eller boreskibe (FPSO - Floating
Production Storage and Offloading). Benyttes bl.a. i
White Rose-feltet i det østlige Canada og har i praksis
vist sig at fungere.
• Såkaldte sub-sea-installationer med pipelineforbindelser
til landanlæg. Denne teknologi anvendes bl.a. i
de norske Snøhvit- og Ormen Lange-felter.
De to nævnte teknologier gennemgås kort nedenfor:
Kulbrintestrategi 2009 35
Flydende produktionsfaciliteter
White Rose-feltet 350 km vest for Newfoundlands
Avalon Halvø er et oliefelt, som producerer under forhold
sammenlignelige med de grønlandske (se eksempel
i figur 17).
Udvikling af feltet startede i 2002 og den første olie
blev produceret i 2005. Feltet som opereres af Husky
Energy ligger på 120 m vanddybde og benytter en
FPSO-facilitet til at udvinde olien. FPSO-systemet
består af undersøiske beskyttede produktionsinstallationer
forbundet med fleksible rørledninger af hensyn
til isbjerge. Produktionen fra White Rose-feltet
er 120.000 – 140.000 tønder olie per dag.
Produktionsfaciliteterne er designet til at modstå
tryk fra et 100.000 tons isbjerg.
Der er som en del af de samlede aktiviteter etableret
isbjerg-varslings- og -håndteringssystemer, som sikrer
at isbjerge holdes væk fra olieproduktionsskibet.
Dette sker ved anvendelse af støttefartøjer, som
skubber isbjergene ud af kurs, såfremt de har retning
mod produktionsfaciliteten. Såfremt det skulle blive
nødvendigt kan det flydende produktionsskib afmonteres
med kort varsel og flyttes uden for rækkevidde
af et isbjerg, som det eventuelt ikke er lykkedes at få
til at ændre kurs.

36
4.7 Teknologiske muligheder i udbudsområderne
Undersøiske produktionsfaciliteter
Udviklingen i den undersøiske teknologi går i retning
af hurtigere produktion, større afstande, hvorover olie
og gas transporteres og produktion fra dybere vand til
produktionsfaciliteter på mindre havdybder, flydende
faciliteter eller til produktionsfaciliteter placeret på
land (se eksempel i figur 18).
Eksempler på undersøiske faciliteter er Ormen Lange
og Snøhvit. Ormen Lange-feltet ligger ca. 100 km
nordvest for Kristiansund, hvor havdybderne varierer
mellem 800 og 1.100 meter. Gassen produceres med
en undervandsinstallation forbundet med et onshorebehandlingsanlæg
i Nyhamna i Norge. Her er opført et
anlæg, hvor gassen tørres.
Efter behandlingen transporteres kulbrinterne til
naturgasmarkedet i Storbritannien og kontinental-
Europa via den nordlige del af en 1.200 km lang rørledning.
Figur 17.
Eksempel på en flydende produktionsfacilitet.
Figur 18.
Eksempel på en undervandsinstallation forbundet
med et onshore-behandlingsanlæg.

5. Økonomiske rammer og vilkår
Når efterforskning er i en indledende fase – som det er
tilfældet i Grønland – vil områdets prospektivitet alt
andet lige blive opfattet som højst usikker. Det er på
den baggrund nødvendigt, at private selskaber får et
incitament til at efterforske i de nye områder, således
at de kan se en chance for et rimeligt økonomisk
afkast i tilfælde af fund som kompensation for den
store økonomiske risiko selskaberne påtager sig ved
efterforskning. Selskaberne foretager en afvejning af
muligheden for at gøre fund i et område og det økonomiske
udbytte, de kan få af et eventuelt fund.
Foruden de geologiske og omkostningsmæssige forhold
samt skatte- og royaltybetingelserne spiller den
mulige salgspris for de producerede kulbrinter en central
rolle for vurderingerne. Olieselskaberne skal
basere deres beslutninger på forventningerne til energiprisernes
udvikling mange år frem i tiden, og lægger
således ikke det nuværende lave prisniveau til grund
for eventuelle investeringskalkuler vedrørende grønlandske
aktiviteter.
De fleste lande benytter sig af en kombination eller
flere af følgende økonomiske instrumenter: Selskabsog
udbytteskat, produktions- og/eller overskudsroyalty,statsdeltagelse/overskudsdeling/produktionsdeling,
arbejds- og træningsforpligtelser.
Med udgangspunkt i en situation, hvor de geologiske
data i Grønland er lovende men hvor der endnu ikke er
gjort et kommercielt fund, sammenholdt med de høje
efterforsknings-, udbygnings- og driftsomkostninger
(knyttet til bl.a. vanddybde, is og oceanografiske forhold
m.m.), er det en forudsætning, at de økonomiske
vilkår skal være tilstrækkeligt attraktive for at få olieselskaberne
til at søge efterforskningstilladelser i
Grønland. Det er endvidere en forudsætning for at
justere/stramme vilkårene i fremtidige udbudsrunder,
at der gøres et markant geologisk gennembrud, som
øger områdets prospektivitet mærkbart.
5.1
Skatte- og afgiftsmodeller
anvendt i udbudsrunderne 2002,
2004 samt 2006/2007
Forud for udbudsrunderne i 2002 og 2004 samt Disko
Vest-udbudsrunden i 2006 og 2007 blev der gennemført
benchmarkanalyser af de økonomiske vilkår for
efterforskning og udnyttelse af olie og gas. Følgende
lande indgik i undersøgelserne: Argentina, Australien,
Brasilien, Canada - New Foundland, Danmark (nyt
system), Færøerne, Gabon, Grønland, Kasakhstan,
Mauretanien, New Zealand, Norge, Rusland, Tunesien
og Storbritannien.
Analyserne betød, at der blev fastlagt følgende
konkurrencedygtige Government Take-model 1) ,
bestående af:
• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %
• Ingen omsætningsroyalty
Kulbrintestrategi 2009 37
• En overskudsroyalty på 7,5 % når den interne forrentning
før skat er højere end 21,75 % + diskontoen,
stigende til 17,5 % og 30 % når den interne forrentning
er højere end henholdsvis 29,25 % + diskontoen
og 36,75 % + diskontoen
• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen
• Samt diverse afgifter og gebyrer til dækning af
omkostninger ved myndighedsbehandling

38
5. Økonomiske rammer og vilkår
5.2
Sammenligning af Government
Take i Grønland og andre lande
Råstofdirektoratet har i samarbejde med det internationalt
anerkendte energikonsulentfirma IHS Energy
gennemført en vurdering af ovenstående model for
opkrævning af skatter og afgifter på olieområdet i
Grønland sammenlignet med en række af de lande
Grønland normalt sammenligner sig med.
Analysen omfatter:
• En sammenligning af skatte- og afgiftsvilkårene
m.m. for olieaktiviteter i Grønland i forhold til andre
lande.
• Anbefalinger til fremtidige vilkår for skatter, afgifter
og offentlig deltagelse i relation til efterforskning
og udnyttelse af olie og gas i Grønland.
FRONTIERLANDE
Grønland
Barbados
Falklandsøerne
Færøerne
Mauretanien
Marokko
New Zealand
Tunesien
NABOLANDE
Grønland
Alaska
Canada NWF
Danmark
Færøerne
Norge
Storbritannien
De potentielle fiskale instrumenter til offentligt provenu
fra olieaktiviteterne består i denne undersøgelse
af følgende kategorier:
• Selskabsskat og udbytteskat
• Royalty på bruttoomsætning
• Surplus royalty/overskudsroyalty
• Diverse andre skatter, herunder eksport afgifter/
-skatter
• Andre indirekte skatter (såsom stempelafgifter,
omsætningsafgifter, overdragelsesafgifter, licensafgifter
og -gebyrer etc.)
• Direkte offentlig deltagelse i licenser
Tabel 1.
Med henblik på at opnå en hensigtsmæssig opdeling af de sammenlignede landes konkurrenceposition i
relation til skatter og afgifter er de 17 lande som indgår i sammenligningen opdelt i følgende kategorier:
(Grønland er medtaget i hver af grupperne)
IKKE-FRONTIERLANDE
Grønland
Alaska
Argentina
Australien
Brasilien
Canada NWF
Gabon
Kasakhstan
Norge
Rusland
Storbritannien

Hovedforudsætningerne ved benchmarkanalysen af
de enkelte landes samlede Government Take (skatter,
afgifter og offentlig deltagelse) er:
• Efterforskningsomkostningerne udgør i alt USD 300
million (USD 0,30 pr. tønde olie).
• Investeringsomkostningerne udgør USD 8.000
million (USD 8,00 pr. tønde olie).
• Driftsomkostningerne udgør USD 23.610 million
(USD 23,61 pr. tønde) over projektets levetid.
• Der produceres 1 mia. tønder olie.
• Den langsigtede oliepris er sat til USD 75 pr. tønde
olie (det nuværende prisniveau forventes således
ikke at afspejle et langsigtet niveau).
• Der er antaget en inflation på 3 % pr. år.
Resultatet af benchmarkanalysen omfattende 17
lande fremgår af nedenstående figur 19.
I beregningseksemplet opkræver Grønland med den
nugældende model for skatter og afgifter m.m. 59,2 %
i skatter, afgifter og offentlig deltagelse. Det fremgår
i sammenligningen, at Grønland ligger højere end såvel
en del modne olielande som frontier- og nabolande.
Grønland opkræver således mere i Government
Figur 19.
Sammenligning af lande i Benchmarkanalysen
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Storbritannien
Falklandsøerne
Marokko
New Zealand
Argentina
Kulbrintestrategi 2009 39
Take end Canada NWF, Færøerne, Storbritannien,
Argentina, New Zealand, Marokko og Falklandsøerne.
Ved en sammenligning med de 7 andre frontierlande
fremgår det, at 3 lande opkræver et højere niveau;
Barbados (60,3 %), Tunesien (72,2 %) og Mauretanien
(72,8 %).
Ved sammenligning med de 6 nabolande er der 3 lande,
som opkræver et højere Government Take end
Grønland, nemlig Danmark (72,5 %), Norge (83,3 %) og
Alaska (91,2 %). Storbritannien (52,1 %), Færøerne
(53,3 %) og Canada NWF (54,6 %) opkræver alle et
lavere niveau for skatter og afgifter m.m. end
Grønland.
De fleste af de modne olielande, dvs. lande med en
udviklet oliesektor opkræver et højere niveau for
skatter og afgifter m.m. end Grønland (59,2 %).
Dog opkræver Argentina (50,6 %), Storbritannien
(52,1 %) og Canada NWF (54,6 %) et lavere skatte- og
afgiftsniveau.
Færøerne
Canada
Grønland
Barbados
Gabon
Australien
Tunesien
Danmark
Mauretanien
Brasilien
Norge
Alaska
Investors andel
Offentlig selskabs andel
Udbytteskat
Andre skatter
Særlig selskabsskat
Selskabsskat
Gebyrer
Statsandel
Royalty

40
5.3 Konklusion vedrørende landesammenligningen
5.3
Konklusion vedrørende
landesammenligningen
Med mere end 120 lande på verdensplan, som konkurrerer
om olieselskabernes investeringer i efterforskning
og udnyttelse, er det væsentligt at kende
Grønlands konkurrenceposition i forhold til andre
lande. Olieselskaberne kan nemt rette sine efterforskningsbudgetter
mod andre lande og regioner.
Konkurrencen kommer således fra såvel nabolande,
som andre frontierlande samt lande med veludviklede
olieprovinser.
Blandt frontierlandene udstedte New Zealand flest
nye olietilladelser (138) i perioden 2002 – 2008. I
2008 har Grønland 13 udstedte olietilladelser. Alle
andre frontierlande har stort set lige så mange eller
flere udstedte licenser. Færøerne og Falklandsøerne
har henholdsvis 11 og 7, Tunesien og Mauretanien har
henholdsvis 60 og 48.
Blandt frontierlandene blev der i perioden fra 2002 til
2007 gennemført flest boringer i New Zealand (70),
Tunesien (45), og Mauretanien (23). Til sammenligning
kan det nævnes, at der ikke blev foretaget boringer i
Grønland og på Falklandsøerne.
Greenland
Gross Project Cash Flow
(assuming 3 % inflation)
Investor
40.8 %
Government
(incl. Nuna Oil)
59.2 %
Figur 20.
Total fordeling af nettoindtægterne i Grønland.
IHS Energy har beregnet Grønlands maksimale
Government Take til 59,2 %. I nedenstående figur 20
ses fordelingen af nettoindtægterne mellem investoren
(olieselskabet) og det offentlige.
Når der ses på landenes konkurrencedygtighed set fra
olieselskabernes synsvinkel, så ligger Government
Take i Grønland på 5. pladsen ud af 8 blandt frontierlandene
og på 4. pladsen ud af 7, når der sammenlignes
med nabolande. Hvis Grønland sammenlignes med landene
med en veludviklet olieprovins (ikke-frontierlandene)
så har Grønland den 4. bedste konkurrencedygtighed
ud af de 11 lande, som er med i sammenligningen.
Den nuværende royaltymodel har trods det forholdsvist
høje Government Take-niveau vist sin bæredygtighed
i havområderne ud for Vestgrønland (fra sydspidsen
og op til 71°N, som er den nordlige grænse for
Disko Vest-udbudsrundeområdet), idet interessen for
området er fastholdt og endda udbygget efter den
seneste udbudsrunde.
Spørgsmålet er derfor alene om den nuværende
Government Take-model også er konkurrencedygtig,
når det drejer sig om de nordlige KANUMAS-områder,
som er karakteriseret ved et højt omkostningsniveau
og vanskelige operative forhold. Anbefalingen vedrørende
niveauet for skatter, afgifter og offentlig deltagelse
i disse områder må ses sammen med en vurdering
af, om de anvendte skatte- og royaltykomponenter
er hensigtsmæssigt sat sammen eller om andre
økonomiske modeller bør overvejes.

5.4
Mulige nye modeller for skatter,
afgifter og offentlig deltagelse
5.4.1 Offentlig deltagelse
Der blev i forbindelse med tidligere licensudbud lagt
vægt på, at NUNAOIL A/S også skulle indgå som
offentlig partner i nye tilladelser. Dette skulle ske ved
en bæring af NUNAOIL A/S igennem efterforskningsog
vurderingsfasen.
Fordelen ved offentlig deltagelse er, at der er mulighed
for at få opbygget en kompetence inden for olieindustrien
og dermed lægge grundstenen til en fremtidig
olieindustri i Grønland. Derudover er det offentlige
sikret en andel i overskuddet fra en eventuel olieproduktion
og et offentligt selskab kan endvidere medvirke
til at øge Grønlands andel i leverancer af varer og
tjenesteydelser. En af ulemperne ved at kræve, at et
offentligt selskab er båret igennem efterforskningsfasen
er, at det øger de øvrige olieselskabers omkostninger
i efterforskningsfasen.
Det anbefales i overensstemmelse med regeringen og
Naalakkersuisuts tidligere beslutninger, at et offentligt
selskab også fremover bæres med 12,5 % i efterforsknings-
og vurderingsfasen.
Withholding Tax 13.1 %
Income Tax 15.2 %
Annual Fees 0.01 %
Greenland
Gross Project Cash Flow
(including 3 % inflation)
5.4.2 Royalty
Overskudsroyalty indføres som regel med den begrundelse,
at samfundet dermed opnår en større andel af
overskuddet ved en olieproduktion. Overskudsroyalty
beregnes af overskuddet i forhold til den investerede
kapital. Fordelen ved en overskudsroyalty er, at olieselskaberne
først skal betale en overskudsroyalty, når
der er opnået en rimelig intern forrentning af olieselskabernes
investeringer. Dermed opnår olieselskaberne
sikkerhed for, at de ikke skal betale royalty i en
situation, hvor produktionen er tabsgivende. Dette gør
lande med en overskudsroyalty attraktive for selskaber,
som overvejer at investere i risikofyldte områder
som Grønland.
IHS Energy har beregnet Grønlands maksimale
Government Take til 59,2 %. Nedenfor i figur 21 ses
fordelingen af nettoindtægterne på de forskellige
skatte- og afgiftskategorier, NUNAOIL A/S samt olieselskaberne.
Royalty på bruttoomsætning betales typisk fra produktionens
start med en fast andel af produktionsværdien.
Betaling af royalty er dermed uafhængig af
størrelsen af overskuddet ved en udnyttelse af et
eventuelt fund. Fordelen ved en omsætningsbestemt
Investor 40.8 %
Nuna Oil 12.5 %
Surplus Royalty 18.3 %
Figur 21.
Fordelingen af nettoindtægterne på forskellige skatte- og afgiftskategorier, NUNAOIL A/S samt olieselskaberne.
Kulbrintestrategi 2009 41

42
5.4 Mulige nye modeller for skatter, afgifter og offentlig deltagelse
royalty er, at det offentlige får en indtægt ved produktionens
start, uanset om olieselskabet har et overskud,
da royalty ikke er afhængig af overskuddets
størrelse. Ulempen ved en omsætningsbestemt royalty
er, at olieselskaberne risikerer at skulle betale royalty
i en situation, hvor produktionen er tabsgivende.
Olieselskaberne betragter derfor denne form for royalty
som en uhensigtsmæssig beskatningsparameter
og foretrækker derfor andre fiskale redskaber og dermed
lande, som ikke har en royalty på bruttoomsætning.
Indførelse af en royalty på bruttoomsætning vil
derfor kunne bremse de nuværende investeringer i
olieefterforskning i Grønland.
I den af IHS Energy gennemførte analyse har 3 af de 9
frontierlande, som er omfattet af analysen, en omsætningsroyalty
på hele omsætningen som et af de økonomiske
vilkår. Disse omfatter Barbados (3 %),
Falklandsøerne (9 %) og Færøerne (2 %). Ingen af
disse lande har i dag væsentlige olieaktiviteter.
Ved fastholdelse af en overskudsafhængig royalty
(surplus royalty) bibeholdes princippet om, at der kun
betales en produktionsafgift, såfremt der opnås et
overskud under en licens.
Følgen af et overskudsafhængigt system er naturligt,
at jo højere investeringerne er i forbindelse med
udviklingen af et produktionsfelt, desto mindre vil
selvstyrets indtægter fra surplus royalty blive. Årsagen
hertil er, at olieselskaberne først skal betale surplus
royalty, når de har opnået et overskud, som giver
dækning for de afholdte investerings- og driftsudgifter
samt en forrentning af den investerede kapital.
Set fra det offentliges side vil det værst tænkelige
scenarium være en licens med ekstraordinære store
startinvesteringer og hvor der forløber en længere
årrække, før produktion påbegyndes. På den anden
side vil rettighedshaverne i en sådan situation have
bundet midler i investeringer i en længere årrække
uden at indtjene et afkast til dækning af finansieringsomkostningerne
vedrørende investeringerne. Dette vil
alt andet lige reducere rettighedshavernes realafkast
på udnyttelse af en licens, hvorfor det vil være i licenshaverens
interesse at starte produktionen så hurtigt
som muligt.
Såfremt nærværende strategiplan, der har til hensigt
at udbyde KANUMAS-områderne, gennemføres, vil
aktiviteterne komme til at foregå ved vanskelige operative
forhold, herunder ikke mindst i kraft af tilstedeværelsen
af havis og isbjerge i større eller mindre
grad. Dette vil betyde, at startinvesteringerne i olieudvindingsanlæg
forventes at blive markant højere
end i havet længere mod syd. Det meget høje investeringsniveau
vil (med det nuværende surplus royaltysystem,
som er tilpasset områderne længere mod syd)
kunne reducere det offentliges procentvise andel af
olieselskabernes overskud til et uhensigtsmæssigt
lavt niveau.
Det kan af denne årsag overvejes at introducere et tilpasset
royalty-system, som bibeholder de bedste elementer
i det nuværende system, men som samtidig er
mindre følsomt over for store startinvesteringer. Det
er i den forbindelse væsentligt, at systemet ikke må
udformes på en måde, så det bliver investeringshæmmende
set fra olieindustriens side.
Hovedformålet med et tilpasset system er altså, at
det skal være mindre følsomt over for store startinvesteringer
og samtidig tilpasset et frontierområde,
d.v.s. at det kun skal tilføje et begrænset merprovenu
til selskabsskatten, hvis olieselskabernes afkast af
aktiviteterne i Grønland er beskedne. Systemet skal
dog samtidig være progressivt, således at industrien
betaler en højere Government Take-procent til det
offentlige, såfremt overskuddet ved olieaktiviteterne
stiger. Samtidig skal modellen være tilpas enkel og
gennemskuelig for olieindustrien.

Til brug for denne vurdering har Råstofdirektoratet i
samarbejde med IHS Energy analyseret nedennævnte
alternative modeller for opkrævning af royalty og
surplus royalty. Modeller, der ved kontrolberegninger
har haft en karakter af enten at være a) voldsomt investeringshæmmende
(dvs. endnu mere end nogle af de
viste), b) specialtilfælde af nogle af de medtagede
modeller eller c) markant degressive (dvs. med en stigende
skatteprocent ved faldende overskud og
omvendt), er ikke medtaget i den endelige præsentation.
Figur 22 nedenfor angiver det offentliges procentvise
provenu beregnet for hver af de 5 nedenfor nævnte
modeller. Desuden indeholder diagrammet resultatet
af følsomhedsberegninger, som viser ændringerne i
Government Take-satserne i forhold til den nuværende
grønlandsmodel for skatter og surplus royalty
m.m., når salgsprisen og omkostningerne på en tønde
olie øges henholdsvis formindskes med 40 %.
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Current Flat royalty
rate 13%
Flat royalty rate 5,5% Combined royalty 5% /
tax reduced to 30% surplus royalty
total take 45% in base case (3%/9%/18%)
D.v.s. følgende forudsætninger:
• Salgspris pr. tønde olie: -40 %
• Omkostning pr. tønde olie: +40 %
• Langsigtet salgspris pr. tønde olie: USD 75
(Base Case)
• Omkostning pr. tønde olie: -40 %
• Salgspris pr. tønde olie: +40 %
3 Tier Royalty
(5%/10%/15% gross)
Kulbrintestrategi 2009 43
Figur 22.
Government Take
ved forskellige
royalty-modeller.
Salgspris -40 %
Omkostninger +40%
Base Case
Omkostninger -40 %
Salgspris +40 %

44
5.4 Mulige nye modeller for skatter, afgifter og offentlig deltagelse
Model nr. Modellens elementer Modellens konsekvenser
1 Den nuværende model i Grønland
• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %
• En overskudsroyalty på 7,5 % når den interne forrentning
før skat er højere end 21,75 % + diskontoen, stigende til
17,5 % og 30 % når den interne forrentning er højere end
henholdsvis 29,25 % + diskontoen og 36,75 % + diskontoen
• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen
2 Royalty på 13 %
• Bruttoroyalty på 13 %, der beregnes af omsætning (uden
fradrag for transportomkostninger) i stedet for nuværende
surplus royalty
• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %
• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen
3 Flat royalty 5,5 %, reduceret selskabs- og udbytteskat
til i alt 30 %
• Bruttoroyalty på 5,5 %, der beregnes af omsætning
(uden fradrag for transportomkostninger)
• Afskaffelse af udbytteskatten på 37 %, så der alene bliver
selskabsskat på 30 %.
• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen
4 Kombineret royalty 5 % og surplus royalty 3 %/ 9 %/ 18 %
• Den nuværende surplus royalty med skattesatser i de tre
tiers er reduceret til 3 %/9 %/18 % i stedet for de nuværende
7,5 %/17,5 %/30 %, men uplift beregnes som under
nuværende regler.
• En bruttoroyalty på 5 %, der beregnes af omsætning (uden
fradrag for transportomkostninger).
• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %
• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen
5 3 Tier bruttoroyalty 5 %/10 %/15 %
• Bruttoroyalty i tre tiers: 5 %/10 %/15 %. Denne beregnes
af omsætning (med fradrag for transportomkostninger). De
tre tiers defineres som akkumuleret bruttofortjeneste a)
mellem 0-9,99 % b) 10 %-19,99 % og c) over 20 %.
Royaltyen beregnes således, at kun den højeste relevante
sats anvendes, dvs. at hvis den akkumulerede bruttofortjeneste
er over 20 %, så udgør den samlede royaltyprocent
15 %, hvis den akkumulerede bruttofortjeneste er mellem
10 og 20 %, så udgør den samlede royaltyprocent 10 %, og
hvis bruttofortjenesten er under 10 % så udgør den 5 %.
• Selskabsskat og udbytteskat på i alt 37 %
• En 12,5 % bæring af NUNAOIL A/S i efterforskningsfasen
Den nuværende grønlandsmodel indeholder et progressivt
Government Take, således at den offentlige andel af overskuddet
stiger, når overskuddet fra olieaktiviteter stiger.
Modellen er dog følsom over for stigende investeringsomkostninger.
Model 2 og 3 udviser ikke den ønskede progressivitet,
tværtimod er modellerne degressive ved lave overskud,
dvs. at Government Take-procenten øges ved lave overskud.
Desuden udviser modellerne heller ikke den ønskede progressivitet
ved høje overskud.
Model 2 som har et uændret Government Take på 59 % i
basisscenariet, stiger til 90 % ved lave overskud.
Model 3, som i overensstemmelse med IHS Energys
forslag har et Government Take på 45 % i basisberegningen,
stiger til 60 % ved lave overskud. Begge modeller er derfor
stærkt investeringshæmmende.
Modellen indeholder såvel en omsætnings- som overskudsroyalty,
og udviser en vis begrænset progressivitet ved
stigende overskud, men også et stigende Government Take
når overskuddet falder. Modellen er derfor delvist investeringshæmmende.
Model 5 indeholder en stigende omsætningsroyalty og er
stærkt degressiv, og det vil få skatte og afgiftsprocenten
til at stige, når overskuddet falder. Modellen er derfor
stærkt investeringshæmmende.

5.4.3 Konklusion på modelberegningerne
Såfremt der gennemføres et udbud af olielicenser i
KANUMAS-området, som er karakteriseret ved vanskelige
operative forhold og høje omkostninger, er det
væsentligt ikke at gennemføre en Government Takemodel,
som er investeringshæmmende, idet dette vil
forhindre efterforskning i området.
Naalakkersuisut ønsker derfor, at den nuværende
model fastholdes, idet den er progressiv og betyder,
at Government Take-procenten øges, når overskuddet
øges. Samtidig opkræves ikke royalty ved lave overskud.
Såfremt der på længere sigt skabes et gennembrud i
olieaktiviteterne i form af et kommercielt olie- eller
gasfund, vil varianter af model 3 eller 4 ovenfor blive
nærmere vurderet.
Kulbrintestrategi 2009 45

46
6. Øvrige vilkår for tildeling af licenser
6. Øvrige vilkår for tildeling
af licenser
Der er udarbejdet en modeltilladelse for henholdsvis
Baffin Bugt-licensrunden og licensrunderne i
Grønlandshavet. Modeltilladelsens generelle vilkår
omfatter bestemmelser vedrørende den af tilladelsen
omfattede periode, andres virksomhed i tilladelsens
område, regulering af tekniske og miljømæssige forhold,
aftaler om videreuddannelse, procedurer for
godkendelse af aktiviteter, royalty og afgifter til det
offentlige, tilsyn, forpligtelser ved virksomhedens
ophør, rapportering, arbejdskraft og leverancer, samarbejdsaftale
mellem tilladelseshaverne, overdragelse
af tilladelse, forsikring og garantier, forpligtelser
ved tilladelsens ophør m.m.
Tilladelser, som meddeles i udbudsrunden i Baffin
Bugt-området, tildeles for en efterforskningsperiode
på indtil 10 år. Efterforskningsperioden er normalt
opdelt i tre delperioder. Inden udløbet af en delperiode
skal rettighedshaveren forpligte sig til enten at
gennemføre arbejdsprogrammet i den efterfølgende
periode eller tilbagelevere tilladelsen. I henhold til
råstofloven kan tilladelserne efter ansøgning forlænges
i op til 3 år ad gangen.
Tilladelser, som meddeles i udbudsrunderne i
Grønlandshavet, tildeles for en efterforskningsperiode
på indtil 16 år. Efterforskningsperioden er normalt
opdelt i tre delperioder. Inden udløbet af en delperiode
skal rettighedshaveren forpligte sig til enten at
gennemføre arbejdsprogrammet i den efterfølgende
periode eller tilbagelevere tilladelsen. I henhold til
råstofloven kan tilladelserne efter ansøgning forlænges
i op til 3 år ad gangen.
Hvis der gøres fund, som rettighedshaveren erklærer
kommercielle og agter at foretage udnyttelse af, har
rettighedshaveren, hvis øvrige vilkår i tilladelsen er
opfyldt, ret til at få tilladelsen forlænget med 30 år
for et område omkring fundet.
Der kan søges om prædefinerede blokke. Såfremt der
søges om flere blokke skal disse prioriteres. Ved
udgangen af hver delperiode skal mindst 30 % af det
oprindelige område tilbageleveres. Dette er en meget
vigtig bestemmelse, som betyder, at såfremt der
gøres et kommercielt fund af olie eller gas i regionen,
kan de omkringliggende arealer udbydes på ny til et
skærpet Government Take.
Det er i modeltilladelsen præciseret, at der ved skibstransport
af kulbrinter skal opfyldes nærmere definerede
sikkerhedskrav for skibe, der udfører sådan
transport.
Rettighedshaveren er fortsat forpligtet til at samarbejde
med NUNAOIL A/S i udbygnings- og udnyttelsesperioden.
Formålet med at inddrage NUNAOIL A/S
som medoperatør i udbygnings- og udnyttelsesperioden
er at udvikle selskabets knowhow og ekspertise.
Herudover er der tilføjet et vilkår om at foretage
socioøkonomiske undersøgelser, på linje med de miljømæssige
undersøgelser. Socioøkonomiske undersøgelser
kan omfatte vurderinger af de afledte økonomiske
og sociale aktiviteter, herunder de erhvervsmæssige
muligheder i forbindelse med olievirksomhed
såsom anvendelse af grønlandsk arbejdskraft og grønlandske
virksomheder.
De afledte økonomiske og sociale aktiviteter kan også
omfatte påvirkning af og behov for infrastruktur, samspillet
med det offentlige i øvrigt, og forhold som i
øvrigt har betydning på landsplan og for de relevante
lokalsamfund.

7. Andre områder
7.1
Området mellem 63°N – 67°N
Området mellem 63°N og 67°N indeholder EnCana
Corporations licenser Atammik og Lady Franklin.
EnCana Corporation har som følge af selskabets
’farm-out’-proces overdraget 40 % af licenserne til
Cairn Energy-koncernen. EnCana Corporation vil fortsat
være operatør på begge efterforsknings- og
udnyttelsestilladelser (se figur 23).
Der er gode geologiske forudsætninger for at gøre
betydelige oliefund i området mellem 63°N og 67°N.
Ganske vist var Qulleq-1 boringen, som blev gennemført
i havet sydvest for Nuuk i 2000, tør, men boringen
afslørede, at der er store mængder sandsten med
reservoirpotentiale (Santonian alder) og i de eksisterende
modeller fra GEUS, er der undersøgelser, som
indikerer, at der i visse områder af de sedimentære
bassiner kan være gode modne kildebjergarter.
Kulbrintestrategi 2009 47
Endvidere har undersøgelser i området også påvist tilstedeværelsen
af en tyk lerpakke, der kunne være et
potentielt segl. Der arbejdes stadig med geologiske
modeller i GEUS og i industrien, og der er stadig
mange mulige prospekter inden for Fylla-strukturen.
Området er stort set isfrit hele året og logistisk et
godt område at operere i.
Forskellige internationale olieselskaber har tilkendegivet
en vis interesse for at få gennemført nye
udbudsrunder i denne region. Det er dog Naalakkersuisuts
nuværende politik at afvente resultatet af de
igangværende efterforskningsaktiviteter i Atammikog
Lady Franklin-licensområderne, før nye områder i
denne region udbydes. Såfremt der gøres et kommercielt
fund i de to licensområder, vil de tilstødende
områder kunne udbydes på højere Government Takevilkår,
idet efterforskningsrisikoen i så fald vil være
markant reduceret.
Figur 23.
Licensoversigt over området mellem 63°N og 67°N.

48
7.2 Åben Dør-områderne
7.2
Åben Dør-områderne
De samlede områder der for indeværende udbydes til
ansøgning gennem Åben Dør-proceduren fremgår af
figur 24 nedenfor.
Havområdet ud for Sydvestgrønland mellem 60°N og
63°N samt Jameson Land er siden 1999 blevet udbudt
som Åben Dør-områder. Siden 1. januar 2008 er også
havområdet vest for 42°30’V og syd for 60°N blevet
udbudt til ansøgning gennem samme Åben Dør-procedure.
Baggrunden for udvidelsen var, at Råstofdirektoratet
i de senere år – i samarbejde med den seismiske industri
– har gennemført en begrænset dataindsamling i
området, hvor foreløbige undersøgelser indikerer, at
der kan være sedimentære bassiner med strukturer
og dybde som gør at der evt. kan være kulbrinter.
Dette er dog forbundet med en vis usikkerhed pga. den
begrænsede datamængde.
Det er således vurderingen, at der er et muligt kulbrintepotentiale
i området, men at det er forbundet med
en vis efterforskningsmæssig risiko.
Licensbetingelserne for at få tilladelse til efterforskning
i området er derfor lempeligere end i udbudsrundeområderne.
Det britiske olieselskab Cairn Energy PLC blev i januar
2008 tildelt to tilladelser til efterforskning i Åben
Dør-området nord for 60°N. Efterfølgende har Cairn
Energy fået godkendt yderligere to licenser i det nye
Åben Dør-område, syd for 60°N. Selskabet har således
i alt fire licenser i Åben Dør-området (se figur 25).
Det er vurderingen, at den øgede interesse fra industrien
betyder, at Åben Dør-området er blevet mere
attraktivt for olieindustrien.
Figur 24.
Åben Dør-områder i Grønland.

Det blev derfor godkendt i forbindelse med udvidelsen
af arealet, at der ikke i første omgang skulle ske
ændringer i de økonomiske licensvilkår, men at dette
først skulle ske med virkning fra og med 1. januar
2010, således at de økonomiske vilkår vil blive justeret
til det niveau som gælder i udbudsrundeområderne.
7.3
Onshore
Disko–Nuussuaq–Svartenhuk
Disko-Nuussuaq-regionen var indtil 2003 et Åben
Dør-område i relation til kulbrinteefterforskning og -
udnyttelse. I forbindelse med igangsættelse af forberedelser
til Disko Vest-udbudsrunden blev såvel onshore-
som offshore-områder i denne region lukket i
2003. Ved godkendelsen af Disko Vest-udbudsrunden
blev det besluttet alene at åbne offshore-områderne
vest for Disko-Nuussuaq. Begrundelsen herfor var
bl.a., at olieindustriens interesser primært var rettet
mod offshore-områderne.
Figur 25.
Licensblokkene i Åben Dørområdet
pr. 1. januar 2009.
Desuden angives de
bathymetriske forhold.
Kulbrintestrategi 2009 49
Dette vil give et incitament for olieefterforskningsselskaberne
til at søge licenser og at intensivere
dataindsamlingen med henblik på at identificere de
mest lovende områder, inden der skal tilbageleveres
delarealer ved udgangen af de enkelte delperioder i
efterforskningsfasen.
Onshore-området Disko-Nuussuaq-Svartenhuk er på
det seneste blevet genstand for forespørgsler angående
mulighederne for at søge licenser specielt på
Nuussuaq-halvøen. Interessen skyldes de omfattende
olieudsivninger og kendte gasforekomster fra
Nuussuaq. Interessen for området er mest kommet fra
mindre til mellemstore selskaber. Det er
Naalakkersuisuts politik, at områdets status indtil
videre fastholdes uændret, og at en eventuel genåbning
afventer øget industriinteresse. Områdets prospektivitet
vil fortsat blive undersøgt af
Råstofdirektoratet med henblik på at indgå i den
generelle markedsføring. Såfremt industriens interesse
øges markant vil områdets status blive taget op til
fornyet vurdering.

50
Noter
Noter
1) Side 37
I denne redegørelse anvendes termen Government
Take, som en fællesbetegnelse for skatter,
royalties, afgifter, gebyrer, bæring af offentlige
olieselskaber i licenser m.m.

Forsidefoto: Stena Drilling
Layout: Boman Qujan’
Tryk: Naqitat, Nuuk

www.bmp.gl Engelsk sproget
www.nanoq.gl Grønlandsk og dansk
Råstofdirektoratets løbende publikationer
1. Kulbrintestrategi 2003
2. Mineralstrategi 2004
3. Samfundsmæssige aspekter
4. Arbejdsbetingelser og jobmuligheder i råstofsektoren
5. Efterforskning og udnyttelse af uran
6. Kulbrintestrategi 2009
Kulbrintestrategi 2009
(Efterforskning og udnyttelse af olie og gas i Grønland)
Nr. 6 af Råstofdirektoratets løbende publikationer
ISBN 978-87-91864-13-1
Grønlands Selvstyre
Råstofdirektoratet
Tel +299 34 68 00
Fax +299 32 43 02
bmp@nanoq.gl
Imaneq 29
Postboks 930
3900 Nuuk
Kalaallit Nunaat
Grønland