Xtra-onshore\Gas-NL-2005

Referenzen

# 1 ÖKO 1994
# 2 ESU/PSI/BEW 1996
# 3 DGMK 1992
# 4 GEMIS-Stammdaten

Metadaten

Datenqualität einfache Schätzung
Dateneingabe durch Klaus Schmidt
Quelle Öko-Institut
Review Status Review abgeschlossen
Review durch Uwe R. Fritsche
Letzte Änderung 12.12.2007 10:36:23
Sprache Deutsch
Ortsbezug Niederlande
Technologie Abbau-Energie-Ressourcen
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2005
Produktionsbereich 11 Gewinnung von Erdöl und Erdgas, Erbringung damit verbundener Dienstleistungen
SNAP Code 5.3.2 Landgestützte Aktivitäten (außer Entschwefelung)
GUID {2ADB2485-31DB-4573-B797-017A1860AA1C}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Primärinput
Erdgas
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2000 10,000000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2000 15,000000 kg/kW
Hilfsenergie
Elektrizität El-KW-Park-NL-2005 1,1000*10-3 MWh/MWh
Hauptoutput
Erdgas-NL

Kenndaten

Leistung 1,00000*106 kW
Auslastung 7,00000*103 h/a
Lebensdauer 20,000000 a
Flächeninanspruchnahme 5,00000*103 m²
Beschäftigte 0,0000000 Personen
Nutzungsgrad 100,00000 %
Leistung von 500,000*103 bis 2,00000*106 kW
Benutzung von 3,50000*103 bis 8,40000*103 h/a
Ertrag 7,00000*106 MWh/a
Ertrag (Masse) 665,266*106 kg/a

Direkte Emissionen

CO2-Äquivalent 2,0790000 kg/MWh
CH4 83,160*10-3 kg/MWh

Kosten

Festgelegte Erzeugniskosten 11,488729 €/MWh

Kommentar

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1.