Xtra-offshore\Gas-NO-2020

Referenzen

# 1 ÖKO 1994
# 2 DGMK 1992
# 3 ESU/PSI/BEW 1996
# 4 ÖKO 2005

Metadaten

Datenqualität einfache Schätzung
Dateneingabe durch Klaus Schmidt
Quelle Öko-Institut
Review Status Review abgeschlossen
Review durch Uwe R. Fritsche
Letzte Änderung 07.12.2005 15:04:53
Sprache Deutsch
Ortsbezug Norwegen
Technologie Abbau-Energie-Ressourcen
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2020
Produktionsbereich 11 Gewinnung von Erdöl und Erdgas, Erbringung damit verbundener Dienstleistungen
SNAP Code 5.3.3 Seegestützte Aktivitäten
GUID {67C37C6E-6EFD-47DC-AC04-EEDABF85A760}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Primärinput
Erdgas
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2000 20,000000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2000 30,000000 kg/kW
Hilfsenergie
mechanische Energie Gas-GT-Nordsee-2020 1,2500*10-3 MWh/MWh
Hauptoutput
Erdgas-NO

Kenndaten

Leistung 1,00000*106 kW
Auslastung 7,00000*103 h/a
Lebensdauer 20,000000 a
Flächeninanspruchnahme 0,0000000 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) 536,651*106 kg/a

Direkte Emissionen

CO2-Äquivalent 2,1330000 kg/MWh
CH4 85,320*10-3 kg/MWh

Kosten

Festgelegte Erzeugniskosten 11,488729 €/MWh

Kommentar

Offshore-Gasförderung in Norwegen: Erdgas H wird zu 100% offshore in der Nordsee gefördert. Der spezifische Energieaufwand wird gegenüber dem Jahr 2000 steigen und nach #4 bei 0,125% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #3 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #2 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 eine modernes Gasturbinenkraftwerk unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der offshore-Situation und Verbesserungen gegenüber dem Stand 2000 mit 0,15% der Rohgasförderung angenommen, während #3 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1.