Eine Zukunft für schwebenden Wind

Da immer mehr Demonstranten im Wasser sind, interessieren sich immer mehr Akteure für schwimmenden Offshore-Wind.

Seit einiger Zeit ist der schwimmende Offshore-Wind eine Art Nische, aber jetzt sind Demonstratoren in vollem Umfang in Arbeit, und größere Akteure - darunter Öl- und Gasunternehmen - bemerken dies.

Erik Rijkers, Director - Market Development & Strategy bei Quest Floating Wind Energy, Houston, erklärt: „Der Einstieg von Öl- und Gasspielern als Entwickler / Partner in schwimmende Offshore-Windprojekte hat einige Augen geöffnet für die Beschleunigung von diese Branche. Equinor betreibt den Windpark Hywind Scotland nun erfolgreich und plant, das Konzept anzuwenden, um den CO2-Fußabdruck seiner Öl- und Gasaktivitäten in Norwegen zu verringern. Aker BP wird dem voraussichtlich folgen. “

Das Hywind Tampen-Projekt von Equinor sieht den Einsatz von 11 schwimmenden Windkraftanlagen vor, um die Öl- und Gasförderanlagen von Snorre und Gullfaks in der norwegischen Nordsee mit Strom zu versorgen.

"Der italienische Ölkonzern Repsol und der norwegische Auftragnehmer Aker Solutions haben sich ebenfalls der US-amerikanischen Principle Power Inc. (PPI) angeschlossen, während Shell sich der dänischen Stiesdal Offshore Technologies und der schwedischen Hexicon AB angeschlossen hat", fügt Rijkers hinzu.

Das Hywind Tampen-Projekt von Equinor sieht den Einsatz von 11 schwimmenden Windturbinen vor, um die Öl- und Gasförderanlagen von Snorre und Gullfaks mit Strom zu versorgen. (Bild: Equinor)

Die Floater-Designs
Eine Reihe von Designs sind seit mehr als einem Jahr im Wasser. Am frühesten war Equinor mit seinem Hywind-Holm-Konzept an der Reihe. Vor der Eröffnung des schwimmenden 30-MW-Windparks Hywind Scotland vor Peterhead (Schottland) durch Equinor im Jahr 2017 wurde vor der Küste Norwegens ein Prototyp getestet.

Das WindFloat-Semisub von PPI wurde auch vor der Küste Portugals eingesetzt und wird jetzt am Standort von Kincardine Offshore Windfarm Limited in der Nähe von Aberdeen, Schottland, eingesetzt. Das Unternehmen, das sich mehrheitlich im Besitz des spanischen Bauunternehmens Cobra Wind International befindet, hat die geplante Genehmigung, das Gelände mit 8-MW-Turbinen im WindFloat-Design von PPI auf eine 50-MW-Farm auszubauen.

Im vergangenen Jahr installierte Ideol Versionen seiner Dämpfungsbecken-Demonstratoren im Wasser vor Frankreich (Floatgen-Beton) und Japan (Hibiki-Stahl), während die Toda Corporation das GOTO-Projekt vor der Küste Japans mit bis zu 10 geplanten Turbinen betreibt. Für dieses und zukünftige schwimmende Offshore-Windprojekte hat die Toda Corporation ein spezielles 110 Meter langes halbtauchendes Offshore-Windinstallationsschiff namens Float Riser (Hatayashi) gebaut.

Zwei weitere Entwürfe sollen 2021 in die französischen Gewässer gelangen. Das Offshore-Pilotprojekt Provence Grand Large von EDF Energies Nouvelles umfasst drei 8,4-MW-Turbinen von Siemens Gamesa, die auf einer schwimmenden Struktur von SBM Offshore und IFP Energies Nouvelles auf einer Plattform mit Spannbeinen montiert sind Konzept.

Das schwimmende Turbinen-Pilotprojekt Groix und Belle-île von Eolfi sieht die Installation von vier 6-MW-Turbinen auf Fundamenten von Naval Energies in Frankreich vor, die in Beton, Stahl oder einer Stahl-Beton-Hybrid-Kombination eingebaut werden können. Dieses wird durch ein Ankersystem am Meeresboden befestigt, das seine Bewegungen gemäß Naval Energies steuert.

Stiesdals Tetrafloat und die Doppelturbine Hexicon werden die Reihen der Konzepte der ersten Generation schließen, von denen Rijkers erwartet, dass sie bis 2022-25 marktbeherrschend sein werden. Eine Reihe alternativer Schwimmkörper befindet sich ebenfalls in verschiedenen Entwicklungsstadien (Eolink in Frankreich mit einem einpunktig vertäuten, viersäuligen Schwimmkörper; SATH-Technologie von Saitec Offshore Technology in Spanien, bestehend aus zwei miteinander verbundenen zylindrischen und horizontalen Rümpfen; SeaTwirl in Schweden mit einer vertikalachsigen Turbine) und das italienische Unternehmen Saipem's Hexafloat, das ein Gegengewicht unter der schwimmenden Unterkonstruktion verwendet. Die Gewichte dieser Systeme reichen von 410 Tonnen pro Megawatt (T / MW) für ein Stahlhalbzeug bis zu 1.110 Tonnen / MW für ein Betonhalbzeug.

Mit Projekten im Wasser kommen größere Entwickler und Finanziers in und auf globaler Ebene, so Rijkers unter Berufung auf EDPR, Eolfi, Copenhagen Investment Partners und Macquarie. "Equinor und PPI sind (mit verschiedenen Entwicklungspartnern) vorerst die Hauptakteure in den US-amerikanischen Westküstenprojekten sowie in Hawaii", sagt er. „Während sich alle Entwickler und Designer in Asien (Eolfi / Cobra sind ein Hauptkandidat in Taiwan) sowie in den kürzlich angekündigten 1,7-Gigawatt-Projekten (GW) in Südkorea nach Möglichkeiten umsehen. Dies gilt auch für Europa, wo Schottland neue Runden mit schwimmendem Wind entwickelt, sowie für Frankreich, das derzeit bescheiden ist. Quadran Energies Marines (hinter dem EolMed-Projekt) und Eolfi haben jedoch bereits die Vorentwicklung von angekündigt das vollständige kommerzielle Follow-up ihrer französischen Demonstranten. Beispielsweise untersucht Eolfi Projekte mit einer Kapazität von 3 GW im Golf von Lion und 1,5 GW vor der Küste der Bretagne. “

Vorausschauen
Während der Ausblick für Offshore-Wind in der Regel in der gesamten MW-Kapazität ausgedrückt wird, wird die Anzahl der Floater derzeit als relevanter erachtet, um die Chancen auf dem Markt aufzuzeigen, so Rijkers. „Derzeit befinden sich weltweit bis 2022 50 schwimmende Einheiten in der Entwicklung. Diese Zahl wird sich jedoch bis 2025 auf 300 schwimmende Windturbinen und möglicherweise bis 2030 auf weit über 1.500 erhöhen, was einer Verfünffachung entspricht“, sagt er. „Darüber hinaus entwickeln sich die Turbinenkapazitäten weiter. MHI Vestas verfügt jetzt über Turbinen mit einer Leistung von bis zu 9,5 MW und GE über eine Leistung von 12 MW. “

Schlüssel sind die Kosten. Die durchschnittlichen Investitionsausgaben für schwimmende Turbineneinheiten werden nach und nach von rund 40 Mio. USD im Jahr 2022 auf 33 Mio. USD im Jahr 2030 sinken, sagt Rijkers. Diese Kostenreduzierung birgt jedoch ein viel größeres Potenzial, sobald sich der Markt für Schwimmer erst einmal entspannt hat. Er geht davon aus, dass die Kosten je nach Turbinen- und Kabelkosten deutlich unter 25 Mio. USD liegen werden.

Das heißt nicht, dass es keinen Gegenwind gibt. In den letzten 18 Monaten musste Quest FWE das Datum für 20% der erfassten Projekte entfernen oder zurücksetzen. Die meisten dieser Projekte waren Demonstranten, die sich als zu schwer zu finanzieren erwiesen. "Die Finanzwelt ist jedoch sehr interessiert", fügt er hinzu, "und es wird davon ausgegangen, dass sich das Risiko und damit die Finanzierungsschwellen für schwimmende Projekte verringern, wenn jedes Projekt erfolgreich online geht und je mehr operationelles Feedback eingeht." "

Fester Bodenwind und schwebender Wind
Während Windprojekte mit festem Boden die Wassertiefe erreichen, in der einige schwimmende Systeme aus 30 Metern Wassertiefe eingesetzt werden könnten, hätte das Schwimmen über 60 Meter hinaus einen deutlichen Vorteil, sagt Rijkers. „An der Nordostküste der USA sind die vorherrschenden Bedingungen für Meeresboden und Boden möglicherweise nicht immer für feste Bodenkonzepte geeignet, und das Einschlagen von Pfählen fällt aufgrund von Umwelteinschränkungen in ein teures Betriebsfenster“, sagt Rijkers. „Schwimmende Windlösungen können sich in solchen Gewässern sowohl technisch als auch wirtschaftlich als vorteilhaft erweisen.

„Neue Lösungen wie Mono-Eimer, ein Monopile mit angebautem Sauger, werden ebenfalls entwickelt. Bis sich jedoch herausgestellt hat, dass große Felsbrocken vorhanden sind, könnten Entwickler daran interessiert sein, schwimmende Alternativen in ihrer Konzeptentwicklung zu berücksichtigen Front-End-Engineering und Design. “

Eine gemeinsame Anstrengung bei der Erstellung eines schwimmenden Umspannwerks (Bild: Ideol)

Schwimmende Umspannwerke nehmen Gestalt an
Der Energie- und Automatisierungskonzern ABB nutzt nicht nur seine Möglichkeiten für schwimmenden Offshore-Wind, sondern hat gemeinsam mit dem französischen Floating Wind Foundation-Designer Ideol und STX Europe Offshore Energy ein schwimmendes Umspannwerk entwickelt.

Die Idee wird im Rahmen eines Forschungs- und Entwicklungsprojekts mit dem Namen OPTIFLOT entwickelt, an dem auch das französische Unternehmen für industrielle Prozesse SNEF beteiligt ist und das auf dem Dämpfungspool-Konzept von Ideol basiert.

„Wir sehen, dass das Interesse an der Steigerung des Offshore-Windes sehr schnell wächst“, sagt Alfredo Parres, ABB Power Grid Division, Marktentwicklungsmanager für erneuerbare Energien. „Wir wissen, dass schwimmender Offshore-Wind auf dem Reißbrett war und es einige Piloten gab. Das Hauptaugenmerk lag auf der Auslegung des Schwimmers für die Turbine. Dies war der erste Schritt, um zu demonstrieren, dass Sie eine Turbine auf einer schwimmenden Struktur installieren können und dass sie funktionieren kann. Jetzt haben wir ein paar davon in Betrieb und das hat die Entwickler dazu gedrängt, zu prüfen, was passiert, wenn Sie auf 500 MW-1 GW hochfahren. Wenn Sie dort ankommen, müssen Sie über die Unterstation nachdenken. “

Parres erwartet, dass ab 2030 große Projekte gebaut werden. Bis dahin sind einige Schlüsselelemente zu bearbeiten. Einer ist Industrialisierung und Standardisierung, ein anderer macht die mechanische Struktur in der schwimmenden Offshore-Umgebung funktionsfähig, sagt er. „Sobald diese Probleme behoben sind, ist das Kabel die zweitgrößte Herausforderung (es muss mit dem schwimmenden Umspannwerk verbunden werden und den dynamischen Belastungen standhalten, denen es ausgesetzt sein wird). Wir sehen, dass eine Menge Arbeit daran geleistet wird. “

In Großbritannien zum Beispiel beschäftigt sich der Carbon Trust mit dynamischen Offshore-Kabeln. „Dynamische Kabel werden in der Offshore-Industrie bereits verwendet, aber dafür ist eine höhere Spannung erforderlich, und das ist eine größere Herausforderung“, sagt Parres. „Der Entwicklungsstand ist geringer als bei anderen Aspekten, dennoch muss sichergestellt werden, dass Gerätedesign, -spezifikationen und -standards vorhanden sind. Und die Standards sind noch nicht vollständig entworfen. Standards sind wichtig, um die Branche zu rationalisieren. “Dies wird die Stromnetzausrüstung von Transformatoren bis zu Leistungsschaltern reduzieren.

"Dann arbeiten wir an der Stellfläche, der Größe und dem Gewicht", fügt Parres hinzu. „Gewicht und Größe sind ken und wie sie auf intelligente Weise zusammengesetzt werden, damit das gesamte Systemdesign am effizientesten ist. Die Digitalisierung wird ihre Rolle spielen. Wir haben bereits im digitalen Bereich begonnen, aber es könnte noch viel mehr getan werden. Das digitale Umspannwerkskonzept könnte den Kupferbedarf für die Signalübertragung zum Kontrollraum verringern, die Wartbarkeit verbessern und den Platzbedarf des Umspannwerks verringern.

Parres ist zuversichtlich, dass die Lösung rentabel sein wird. "Offshore-Plattformen werden hier nicht zum Aushängeschild", sagt er. „Der größte Teil ist die Turbinenentwicklung, und das Kabel muss verstärkt werden. Aber ich denke nicht, dass der Übergang zu kompletten Umspannwerken die größte Herausforderung sein wird. “