Offshore wind is gaining momentum and will represent a strong asset for the world green transition challenge thanks to its great features in terms of production, power density, landscape impact and grid friendliness. Yet, classical fixed-bottom technologies fail to unlock the wide potential offered by stronger and more constant offshore winds since the potential sites are limited by seabed depth. Floating offshore wind (FOW) solves this issue thanks to technological solutions suited for deep waters. FOW offshore wind is a young but promising sector. After years of R&D and POCs on floating substructures notably, pre-commercial scale farms have been commissioned and an important pipeline of projects, counted down and analysed in this work, is announced. The challenge of FOW sector is now to develop its supply chain and to optimise its production costs. The capital expenditures (CAPEX) of FOW projects are at the base of this work and the main cost drivers – Turbines, Floaters, moorings and anchors, connection to grid, inner-array cables and installation – have been identified and deeply analysed. Many factors will generate cost reduction, among which the introduction of ever bigger turbines which will have a positive impact on floaters and mooring devices. These last two elements can currently be considered as the critical elements of FOW and the forecast of their specific cost evolution with commissioning year have been supported by a physical model based on external loads mitigation. This model study the two main floaters technologies identified: tension leg platforms (TLP) and Semi-submersibles (SS). In the Mediterranean, FOW will face lower wind resources and higher depths than in main zones of development (North sea for example). Yet, the drops in CAPEX, alongside others phenomenon, will make FOW competitive by 2035 and the sector can become a strong asset for Mediterranean countries. This economic viability analysis is supported by levelized cost of electricity (LCOE) calculations. In this development path of FOW, the control of the visual impact on landscapes and the use of TLP, well suited for the high Mediterranean depths, will be primordial.

L'eolico offshore sta guadagnando slancio e rappresenterà una forte risorsa per la sfida mondiale della transizione verde, grazie alle sue ottime caratteristiche in termini di produzione, densità di potenza, impatto paesaggistico e facilità di connessione alla rete. Tuttavia, le classiche tecnologie a fondo fisso non riescono a sbloccare l'ampio potenziale offerto da venti offshore più forti e costanti, poiché i siti potenziali sono limitati dalla profondità del fondale marino. L'eolico offshore galleggiante (EOG) risolve questo problema grazie a soluzioni tecnologiche adatte alle acque profonde. L'EOG è un settore giovane ma promettente. Dopo anni di R&D e POC sulle sottostrutture galleggiante, sono stati messi in funzione parchi su scala pre-commerciale ed è stata annunciata un'importante pipeline di progetti, contati e analizzati in questo lavoro. La sfida del settore FOW è ora quella di sviluppare la propria supply chain ed ottimizzare i costi di produzione. Le spese in conto capitale (CAPEX) dei progetti EOG sono alla base di questo lavoro e i principali fattori di costo - turbine, struture galleggiante, ormeggi e ancoraggi, connessione alla rete, cavi interni e installazione - sono stati identificati e analizzati in profondità. Molti fattori genereranno una riduzione dei costi, tra cui l'introduzione di turbine sempre più grandi che avranno un impatto positivo principalmente sulle strutture galleggiante e sui dispositivi di ormeggio. Questi ultimi due elementi possono essere considerati come gli elementi critici del EOG e la previsione dell'evoluzione dei loro costi specifici con l'anno di messa in servizio è stata supportata da un modello fisico basato sulla mitigazione dei carichi esterni. Questo modello studia le due principali tecnologie di galleggiamento identificate: le Tension leg platforms (TLP) e i Semi-Submersibles (SS). Nel Mediterraneo, l’EOG deve affrontare risorse eoliche inferiori e profondità più elevate rispetto alle principali zone di sviluppo (ad esempio, il Mare del Nord). Tuttavia, la riduzione del CAPEX, insieme ad altri fenomeni, renderà il FOW competitivo entro il 2035 e il settore potrà diventare una forte risorsa per i Paesi del Mediterraneo. Questa analisi di redditività economica è supportata da calcoli del costo livellato dell'elettricità (LCOE). In questo percorso di sviluppo dell'eolico, il controllo dell'impatto visivo sul paesaggio e l'uso del TLP, ben adatto alle alte profondità del Mediterraneo, saranno primordiali.

Potentialities of the floating offshore wind market in the Mediterranean

GIORDANI, LISANDRU GHJULIU ANTONE
2021/2022

Abstract

Offshore wind is gaining momentum and will represent a strong asset for the world green transition challenge thanks to its great features in terms of production, power density, landscape impact and grid friendliness. Yet, classical fixed-bottom technologies fail to unlock the wide potential offered by stronger and more constant offshore winds since the potential sites are limited by seabed depth. Floating offshore wind (FOW) solves this issue thanks to technological solutions suited for deep waters. FOW offshore wind is a young but promising sector. After years of R&D and POCs on floating substructures notably, pre-commercial scale farms have been commissioned and an important pipeline of projects, counted down and analysed in this work, is announced. The challenge of FOW sector is now to develop its supply chain and to optimise its production costs. The capital expenditures (CAPEX) of FOW projects are at the base of this work and the main cost drivers – Turbines, Floaters, moorings and anchors, connection to grid, inner-array cables and installation – have been identified and deeply analysed. Many factors will generate cost reduction, among which the introduction of ever bigger turbines which will have a positive impact on floaters and mooring devices. These last two elements can currently be considered as the critical elements of FOW and the forecast of their specific cost evolution with commissioning year have been supported by a physical model based on external loads mitigation. This model study the two main floaters technologies identified: tension leg platforms (TLP) and Semi-submersibles (SS). In the Mediterranean, FOW will face lower wind resources and higher depths than in main zones of development (North sea for example). Yet, the drops in CAPEX, alongside others phenomenon, will make FOW competitive by 2035 and the sector can become a strong asset for Mediterranean countries. This economic viability analysis is supported by levelized cost of electricity (LCOE) calculations. In this development path of FOW, the control of the visual impact on landscapes and the use of TLP, well suited for the high Mediterranean depths, will be primordial.
COLZANI, DAVIDE
ING - Scuola di Ingegneria Industriale e dell'Informazione
4-mag-2023
2021/2022
L'eolico offshore sta guadagnando slancio e rappresenterà una forte risorsa per la sfida mondiale della transizione verde, grazie alle sue ottime caratteristiche in termini di produzione, densità di potenza, impatto paesaggistico e facilità di connessione alla rete. Tuttavia, le classiche tecnologie a fondo fisso non riescono a sbloccare l'ampio potenziale offerto da venti offshore più forti e costanti, poiché i siti potenziali sono limitati dalla profondità del fondale marino. L'eolico offshore galleggiante (EOG) risolve questo problema grazie a soluzioni tecnologiche adatte alle acque profonde. L'EOG è un settore giovane ma promettente. Dopo anni di R&D e POC sulle sottostrutture galleggiante, sono stati messi in funzione parchi su scala pre-commerciale ed è stata annunciata un'importante pipeline di progetti, contati e analizzati in questo lavoro. La sfida del settore FOW è ora quella di sviluppare la propria supply chain ed ottimizzare i costi di produzione. Le spese in conto capitale (CAPEX) dei progetti EOG sono alla base di questo lavoro e i principali fattori di costo - turbine, struture galleggiante, ormeggi e ancoraggi, connessione alla rete, cavi interni e installazione - sono stati identificati e analizzati in profondità. Molti fattori genereranno una riduzione dei costi, tra cui l'introduzione di turbine sempre più grandi che avranno un impatto positivo principalmente sulle strutture galleggiante e sui dispositivi di ormeggio. Questi ultimi due elementi possono essere considerati come gli elementi critici del EOG e la previsione dell'evoluzione dei loro costi specifici con l'anno di messa in servizio è stata supportata da un modello fisico basato sulla mitigazione dei carichi esterni. Questo modello studia le due principali tecnologie di galleggiamento identificate: le Tension leg platforms (TLP) e i Semi-Submersibles (SS). Nel Mediterraneo, l’EOG deve affrontare risorse eoliche inferiori e profondità più elevate rispetto alle principali zone di sviluppo (ad esempio, il Mare del Nord). Tuttavia, la riduzione del CAPEX, insieme ad altri fenomeni, renderà il FOW competitivo entro il 2035 e il settore potrà diventare una forte risorsa per i Paesi del Mediterraneo. Questa analisi di redditività economica è supportata da calcoli del costo livellato dell'elettricità (LCOE). In questo percorso di sviluppo dell'eolico, il controllo dell'impatto visivo sul paesaggio e l'uso del TLP, ben adatto alle alte profondità del Mediterraneo, saranno primordiali.
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Descrizione: Master thesis Giordani Lisandru, floating offshore wind
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Utilizza questo identificativo per citare o creare un link a questo documento: https://hdl.handle.net/10589/211799