Maar het zal waarschijnlijk niet allemaal van een leien dakje gaan.

Stijgende kosten en knelpunten in de toeleveringsketen hebben sommige projecten getroffen en zonder investeringen in de infrastructuur om de enorme turbines te lanceren en naar zee te slepen, zou de hoop om de volledige kracht van de oceaanwinden te benutten om de klimaatdoelstellingen te halen wel eens de grond in kunnen schieten, zeggen industrie-experts.

"Als we in het volgende decennium drijvende offshore-windenergie willen invoeren en laten uitgroeien tot een toonaangevende markt, zal het werk dat we in 2023 doen bepalen hoe succesvol dit is," zegt Felipe Cornago, commercieel directeur offshore-windenergie bij BayWa, dat een windmolenpark voor de kust van Schotland aan het ontwikkelen is.

Ongeveer 80% van 's werelds potentieel aan offshore windenergie ligt in wateren dieper dan 60 meter, volgens de Global Wind Energy Council (GWEC), wat betekent dat drijvende turbines van vitaal belang zullen zijn voor sommige landen met weinig ruimte over op het land en steile kustvlakten om hun energiesector koolstofvrij te maken.

Verder op zee is de wind sterker en constanter, dus drijvende turbines kunnen meer stroom opwekken dan turbines die dicht bij de kust op de zeebodem bevestigd zijn - en ze zijn minder zichtbaar vanaf de kust, waardoor het risico op weerstand van lokale gemeenschappen afneemt.

Tegen het einde van 2022 waren er plannen voor ongeveer 48 gigawatt (GW) aan drijvende windcapaciteit over de hele wereld, bijna het dubbele van de hoeveelheid in het eerste kwartaal van vorig jaar, volgens Fitch Solutions, met Europese bedrijven als drijvende kracht achter de uitbreiding.

Sindsdien zijn er nieuwe aanbestedingen uitgeschreven in Noorwegen en er staan er nog meer gepland voor dit jaar - maar tot nu toe is er wereldwijd slechts iets meer dan 120 megawatt (MW) in bedrijf.

Consultancybedrijf DNV voorspelt dat er tegen 2050 ongeveer 300 GW geïnstalleerd zal zijn, wat neerkomt op 15% van alle offshore windcapaciteit, maar windturbinefabrikanten hebben nu al moeite om aan de stijgende vraag te voldoen vanwege de stijgende inflatie en grondstofkosten.

KNELPUNTEN EN KOSTEN

Het grootste project tot nu toe, het 88 MW Hywind Tampen-project dat door olie- en gasmaatschappij Equinor voor de Noorse kust wordt ontwikkeld, zou in 2022 volledig in bedrijf worden gesteld, maar door vertragingen doordat sommige stalen onderdelen voor vier van de torens niet van voldoende kwaliteit waren, is de start verschoven naar later dit jaar.

Vorig jaar lieten oliemaatschappij Shell en het Chinese staatsenergiebedrijf CGN een plan voor een drijvend windproject voor de Bretonse kust van Frankrijk varen, onder andere vanwege inflatie en problemen met de toeleveringsketen.

GWEC zei dat knelpunten in de aanvoer van turbines en componenten kunnen blijven bestaan of zelfs verergerd kunnen worden door stimuleringsmaatregelen in de Verenigde Staten voor het gebruik van koolstofarme energie, evenals door de toegenomen vraag in China, Europa en opkomende markten.

Aangezien de meeste drijvende windparken op commerciële schaal naar verwachting pas vanaf 2030 operationeel zullen zijn, zou er tijd kunnen zijn om dergelijke problemen op te lossen, aldus Francesco Cacciabue, partner en CFO bij investeerder in hernieuwbare energie Glennmont Partners.

Op dit moment zijn de technologiekosten voor drijvende windenergie veel hoger dan voor vaste turbines, maar bedrijven hopen deze kosten sterk te kunnen verlagen naarmate er grotere projecten in bedrijf komen.

Volgens DNV bedroegen de gemiddelde levelized cost of energy (LCOE) - die de totale levensduurkosten van het bouwen en draaien van een energiecentrale vergelijkt met haar levensduuroutput - voor drijvende windenergie ongeveer 250 euro per megawattuur (MWh) in 2020, vergeleken met ongeveer 50 euro/MWh voor vaste turbines.

Maar tegen 2035 zal de LCOE voor drijvende windenergie naar verwachting dalen tot ongeveer 60 euro/MWh.

"De verwachting is dat drijvende windenergie gedurende enkele jaren tegen een hogere prijs zal worden verkocht dan vaste offshore windenergie, terwijl het industrialiseert en op een punt komt waar het op vergelijkbare basis kan concurreren," aldus Jonathan Cole, chief executive van Corio Generation, onderdeel van Macquarie's Green Investment Group. (Grafiek: Wereldwijde pijplijn van drijvende windprojecten, )

OFFSHORE PLANNEN

Het Noorse Equinor gaf het startschot voor de drijvende windindustrie nadat twee van zijn olie- en gasingenieurs een markeerboei zagen waarvan ze dachten dat het een structuur voor een drijvende turbine kon zijn.

Het bedrijf installeerde een drijvende turbine in 2009 en zag de kosten met 70% dalen van het demonstratieproject tot het 30 MW Hywind Scotland project. Voor Hywind Tampen verwacht het bedrijf een verdere kostenverlaging van 40%.

"Het gaat erom grotere turbines te hebben die offshore efficiënter zijn," zegt Steinar Berge, hoofd drijvende windenergie bij Equinor.

"De reis voor de toekomst hangt meer af van het in werking stellen van grootschalige projecten, want dan zul je veel meer innovatie en investeringen in de toeleveringsketen zien die de kosten verder omlaag zullen brengen," zei hij.

Toch hebben de hogere kosten op de middellange termijn de belangstelling van investeerders voor aanbestedingen niet doen afnemen. Voor sommige landen, zoals Japan, Zuid-Korea en de westkust van de Verenigde Staten, kan drijvende windenergie de beste optie zijn vanwege de omstandigheden op de zeebodem.

"Dit zijn enorme gebieden met een energiebehoefte die overeenkomt met hun enorme bevolking, en ze hebben een mandaat om zo snel mogelijk koolstofvrij te worden," zei Cacciabue bij Glennmont Partners.

De Verenigde Staten willen 15 GW aan drijvende offshore windcapaciteit ontwikkelen tegen 2035 en hun Wind Shot onderzoeks- en ontwikkelingsprogramma hoopt de kosten te verlagen tot $45/MWh tegen 2035.

Japan wil tegen 2030 tot 10 GW offshore windcapaciteit installeren, en tegen 2040 tot 45 GW, inclusief drijvende capaciteit. Het is van plan om dit jaar een specifiek doel voor drijvende windenergie vast te stellen. Zuid-Korea streeft ondertussen naar 9 GW aan drijvende windenergie tegen 2030.

Verschillende landen in Europa hebben ook doelen gesteld, zoals Spanje dat streeft naar 3 GW aan drijvende capaciteit tegen 2030.

HAVENS EN SCHEPEN

Drijvende offshore windparken bestaan uit enorme turbines die geïnstalleerd worden op drijvende platforms die met flexibele ankers, kettingen of staalkabels aan de zeebodem verankerd worden.

Maar op dit moment zijn er minstens 50 ontwerpen in ontwikkeling, dus het beperken van de concepten is belangrijk voor de standaardisatie en om massaproductie mogelijk te maken, zeggen experts.

Zij geloven dat dit haalbaar is, aangezien veel oliemaatschappijen over aanzienlijke expertise beschikken om in diepe wateren te werken, zoals Shell, Equinor, BP en Aker Solutions - en sommige werken samen met ontwikkelaars van duurzame energie om mee te dingen naar aanbestedingen voor drijvende windenergie.

Voorlopig is een van de grootste uitdagingen volgens Berge van Equinor dat er voldoende grote havens zijn om de turbines te assembleren en naar zee te verplaatsen. Veel van zijn collega's zijn het hiermee eens.

Volgens een DNV-enquête onder 244 experts was het grootste risico voor de toeleveringsketen het hebben van voldoende geschikte havens, gevolgd door de beschikbaarheid van installatieschepen.

Havens waar torens van meer dan 150 m tot het midden van de rotor en hun reusachtige drijvende bases kunnen worden vervaardigd en geassembleerd, zijn ideaal - en ze zullen ook voldoende toegangskanalen, aanlegplaatsen, landgebieden en opslagruimte nodig hebben voor het hanteren van grote, zware constructies, zeggen experts.

Maar in veel landen is er een groot gebrek aan dergelijke havens.

Groot-Brittannië wil tegen 2030 5 GW aan drijvende windenergie geïnstalleerd hebben, maar volgens een rapport van de UK Floating Wind Offshore Wind Taskforce zou er tegen 2040 34 GW geïnstalleerd kunnen worden als de havens verbeterd zouden worden.

Volgens het rapport moeten tot 11 havens omgevormd worden tot hubs om de uitrol van drijvende offshore wind op schaal mogelijk te maken - samen met een investering van minstens 4 miljard pond ($5 miljard).

De Britse Crown Estate zal dit jaar een aanbesteding uitschrijven voor 4 GW aan drijvende windenergie in de Keltische Zee bij Wales, maar zei dat het gebied het potentieel heeft om meer dan 20 GW te produceren.

Hoewel Groot-Brittannië de wereld wil leiden op het gebied van drijvende windenergie, zeggen sommige experts dat Zuid-Korea de echte winnaar zou kunnen zijn, gezien zijn bestaande havens en grootschalige technische capaciteit.

"Zuid-Korea zal het snelst commercieel worden," zegt Cole van Corio Generation, dat daar 1,5 GW aan drijvende windenergie in ontwikkeling heeft. "Mensen willen koolstofarme producten kopen, dus hoe Zuid-Korea zijn elektriciteit produceert en hoe het koolstofarm wordt, is echt belangrijk voor de hele economie."

Een ander probleem is het gebrek aan schepen die nodig zijn om de structuren naar hun offshore locaties te slepen, ze te installeren en de turbines aan te sluiten op het elektriciteitsnet aan land.

"Zelfs de grootste schepen uit de olie- en gasindustrie hebben een beperkte capaciteit voor een efficiënte installatie van de nieuwste drijvende windmolenparken," aldus DNV.

($1 = 0,8036 pond)