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Equinors Ehrgeiz bei schwebendem Offshore-Wind

Lucien Joppen valve-world.net 2019-03-08 17:47:21
Equinor plant, die Nutzung von Offshore-Windenergie und fossiler Energie mit dem Projekt Hywind Tampen zusammenzuführen. Das norwegische Unternehmen will seine schwimmende Windtechnologie bis 2030 zu einem Marktführer auf diesem Gebiet weiterentwickeln.

Windpark

Artikel von Lucien Joppen
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Anfang dieses Jahres gab Equinor (früher bekannt als Statoil) bekannt, dass er das Projekt in Erwägung zieht, das endgültig genehmigt werden soll oder nicht. Die Entscheidung wird hauptsächlich von der Finanzierung abhängen. Das Projekt in den Ölfeldern Gullfaks und Snorre, das sich auf dem norwegischen Festlandsockel befindet, würde rund 5 Milliarden norwegische Kronen (592 Millionen US-Dollar) kosten. Der NOx-Fonds der Branche hat bereits zugesagt, 566 Millionen NOK zu investieren, was etwa 10% der Gesamtinvestitionen entspricht. Im Gegenzug könnte das Projekt (voraussichtlich 88 MW) die Kohlendioxidemissionen des Landes um mehr als 200.000 Tonnen pro Jahr reduzieren, so Equinor.
Diese Emissionsminderung ist auf den Einsatz erneuerbarer Energien anstelle von mit Erdgas betriebenen Turbinen zurückzuführen, die Plattformen in beiden Ölfeldern mit Energie versorgen. Diese Felder sind laut Equinor der ideale Ort für ein solches Projekt. Es ist auch eine weltweite Premiere für ein Offshore-Projekt, in dem erneuerbare und fossile Energie kombiniert werden.

CO2-Reduktion erforderlich
Wie bereits erwähnt, würde die norwegische Regierung von einem geringeren CO2-Energieverbrauch profitieren. Zumal die Treibhausgasemissionen trotz Zusagen für tiefe Einschnitte im Rahmen internationaler Abkommen wie dem Pariser Klimaabkommen hoch geblieben sind. Im vergangenen Jahr lagen die jährlichen Emissionen Norwegens mit 52,4 Millionen Tonnen um 2,4% über dem Niveau von 1990.
"Um langfristig profitabel im norwegischen Offshore-Geschäft zu bleiben, ist es wichtig, dass wir alles tun, um den CO2-Fußabdruck unserer Aktivitäten weiter zu reduzieren", sagte Arne Sigve Nylund, Executive Vice President von Equinor.
Der andere Grund für die Implementierung von Offshore-Windenergie ist die Kostenreduzierung, da diese erneuerbaren Energiequellen kostengünstiger werden.
Momentan steckt der schwimmende Offshore-Wind noch in den Kinderschuhen, obwohl bereits Versuche unternommen wurden, um ihn zum Laufen zu bringen. Auf der Grundlage des ersten schwimmenden Offshore-Windprojekts von Equinor vor der Küste von Peterhead (Schottland) schätzt das Unternehmen, dass es in Hywind Tampen Strom für etwa 100 Euro pro MW / Stunde erzeugen könnte.


Scaling-up-Taste
Dies würde eine erhebliche Kostenreduzierung (zwischen 40% und 50%) im Vergleich zu Equinors schottischem Pilotwindpark bedeuten. Diese Kostensenkung ist vor allem auf die größere Skala zurückzuführen: Mit 88 MW ist der Hywind Tampen (der 35% des gesamten Energieverbrauchs auf den Plattformen Snorre und Gullfaks erzeugt) mehr als doppelt so groß wie der Pilot (30 MW). Wie bereits erwähnt, ist die Skalierung der Kosten der Schlüssel (CAPEX und OPEX).
Für dieses spezielle Projekt wurde die Finanzprognose noch nicht abgeschlossen. Eine endgültige Investitionsentscheidung für das Projekt wird 2019 getroffen. Equinor hofft, dass die norwegischen staatlichen Subventionen die Hälfte der Investitionskosten für das Projekt decken würden. In Anbetracht der Erfolgsgeschichte des Landes in Bezug auf die Reduzierung der CO2-Emissionen könnte sich diese Investition auszahlen, vor allem, wenn sie die Entwicklung und den Einsatz von weniger kohlenstoffhaltigen Technologien anregen und gleichzeitig einen entscheidenden Sektor der norwegischen Wirtschaft wettbewerbsfähiger machen könnte.


Das Gullfaks-Feld ist im Besitz von Equinor, OMV und Norwegens
Staatsbesitz Petoro, während Snorre von Equinor, Petoro,
ExxonMobil, Idemitsu, DEA und Point Resources.

Weltmarktführer im Offshore-Wind
Equinor setzt große Hoffnungen in sein Hywind-Konzept. Auf seiner Unternehmenswebsite hat das Unternehmen zwei Ziele zum Ausdruck gebracht: 2030 den schwimmenden Offshore-Wind im industriellen Maßstab zu bringen und Hywind als das wettbewerbsfähigste Konzept weiterzuentwickeln.
Equinor geht davon aus, dass schwimmender Offshore-Wind bis 2030 12 GW erreichen kann, was bedeutet, dass neben Hywind auch andere Floating-Konzepte auf den Markt kommen werden. Für Equinor ist es klar, dass das Projekt nicht ohne die gemeinsamen Anstrengungen von Technologiebesitzern, Projektentwicklern, Zulieferern und Aufsichtsbehörden gelingen wird, um das erforderliche Ausmaß, die Innovation und die Kostensenkung zu erreichen.
"Wir glauben auch an die Notwendigkeit der Standardisierung", erklärt Equinor auf seiner Website. "Wir werden Erkenntnisse aus unterirdischen Offshore-Windparks sowie aus der Öl- und Gasindustrie anwenden, um das Hywind-Konzept weiter zu industrialisieren."
Im Mai dieses Jahres gab Statoil die Gründung von New Energy Solutions als eigenständigen Geschäftsbereich bekannt. Dies spiegelt die Bestrebungen des Unternehmens wider, sein Öl- und Gasportfolio schrittweise durch rentable erneuerbare Energien und kohlenstoffarme Lösungen zu ergänzen.

Schwimmende Windtechnologie
Das Konzept der schwimmenden Offshore-Windkraftanlagen wurde Anfang der 70er Jahre in den Vereinigten Staaten entwickelt. Es dauerte etwa 37 Jahre, bis 2007 das erste Arbeitskonzept (ein Prototyp) der niederländischen Firma H. ​​Technologies auf den Markt kam. Dieser Prototyp wurde vor der Küste von Apula, Italien, in einer Tiefe von 113 Metern installiert. Das Projekt wurde 2008 stillgelegt.
Offshore-Schwimmwind gilt als günstiger als ortsfeste Plattformen, besser geeignet für größere Tiefen und günstige Windbedingungen, wodurch das Potenzial für Offshore-Wind generell erhöht wird.
Für die Verankerung dieser Schwimmer wurden zwei Hauptsysteme entwickelt: das lose Festmachersystem und das Spannbeinsystem.
Mit dem ersten System wird ein einzelnes schwimmendes zylindrisches Holm mit Hilfe von Fahrleitungskabeln festgemacht. Die Hywind-Technologie basiert auf diesem System und wurde um ein mit Ballast versehenes Oberleitungslayout erweitert, das 60 Tonnen vom Mittelpunkt jedes Ankerkabels hängt, um zusätzliche Spannung bereitzustellen.
Das andere System basiert auf einer Turmtragkonstruktion, die entweder frei schwebend ist oder von gespannten Seilen in Richtung Meeresbodenanker gezogen wird.