Oppdatering av Mulighetsstudie, Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp

Oppdatering av Mulighetsstudie Vindkraft Document number: 516694 Revision number: 2 Date: 01.10.2010 Prepared by: Lyse Produksjon AS Date: 01.10.2010 Verified by: Mette Kristine Kanestrøm Date: 01.10.2010 Approved by: NVE Date: 01.10.2010 Oppdatering av Mulighetsstudie, Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp Referanse OD 09/44

Page: Page 2 of 33 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING... 3 1.1 BAKGRUNN... 3 1.2 LINK TIL MULIGHETSSTUDIEN 2009... 4 2 SAMVARIASJON VINDKRAFTSYSTEMER OFFSHORE... 5 2.1 INNLEDING... 5 2.2 SAMVARIASJON... 5 3 TEKNOLOGI- OG KOSTNADSUTVIKLING... 8 3.1 INNLEDNING... 8 3.2 TEKNOLOGI- OG KOSTNADSUTVIKLING... 8 3.2.1 Utvikling innen turbin markedet... 9 3.2.2 Utvikling innen marine operasjoner... 9 3.2.3 Utvikling innen fundamenter for vindturbiner... 10 4 EFFEKT AV REDUSERT VANNDYP FRA 70 M TIL 40 M... 11 4.1 VURDERING AV STÅL- VS BETONGFUNDAMENT... 11 4.2 KOSTNADSENDRING VED REDUSERT VANNDYP... 12 5 BUNNFASTE FUNDAMENTER FOR 120 M VANNDYP... 13 5.1 VALG AV FUNDAMENT FOR 120M CASE... 13 5.2 VALG AV OMRÅDE FOR 120M CASE... 13 5.3 TEKNISK OG ØKONOMISK VURDERING AV 120 M CASE... 14 6 FLYTENDE VINDTURBINER FOR STØRRE VANNDYP... 17 6.1 VALG AV FUNDAMENT FOR FLYTENDE CASE... 17 6.2 BESKRIVELSE AV KONSEPT FOR FLYTER... 17 6.2.1 Kommentarer til konseptet... 18 6.3 ANDRE KONSEPT FOR FLYTERE... 18 6.4 KOSTNADER FOR FLYTER... 20 7 KOSTNADSVURDERINGER... 22 7.1 OPPDATERINGER I FORHOLD TIL MULIGHETSSTUDIEN [1]... 22 7.2 KOSTNADSSAMMENLIGNING... 22 7.2.1 Forutsetninger kostnadsvurderinger... 22 7.2.2 Kostnadssammenligning Sørlige Nordsjø og Nordlige Nordsjø bunnfast og flytere i 2013-2014... 23 7.2.3 Kostnadssammenligning Sørlige Nordsjø og Nordlige Nordsjø bunnfast og flytere i 2018-19 24 7.2.4 Kostnadssammenligning flytere og bunnfast... 26 7.2.5 Sammenligne topologi 4b med en park på 40 m installert i 2018-2020... 27 7.3 TO SCENARIER - UTBYGGING AV OFFSHORE VINDPARK I DAG OG I 2020... 28 7.3.1 Utbygging i dag... 28 7.3.2 Utbygging i 2020... 29 8 KONKLUSJON... 30 9 REFERANSER... 32 APPENDIKS I KONFIDENSIELL VALG AV FELT... 33

Page: Page 3 of 33 1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn I forbindelse med Klimakur 2020 ble Lyse Produksjon AS tildelt oppdrag fra Oljedirektoratet med å utarbeide en Mulighetsstudie for vurdering av offshore vindkraft som tiltak for reduksjon av klimagassutslipp, heretter kalt Mulighetsstudien [1]. Denne Mulighetsstudien hadde til hensikt å angi i hvilken grad og til hvilken kostnad vindturbiner i områder på sokkelen kan bidra til reduserte klimautslipp. Rapport fra arbeidet ble levert i juni 2009. I forbindelse med arbeidet med Havenergilova, Ot.prp. nr 107 (2008-2009) har Olje- og energi departementet (OED) opprettet en direktoratsgruppe for å vurdere havareal som kan være egnet for utbygging av vindkraft til havs. Direktoratsgruppen ledes av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) og skal, som en del av arealvurderingene, gjøre en særskilt vurdering av tekniske, økonomiske og andre relevante forhold vedrørende utbygging av vindkraft i tilknytning til eksisterende og nye petroleumsinstallasjoner. I den forbindelse har NVE bedt Lyse Produksjon AS om å vurdere og oppdatere Mulighetsstudien i lys av de pågående arealvurderinger og supplere rapporten med eventuell ny informasjon etter avslutning av Mulighetsstudien i juni 2009. Denne oppdateringen inkluderer de siste års teknologiutvikling, samt en vurdering av hvordan kostnadsparametrene endres ved å flytte vindturbinene fra vanndyp på 70 m, som var basis for Mulighetsstudien, til 40 m som svarer bedre til de områder som er planlagt utbygd i runde 3 i Storbritannia. Mulighetsstudien baserte seg videre på vindkraft installert på norsk sokkel i Sørlige Nordsjø som ligger relativt nært store planlagte utbygginger i Storbritannia og Tyskland. Det er også ønskelig at det gjøres en vurdering av installasjon av vindkraft i et annet område av norsk sokkel der vindsystemer ikke fører til tilsvarende samvariasjon med andre lands produksjon av vindkraft i Nordsjøområdet.. Kjeller Vindteknikk har fått i oppdrag å gjøre denne vurderingen, ref. kapittel 2. Plassering av potensiell ny norsk offshore vindkraft i et annet vindområde enn de store utbyggingene i Europa kan gi god synergi ved produksjon over en lengre periode og økt pålitelighet i leveransen av vindkraft. Vici Ventus Technology AS har på oppdrag fra Lyse vurdert ulike aspekter relatert til bunnfaste og flytende fundamenter for offshore vindturbiner. Det er videre vurdert kostnader av å installere offshore vindkraft i et område som ligger lenger unna Nordsjøbassenget. Det antas at vanndypet i det valgte område er fra 120 300 m noe som åpner for bruk av både bunnfaste fundamenter og flytende skrog. Vici Ventus har hatt ansvar for kapittel 4, 5 og 6. De ulike aspekter som er vurdert i denne studien er: En vurdering av samvariasjon i vindkraft systemer offshore. Utvikling av teknologi i løpet av siste år. Relatert til fundamenter, men også relatert til utvikling av nye og lettere turbiner (noe som har en stor effekt på selve fundament- eller flyterstrukturene) samt utvikling av nye fartøy og metoder for installasjon. En kort vurdering av effekten av å flytte vindturbinene fra 70 m vanndyp ved oljeinstallasjoner i Sørlige Nordsjøen til 40 m vanndyp. Tekniske og økonomiske vurderinger av bunnfaste vindturbiner på 120 m vanndyp. Tekniske og økonomiske vurderinger av flytende vindturbiner på 120-300 m vanndyp

Page: Page 4 of 33 1.2 Link til Mulighetsstudien 2009 Mulighetsstudien [1] var avgrenset til å se på innfasing av vindkraft i Sørlige Nordsjø. NVE ønsker at Mulighetsstudien oppdateres med en vurdering på installasjon av vindkraft i et annet område av norsk sokkel der vindsystemer ikke fører til samvariasjon med andre lands produksjon av vindkraft i Nordsjøområdet. I denne oppdaterte rapporten er det derfor gjort en vurdering av vindkraft i Nordlige Nordsjø. Nordlige Nordsjø har større dybder enn Sørlige Nordsjø, derfor er det her gjort en teknologi og kostnadsvurdering på bunnfast fundament ned til 120m og flytere ned til 300m. I tillegg har denne rapporten et større fokus på å beskrive neste generasjons vindturbiner med lavere vekt og kostnad og høyere pålitelighet. Kapittel 3 beskriver teknologistatus og teknologiutvikling ut i fra siste års erfaringer mens 4, 5 og 6 beskriver fundamentteknologi fra 40-300 m. Disse kapitelene er en utvidelse av kapittel 3 og 4 i Mulighetsstudien [1]. Kostnadsevalueringskapittelet (kapittel 7) i Mulighetsstudien [1] er i denne oppdaterte versjonen utvidet med kostnader relatert til flytere, bunnfast på 120m og reduksjon av kostnader relatert til en mulig teknologiutvikling av vindturbiner, se kapittel 7 nedenfor.

Page: Page 5 of 33 2 SAMVARIASJON VINDKRAFTSYSTEMER OFFSHORE 2.1 Innleding Det foreligger planer om store utbygginger av offshore vindkraft både i Tyskland og Storbritannia. Vindkraft er en ikke-regulerbar kraft og store utbygginger i et område der det blåser samtidig kan føre til ujevn produksjon og høy volatilitet på kraftpris. Kjeller Vindteknikk har laget en rapport som viser samvariasjoner i vindkraft systemer offshore [2]. Denne rapporten antyder at produksjonen i norske områder kan bidra til å gjøre vindkraften i Nordsjø-området som helhet mer stabil, ved at kraftproduksjonen i nord skjer på et annet tidspunkt enn i sør. Mulighetsstudien [1] var begrenset til å se på innfasing av vindkraft mot olje- og gassinstallasjoner i Sørlige Nordsjø. NVE ønsker i tillegg en vurdering av vindkraft isolert, sett mot petroleumsinnrettninger i et annet havområde enn Sørlige Nordsjøen. To kriterier ble fremsatt for å velge et annet område: 1) Store petroleumsinnretninger i området 2) Annet værområde enn Sørlige Nordsjø/Tyskland/Storbritannia Med bakgrunn i analysen som gjøres i de neste avsnittene, vil Nordlige Nordsjø oppfylle begge kriterier over. Gullfaks er eksempel på en stor petroleumsinnretning i et område hvor det er lite korrelasjon mellom vindsystemer, mellom Nordlige Nordsjø og planlagt utbygging i Storbritannia og Tyskland. Ekofisk er brukt som eksempel på petroleumsinnretning i Sørlige Nordsjø. Neste kapittel gjør en vurdering av samvariasjon og timeskorrelasjon mellom følgende steder basert på Kjeller Vindteknikks rapport [2]: 2.2 Samvariasjon Sørlige Nordsjø Midtre Nordsjø Sørlige Nordsjø Nordlige Nordsjø Tyskebukta Midtre Nordsjø Tyskebukta Nordlige Nordsjø Doggerbank Midtre Nordsjø Doggerbank Nordlige Nordsjø Kjeller Vindteknikks rapport er det gjort beregninger på ukes-, døgn- og timekorrelasjon for produksjon av offshore vindkraft i Nordsjøen. Innmelding av produksjon skjer i dag på timebasis. For beregning av produksjon blir derfor timeskorrelasjonen viktig. For å si noe om samvariasjonen mellom følgende punkter er det tatt utgangspunkt i avstander og antatt at korrelasjonen går ned som funksjon av avstand. Dette er tilnærmet riktig da korrelasjonsringene i figurene er om lag sirkulære (se figur 18 i Kjeller Vindteknikks rapport [2]). Tabell 2.1 under viser koordinatene som er benyttet for de ulike områdene der Ekofisk ligger i Sørlige Nordsjø, Sleipner A i Midtre Nordsjø og Gullfaks i Nordlige Nordsjø. Kjeller Vindteknikks rapport [2] har ikke oppgitt koordinat for Doggerbank. I dette kapittelet er det derfor gjort en tilnærming.

Page: Page 6 of 33 Geo UTM sone 31 Lengdegrad Breddegrad E N Tyskebukta 6.5876 54.0143 735037 5991070 Ekofisk 3.2 56.5 512312 6261748 Doggerbank 2.33 55.21 457366 6118365 Sleipner A 1.9086 58.3673 436152 6470122 Gullfaks 2.2687 61.2042 460702 6785752 Tabell 2.1: Koordinater for Midtre- og Nordlige Nordsjø Basert på koordinatene er det beregnet avstander som er gitt i Tabell 2.2 under. Fra avstandene er det lest av omtrentlig maksimal korrelasjonskoeffisient fra Kjeller Vindteknikks rapport [2]. Denne er illustrert i tabellen under og viser noe spredning, men mange av datapunktene ligger nært opp mot øvre grense. Avstand Tabell 2.2: Samvariasjon mellom felt i Midtre- og Nordlige Nordsjø Timeskorr Samvariasjon Ekofisk - Sleipner 222 km 0.7 49 % Ekofisk - Gullfaks 527 km 0.4 16 % Tyskebukta - Sleipner 565 km 0.35 12 % Tyskebukta - Gullfaks 841 km 0.2 4 % Doggerbank - Sleipner 352 km 0.5 25 % Doggerbank - Gullfaks 667 km 0.3 9 % Figur 2.1: Korrelasjon mellom feltene i Midtre- og Nordlige Nordsjø

Page: Page 7 of 33 Dersom vi bruker Kjeller Vindteknikk rapport [2] til å se på timeskorrelasjonen til de oppgitte stasjonene ser det ut til at det er en del avhengighet mellom Sørlige Nordsjø og Midtre Nordsjø. Doggerbank og Midtre Nordsjø, samt Sørlige Nordsjø og Nordlige Nordsjø har noe avhengighet, mens de andre kombinasjonene har lite avhengighet. Dette betyr at en vindpark ved Nordlige Nordsjø har høy sannsynlighet for å produsere på et annet tidspunkt enn konsentrasjonen av planlagte vindparker i Storbritannia og Tyskland. Dette er en nokså omtrentlig analyse. For å gå mer detaljert inn i dette er det mulig å ta ut produksjonsserier i de ulike punktene. Disse kan benyttes i andre typer visualiseringer, og eventuelt kombineres med en kostnadsmodell basert på pris i et scenario der for eksempel produksjonen på Doggerbank styrer prisen. Påvirkingen på kraftpris i Norge som følge av produksjon fra de store fremtidige vindkraftanleggene i Tyskebukta og utenfor Storbritannia, er også avhengig av at det etableres flere kabler til kontinentet, altså kabler fra Norge til Storbritannia og Tyskland.

Page: Page 8 of 33 3 TEKNOLOGI- OG KOSTNADSUTVIKLING 3.1 Innledning Figur 3.1 under viser investeringskostnad per MW installert på offshore vindkraftanlegg under utbygging, planlagte og ferdig utbygde. Denne figuren er hentet fra en rapport Garrand Hassan gjorde for RenewableUK (BWEA) i 2009 [3]. Ved arealutdelingen av runde 3 gjorde også britiske myndigheter det klart at den økonomiske støtten til offshoreanlegg i runde 3 vil reduseres med 20 % - 40 % i forhold til dagens støttenivå. Dette betyr at investeringskostnadene må ned minst 20 %, til omtrent 2,4-2,6 M /MW for at runde 3 skal kunne realiseres. Figur 3.1: Investeringskostnader for vindkraftanlegg til havs 3.2 Teknologi- og kostnadsutvikling Teknologi- og kostnadsutvikling har sterke avhengigheter. Flere store operatørselskap jobber med teknologiutvikling for å få ned kostnader for alle elementer i verdikjeden for offshore vind. For eksempel er Statoil, som gjennom Forewind alliansen har fått lisens til å bygge ut Doggerbank på 9GW, opptatt av på få ned kostnader før de starter på utbyggingen. De er også medeier i SWAY som skal jobbe frem en ny 10MW turbin [9], de har et samarbeidsprosjekt med Siemens om å teste en 3MW girløs turbin [10] og et samarbeidsprosjekt med GE for å teste en 4 MW girløsturbin til havs [11]. Dette er med på å øke konkurransen mot de få turbinfabrikanter som har levert til offshore vindparker, eksempelvis Siemens, Vestas, REpower og Multibrid. Kun de 2 siste har levert 5 MW turbiner og deres teknologi har vært basert

Page: Page 9 of 33 på velkjente prinsipper med gir og mange bevegelige deler. Disse eksisterende offshore turbiner har en høy vekt, noe som igjen påvirker vekten av ståltårnet som skal supportere turbinen. I neste instans påvirkes dermed det bunnfaste fundamentet eller flyteren som skal bære turbin og tårn. Det har derfor i løpet av de siste 12 månedene kommet nye planer og produkter på havvind. Det har også skjedd en betydelig teknologisk utvikling, spesielt på turbinsiden, men også innenfor marine operasjoner, kabler og fundamenter. Operatører som har fått lisens til å bygge ut runde 3 i Storbritannia er, som Statoil, pådrivere for kostnadsreduksjon innenfor offshore vind, gjennom konkurranse og teknologiutvikling. For denne studien kan vi konkludere med at en del nytt har skjedd innenfor teknologiutvikling de to siste årene. Presset fra britiske myndigheter om kostnads- og teknologiutvikling kan også bety en kostnadsreduksjon på rundt 20 % for offshore vindkraft i 2016. Et teknologiskift på vindturbiner kan føre til ytterligere kostnadsreduksjoner. Nye estimater og vurderinger av kostnader på 10MW turbiner er gjort i kapittel 7 nedenfor. 3.2.1 Utvikling innen turbin markedet I løpet av det siste året har også flere turbinleverandører kommet med nye og lettere design, girløse turbiner og turbiner med færre bevegelige deler, som er ventet å forbedre pålitelighet og redusere behov for vedlikehold og reparasjoner. Dette vil ha stor påvirkning på det totale kostnadsbildet, for fundamenter og spesielt for utviklingen av flytende turbiner der vekt har enda større betydning enn for bunnfaste turbiner. Clipper er i ferd med å utvikle en 10 MW turbin som veier omtrent det samme som en REpower 5MW [4]. Dette kan forrykke kostnadsbildet per MW installert effekt. Vi har brukt Clipper turbindata i vurderingen av bunnfast fundament for 120 m vanndyp, ref. kapittel 5. De har planer om å teste ut en prototyp i 2012 på land og den kan da være kommersielt tilgjengelig 3 4 år etter. De sikter helt klart på å kunne levere til 3. runde i Storbrittania fra 2015 og utover. Kinesisk/hollandske XEMC Darwind har utviklet en effektiv 5 MW turbin som veier bare halvparten av det en REpower 5 MW veier. Denne har vi brukt som utgangspunkt for vurdering av en kostnadseffektiv flytende vindturbin, ref. kapittel 6. De jobber med å sette opp 2 demonstrasjonsturbiner i 2010, en på land i Holland og en i sjøen i Kina utenfor Shanghai (10 m vanndyp). Etter planen vil de bli kommersielt tilgjengelige i 2012-2013 [5]. GE har kjøpt Scanwind og har satt i gang utvikling av girløse turbiner på 4 MW. Siemens har utviklet en girløs 3 MW turbin. 2 er allerede installert i København og 1 skal testes av Statoil og Siemens på Havøygavlen i 2010. SWAY har fått 137 MNOK i investeringsstøtte fra Enova til å utvikle en 10 MW turbin med lav vekt og med et potensial på lavere investeringskostnad per MW sammenlignet med dagens turbiner, i tillegg til lavere kostnader på drift og vedlikehold. Etter planen skal den stå klar til testing på Øygarden utenfor Bergen i 2011. Dette er kun noen eksempler og antas at dette bare er starten på en videre utvikling av tubinmarkedet. 3.2.2 Utvikling innen marine operasjoner Innenfor marine operasjoner skjer det en kontinuerlig utvikling av verktøy for løfting og håndtering av tyngre gjenstander til havs. Bare i løpet av det siste året er det ferdigstilt eller i ferd med å ferdigstilles flere oppjekkbare kranfartøyer som er beregnet for vanndyp opptil 80 m. Dette vil kunne forrykke konkurransesituasjonen mellom stål og betongfundamenter i Sørlige Nordsjøen med vanndybder ned mot 70 m. For 120 m vanndyp vil disse fartøyene ikke kunne benyttes. Felles for de fartøy som utvikles og bygges i dag, er at det er fokus på forholdsvis moderate vanndyp hvor hovedtyngden av offshore vindturbiner trolig vil bli plassert de neste 10 årene. Isolert kan man forvente et stort press på markedet for offshore løftefartøyer når man går i gang med utviklingen av de store vindparkene utenfor Storbritannia. På grunn av nybyggingen vil man over tid forvente at dag-ratene for løftefartøy vil reduseres.

Page: Page 10 of 33 3.2.3 Utvikling innen fundamenter for vindturbiner Innenfor fundamenter pågår det også en utvikling. Denne går imidlertid mye tregere enn for selve turbinen. Fundamenter for vindturbin er en bransje som foreløpig baserer seg på kjente prinsipper og metoder. Det er per i dag installert flest monopæler (stålsylindre), noen betongfundamenter og noen fagverksstrukturer i stål. Både norske OWEC Tower og Aker Verdal har levert fundamenter til offshore vindkraft prosjekter i utlandet. Det har ikke skjedd betydelige nyskapinger med tanke på å ta i bruk nye materialer. Det er fortsatt stål eller betong som gjelder, og hittil har det ikke vært kostnadseffektivt å skifte til mer sofistikerte materialer da prisen for disse er for høy. Det er viktig å basere seg på materialer som kan leveres i store kvanta og fra mange leverandører for å unngå prispress. Den viktigste utviklingen innenfor fundamenter er i realiteten å finne løsninger som kan spare kostnader og risiko innenfor marine operasjoner. I dag utvikles det løsninger for både stål og betong som gjør at man kan sette sammen komplette turbiner ved land for testing, før de taues ut til stedet de skal installeres. Det jobbes også med å forbedre fundamentene i forhold til utmatting, noe som er den største strukturelle utfordringen med vindturbiner. Videre er det fokus på detaljer rundt kobling av tårn og fundament. Ingen av disse aktivitetene er ventet å redusere kostnader av selve fundamentet nevneverdig. Det er likevel hevet over all tvil at det vil spares penger på vedlikehold og reparasjoner som følge av denne utviklingen. Det største kostnadspotensial innenfor fundamentsegmentet finnes trolig innenfor optimalisering av fabrikasjonsprosessen. Masseproduksjon av fundamenter til vindbransjen vil trolig revolusjonere fabrikasjonsmetoder, samtidig som blant annet riggkostnader vil reduseres på grunn av langtidsleie eller innkjøp av produksjonsutstyr som nedbetales over lang tid.

Page: Page 11 of 33 4 EFFEKT AV REDUSERT VANNDYP FRA 70 M TIL 40 M 4.1 Vurdering av stål- vs betongfundament Vici Ventus Technology AS har utviklet både betong og stål fundamenter både for 40 m og 70 m vanndyp. For 40 m vanndyp er kostnadsbildet for stål og betong ganske likt, men med noe større risikoprofil for stål som følge av større behov for marine operasjoner. For 70 m vanndyp vurderes betongfundamenter som den mest kostnadsoptimale løsning. Vici Ventus løsninger med henholdsvis stålunderstell med betong fundament og et rent betong fundament er vist i figurene under. Figur 4.1 Stål fundament - Space Frame Tower Figur 4.2 Betong GBS fundament Det er to ulike strategier for betongløsningen: Bygge et optimalt fundament ut i fra operasjonskrav, installere dette separat ved hjelp av ballastering, og deretter å installere turbin og tårn på feltet ved hjelp av offshore løftefartøy Bygge et noe oversize fundament som er stabilt i sjøen med tårn og turbin installert, dvs. kan kompletteres og testes ved land, og slepes komplett til felt for installasjon ved ballastering Begge disse løsningene kommer omtrent likt ut i pris. Det gjør også en løsning med stålunderstell og betongfundament som vist i Figur 4.1. I kostnadssammenligningen under er det antatt komplettering ved land.

Page: Page 12 of 33 4.2 Kostnadsendring ved redusert vanndyp Mulighetsstudien fra 2009 [1] brukte kostnader for betongfundament på 70 m vanndyp som basis. Fundamentkostnadene var basert på bygging av 4 fundamenter, ikke masseproduksjon. Ferdiginstallert fundament ble da beregnet til 84,5 MNOK per enhet. Denne kostnaden inkluderte installasjon av tårn og turbin i smult farvann. Med utgangspunkt i samme antall fundamenter for 40 m vanndyp beregnes kostnaden til 71,5 MNOK per enhet. En antar da at avstand fra land til installasjonssted er den samme i begge tilfeller. Kostnadsreduksjonen fra 70 til 40 m vanndyp for betong er dermed mindre enn man kanskje kunne forvente, om lag 15 %. Dette kommer hovedsakelig av at 40 m vanndyp krever at noe av den faste ballasten fylles ute på feltet, som gir en ekstrakostnad. og installasjon på 70 m er dermed billigere. En av fordelene med betong fundamenter er vektkapasiteten og man kan allerede nå anta at disse fundamentene vil kunne supportere vindturbiner på 10 MW som er under utvikling i dag, ref. kapittel 3. For stålfundamenter vil installasjonsmetoden være lik både for 40 m og 70 m dyp og bruk av stort kranfartøy er nødvendig. Den totale kostnadsreduksjonen for stålfundamenter på 40 m i forhold til 70 m vil dermed være større da hele fabrikasjonsbesparelsen vil komme som en del av den totale besparelsen.

Page: Page 13 of 33 5 BUNNFASTE FUNDAMENTER FOR 120 M VANNDYP 5.1 Valg av fundament for 120m case I Mulighetsstudien fra 2009 [1] ble betongfundament brukt som basis for kostnader, basert på at disse totalt sett er beregnet til å bære billigere enn stålfundamenter for 70 m vanndyp, hovedsakelig på grunn av enklere og billigere sammenstilling og installasjon. For enda større dyp vil betongfundament være ytterligere styrket sammenlignet med stålfundamenter. En hovedgrunn for dette er at betongfundamentene blir komplett sammenstilt ved land og man trenger ikke dyre kranfartøyer for installasjon. Stålfundamentene er imidlertid avhengige av slike kranfartøy. For 120 m vanndyp finnes det per i dag ikke passende oppjekkbare kranfartøy og man må bruke offshore tungløft fartøyer hvis man vil installere stålfundamenter og turbiner på slike dyp. Av denne grunn er betongfundament fortsatt valgt som basis for kostnader. For å kunne vurdere kostnadsendringer når man flytter vindturbiner fra 70 m vanndyp til 120 m vanndyp har det vært nødvendig å utarbeide et betongfundament for 120 m vanndyp og se på de tekniske og økonomiske konsekvensene for blant annet fundament, marine operasjoner, turbiner og kabler. 5.2 Valg av område for 120m case På bakgrunn av samvariasjonsstudier, ref. kapittel 2, er Nordlige Nordsjø valgt som område for denne studien. Vanndypet i området varierer fra 120 m til Norskerenna på 300 m vanndyp. For bunnfaste fundamenter er det naturlig å ta utgangspunkt i minste vanndyp 120 m. Figur 5.1 Oversikt over nordre del av Nordsjøen

Page: Page 14 of 33 5.3 Teknisk og økonomisk vurdering av 120 m case Det er tidligere installert betong GBS (Gravity Base Structure) plattformer for olje og gass installasjoner som er stabile ved hjelp av egenvekt, på både på 70 m og 120 m vanndyp. Erfaringer fra bunnforholdene på 120 m vanndyp er at det er sandbunn med variable innslag av leire, men at det er mulig å fundamentere vindturbinene med bunnplate og korte stålskjørt for å hindre utvasking av sjøbunnen rundt bunnkonstruksjonen. Fundamenteringsforholdene for 70 m vanndyp og 120 m vanndyp kan derfor i prinsippet antas å være sammenlignbare. Vanndypet i seg selv vil kunne påvirke valg av fundamentkonfigurasjon da strukturen blir utsatt for større vanntrykk når vanndypet øker. I vårt tilfelle har vi vurdert det som mest optimalt å skalere opp betongfundamentet fra 70 m vanndyp til 120 m vanndyp ved å øke dimensjoner og tykkelser, men beholde konfigurasjonen. Så lenge man har tilgjengelig store vanndyp under bygging og sammenstilling, er det faktisk lettere å tilfredsstille krav til flytestabilitet og geoteknisk stabilitet når vanndypden øker. Det optimale er å kunne gjøre alt ferdig ved land og ikke behøve å gjøre annet enn ballastering med sjøvann når man installerer på feltet. Dette oppnådde man for 70 m vanndyp og man oppnår også dette for 120 m vanndyp. For vanndyp mindre enn 70 m kan det bli aktuelt med fylling av ekstra fast ballast etter installasjon på feltet. Figur 5.2 under viser den valgte konfigurasjon for betongfundamentet. Designet er basert på 10 MW Clipper turbin med turbinvekt på 460 tonn og tårnvekt på 420 tonn. Dette er ikke langt unna de vekter som er brukt i tidligere studier for REpower 5 MW, men med tyngdepunkt noe justert oppover.

Page: Page 15 of 33 Figur 5.2: Betong GBS fundament for 10 MW Clipper turbin og 120 m vanndyp

Page: Page 16 of 33 Et betongfundament som vist i figuren over for 120 m vanndyp, vil bestå av ca 7500 m 3 betong og vil bli ballastert med ca 10 000 m 3 olivin. Med samme antagelser som ble gjort for fundament for 70 m vanndyp vil et fundament for 120 m vanndyp som understøtter en 10 MW vindturbin koste 151 MNOK, altså vesentlig mer enn de 84,5 MNOK som et fundament på 70 m koster. Kostnadene inkluderer fundamentet ferdig installert ute i sjøen, installasjon av turbintårn og selve turbinen i smult farvann ved land. CLIPPER 10MW OFFSHORE VIND TURBIN Rotor Diameter Tower Top Mass (turbine) Vekt av turbintårn External outfitting (platforms, ladders, etc) 150 m 468 t 420 t 27 t Betong volum 7500 m 3 Armeringsstål (350kg/m 3 ) 2625 t Forspente kabler (20kg/m 3 ) 150 t Steel skirts 50 t Mekanisk utrustning 200 t Fast ballast 10000 m 3 Tabell 5.1: Nøkkeltall for betong GBS fundament, 120 m vanndyp og Clipper 10 MW

Page: Page 17 of 33 6 FLYTENDE VINDTURBINER FOR STØRRE VANNDYP 6.1 Valg av fundament for flytende case Det er valgt å vurdere et Spar - formet konsept lignende Hywind som basis for kostnadsberegningen. Dette er et konvensjonelt Spar- konsept og antas som det optimale flyterkonsept for en slikt studie, gitt at man har vanndyp nok nær land for sammenstilling og komplettering. Her i Norge har vi tilgang til slike vanndyp i beskyttede fjorder. Det faktum at det allerede eksisterer en prototype av et slikt konsept i Hywind er også et argument for dette valget. I Norge har vi en betongindustri som kan levere selve flyterdelen av disse vindturbinene på en kostnadseffektiv måte, da den kan glidestøpes vertikalt inne i en fjord. Det finnes alternativer til Sparkonseptet som både bruker færre materialer og har lavere totalvekt, eller som kan flyte på mindre vanndyp og dermed kan sammenstilles ved land, også der hvor man ikke har dype fjorder. Stort sett er likevel erfaringen fra slike alternative løsninger at det enten kreves mer kompliserte installasjonsmetoder og forankringssystem, eller at selve flyteren blir større i volum, som gir større påkjenningen på selve turbin og tårn enn for en Spar. Her er det mange uløste problemstillinger å ta fatt i, og det er ikke gitt hvilke flyterløsninger som vil bli mest utbredt. Høyst sannsynlig snakker vi om en håndfull slike typiske varianter innenfor segmentene Spar, Semi og strekkstag (TLP). Hywind er per i dag det eneste flytende vindturbinkonseptet som er bygget i full skala og installert i et hardt havmiljø, og er dermed i ferd med å bli teknisk kvalifisert for offshore vindmarkedet. Hensikten med Hywindkonseptet er å teste og vise at konseptet fungerer teknisk, teste og kalibrere analyseverktøy mot målte data, skaffe et grunnlag for videre optimalisering, samt teste om standard turbiner også fungerer på en flytende vindturbin. Testene viser i følge Statoil meget gode resultater, bedre enn forventet. Videre viser det seg at turbinen er utsatt for lavere belastninger på Hywind enn på faste vindturbiner. 6.2 Beskrivelse av konsept for flyter En svært viktig og begrensende faktor for flytende vindturbiner, er at de er meget sensitive på turbinvekt og tårnhøyde. Når dimensjonene øker, øker vekter og deplasement nesten proporsjonalt med disse faktorene. For flytende vindturbiner er det derfor spesielt viktig at fremtidige turbiner blir mer vektoptimale enn enkelte av dagens løsninger som er basert på mer tradisjonell teknologi. Hywind demoen er dimensjonert for en 2,3 MW Siemens turbin med en toppvekt på ca 138 tonn. Vi bruker her en 5 MW turbin med toppvekt på 265 tonn og rotordiameter 116 m. Disse dataene tilsvarer en 5 MW Darwind turbin, som er under testing og planlegges for kommersielt salg i 2012-2013. Darwind - turbinen er uten mekanisk gir, det vil si en direkte drevet generator. Videre er vekten også optimalisert ved en integrert strukturell og mekanisk design. I så måte representerer denne generatoren en fremtidsrettet løsning med lav vekt, høy robusthet og lavt vedlikeholdsbehov. Det er sannsynlig at nye generasjoner av denne typen løsninger kan få vekten ytterligere ned til om lag 200 tonn for en 5 MW løsning. Det er også andre turbinløsninger under utvikling som ikke er basert på mekanisk gir, og som kan gi redusert vekt. Her kan en for eksempel nevne hydraulisk transmisjon. Dette flyterkonsept er basert på betong i nedre del og opp til turbintårnet, 17m over vannflaten hvor atkomstplattformen også er plassert. Ved å benytte betong helt opp til atkomstplattformen vil en forenkle strukturen ved at en unngår stål i overgangssonen fra flytelegemet opp til turbintårnet. Dette betyr sparte kostnader fordi man fjerner utmattingsproblemer i samme område, oppnår sterkt forenklet vedlikehold og unngår korrosjonsproblemer. Med denne løsningen unngår man også en noe komplisert kobling mellom stål og betong under vann. Prisen en må betale for denne løsningen er noe større deplasement og dypgang, for å kompensere for den økte vekten i overgangsområdet. Vi anser imidlertid dette som en mer kostnadseffektiv løsning totalt sett. En

Page: Page 18 of 33 overgangsstruktur i stål er tung, komplisert og kostbar på grunn av de store utmattingskravene kombinert med mange koblingsdetaljer mot innvendig og utvendig sekundærstruktur. Betong har ikke utmattingsproblemer og nødvendig innfesting av utstyr blir løst med innstøpte platefundamenter som er standard løsning og kjent teknologi. Beregnede data for et 5 MW Spar konsept, som beskrevet over, er gitt i følgende tabell: 5 MW FLOATING SPAR TURBINE DISPLACEMENT TURBINE Rated capacity Total turbine weight Rotor diameter CoG above WL Distance from WL rotor tip TURBINE TOWER Top of tower above WL Lower end above WL Height of turbine tower Diameter at lower end Diameter at top Primary steel weight Assumed weight of equipment in tower foot Maximum wall thickness 12326 Tonnes 5 MW 265 tonnes 115 m 80,5 m 23 m 77,50 m 17 m 60,5 m 6,2 m 4 m 357,5 tonnes 28 tonnes 71 mm CONCRETE SUBSTRUCTURE Secondary structure & equipment weights 53 tonnes Draft of concrete substructure 140 m Height of structure 157 m Diameter at WL 7 m Outer diameter of concrete substructure 10,70 m Nominal wall thickness 0,42 m Thickness bottom plate 2,00 m Specific weight of concrete 2,62 t/m 3 Concrete volume 2159 m 3 Concrete veight 5650 tonnes Weight of fixed ballast (Olivin) 4490 tonnes Specific weight of saturated fixed ballast 2,60 tonnes/m 3 Weight of water ballast 1266 tonnes HYDRO STATICS AND DYNAMICS Corrected GM 15,58 m Static tilt angle with max wind trust 2,91 deg Heave period 36,53 sec Pitch period 33,91 sec Yaw period 7,26 sec Tabell 6.1: Kriterier for kostnadsberegning Figur 6.1: Vici Ventus flyterkonsept 6.2.1 Kommentarer til konseptet Som det fremgår av dataene er det en dypgang på 140 m i operasjon. Med de gitte turbindata og den valgte bruk av betong, er denne dypgangen optimal i forhold til dynamiske egenskaper, stabilitet og deplasement. Alle dimensjoner og vekter på en Spar- løsning inngår i en algoritme som påvirker de hydrostatiske og hydrodynamiske egenskaper og ingen parametere kan velges fritt og uavhengig av hverandre. Med hensyn til optimalt vanndyp for dette konseptet, vil det være fra ca. 200 m til 500 m. Optimalt vanndyp er i stor grad relatert til forankringssystemet. Under 200 m blir det vanskeligere å dimensjonere og installere, og ved mye større vanndyp vil kostnadene øke og en må vurdere andre typer løsninger enn de tradisjonelle. Dette flyterkonseptet er ideelt for installasjon i Norskerenna langs hele kysten på grunn av en stor fordel med kort avstand til land i forhold til kabelkostnader og drift. 6.3 Andre konsept for flytere Spar - konseptet har stor dypgang og vil alltid kreve et vanndyp som er større enn dens egen dypgang. I dette tilfelle vil det si minst 150 m -160 m minimum dybde. Dersom det er ønskelig å installere vindturbiner i vanndyp mindre enn dette, uten å bruke en fast installasjon som blir svært omfattende og dyr når en kommer over 100m, må en vurdere andre konsepter. Dette kan være konsepter som Sway, og kanskje

Page: Page 19 of 33 flyterløsninger ved vertikale forspente stag, såkalte Tension Legs, kjent fra offshoreindustrien som TLP. Denne type løsninger er under utvikling (eks.: Blue H), men den er ikke utviklet og testet i full skala. En annen side ved Spar - løsningen slik den er utviklet for Hywind og i vårt tilfelle, er at det kreves en dyp bygge- og monteringshavn og en dyp tauerute ut til installasjonsstedet. Det er glimrende forhold for dette i Norge. Det er også mange andre land som har dypvannsområder nær kysten, men som mangler dype havner og dype kanaler ut til de aktuelle dypvannsområdene. Dersom Spar - konseptet skal brukes i disse områdene må det utvikles metoder for transport og installasjon som gjør dette mulig. Det er også studert andre flyterløsninger med liten dypgang. Felles for disse er at de gir større dynamiske belastninger på turbinen og tårnet enn en optimal Spar - løsning. Det konseptet som i dette tilfellet er mest optimalt er en søylestabilisert halvt nedsenkbar løsning tilsvarende det en i offshore sammenheng kaller semi submersibles. Et eksempel på en slik løsning er illustrert i Figur 6.2 under. Denne type løsning kan bygges ved vanlige skipsverft med normal havnedybde og kompletteres med turbinen ved byggeverksted, før de taues ut for installasjon med ankersystemet. Dermed blir det omtrent de samme forankringsløsninger som for et Spar- konsept. Det vil si at vanndyp rundt 100 m er en utfordring, men med den forskjell at det er enklere å justere forspenningen på ankerlinene fra denne typen flytere. De to viktigste spørsmålene i forbindelse med dette konseptet er teknisk gjennomførbarhet og kostnader. For å klarlegge dette må det gjøres mye utviklingsarbeid og det må bygges i full skal og testes. Det er stor interesse for dette konseptet og det er mange som ønsker å videreutvikle denne løsningen. Figur 6.2: "Semi Submersible"

Page: Page 20 of 33 6.4 Kostnader for flyter Dette kapitlet gir en oversikt over hvilke kostnader som er inkludert og kke er inkludert i den oppgitte kostnaden for flytende fundament for vindturbiner. Ved bygging av understell av denne typen trengs det en del tilrettelegging av blant annet byggestedet, anskaffelse og leie av utstyr, som vil representere en del av kostnaden for det enkelte flyter. Denne kostnadsandelen vil bli redusert ved bygging av mange enheter i serie. Det er generelt vanskelig å prediktere kostnader for fremtidige vindturbinparker på større vanndyp. Erfaringer er gjerne hentet fra offshore olje- og gassbransjen med utvikling og bygging av enkeltenheter og hvor andre økonomiske og forretningsmessige faktorer har styrt kostnadene mer enn minimalisering av investeringen. Ved masseproduksjon vil grunnkostnader fordeles på mange enheter og arbeidet vil bli sterkt effektivisert. Et enkelt kostnadsoppsett basert på tidligere studier og erfaringer gir en totalkostnad på omtrent 80 MNOK pr. enhet for en 5 MW flytende turbin produsert i en serie og masseproduksjon av like turbiner (eksklusiv all kost relatert til selve turbinen, bortsett fra at installasjon og sammenstilling ved land). Det antas et vanndyp på 200 m. Omtrent 25 % av kostnaden utgjøres av forankringssystemet med preinstallasjon av ankre, samt uttauing og installasjon. Ved begrenset produksjon, 4-8 flytende fundament som er tilfellet for denne studien, vil kostnaden øke med rundt 30 % til omtrent.105 MNOK. Inkludert kostnader er begrenset til følgende: Bygging av betongunderstell med nødvendig permanent og midlertidig utrustning. Innkjøp og installasjon av fast ballast Ankersystem inkludert installasjon av dette offshore Installasjon av tårn og turbin på byggestedet Inntrekkingsrør for kabler og utstyr for inntrekking Uttauing til installasjonssted og montering av ankersystem Følgende kostnader er ikke inkludert: Turbin og tårn Transport og turbin av tårn til byggeverkstedet Installasjonsarbeid utført av turbinleverandør på byggested og offshore Kabel og legging av kabel Inntrekking av kabel til flyteren Uttauing og installasjonskostnader for Spar- konseptet som er angitt her, er basert på at det er en vindpark med mange installasjoner. Det vi si at man regner med den kostnadsreduserende effekten av masseproduksjon og redusert kostnad på marine operasjoner. Det kan være forskjellige opplegg for bygging og installasjon av et Spar - formet vindturbinfundament som kan gi forskjellige utslag på det totale kostnadsbildet. Våre kostnadsanslag er basert på følgende hovedprinsipper: Bygge bunndel av betongstrukturen tørt, alternativt i tørrdokk, på lekter eller på land Sjøsetting av bunndel henholdsvis ved å flyte den ut av dokk, senking av lekter, heises ut i vannet med spesialbygget heis eller løfting med kran Fortøyning/ system for posisjonskontroll ved tilpasset byggeanlegg ved dyp kai eller ved lektere Bygges ferdig i flytende tilstand, draft og stabilitet kontrolleres med tørr/våt ballast

Page: Page 21 of 33 Utstyres med sekundærstruktur som forankringsbraketter, føringsrør for kabler, båtfendere, leidere og plattformer samt utvendig atkomstdekk Ballasteres ferdig med fast ballast Flyttes til midlertidig opplagsområde og fortøyes Flyttes til installasjonsposisjon for tårn og turbin Installerer og henger av øvre forankringsliner Installerer tårn og turbin Taues ut til installasjonssted Forankres Trekker inn kabler Justerer vannballast

Page: Page 22 of 33 7 KOSTNADSVURDERINGER 7.1 Oppdateringer i forhold til Mulighetsstudien [1] NVE ønsker en oppdatering av Mulighetsstudien [1] med tanke på om det i løpet av det siste året har vært teknologiutvikling og endringer i kostnader. Offentliggjøring av runde 3 i Storbritannia desember 2009 er nytt siden Mulighetsstudien ble utarbeidet. Britiske myndigheter har gjort det klart at kostnadene på offshore vind må ned minst 20 % ved realisering av runde 3. Offentliggjøringen av runde 3 har derfor bidratt til å akselerere teknologiutviklingsløpet innenfor offshore vind, og et teknologiskifte der det satses på vindturbiner med lavere og færre deler har blitt mer realistisk det siste året. Clipper, SWAY og Darwind er eksempler på dette. Et teknologiskifte innenfor vindturbinteknologi kan bidra til at havvindkostnader reduseres utover de 20 %. Nedenfor er Mulighetsstudien [1] supplert med kostnader for vindkraftverk der det forutsettes at en Darwind- turbin installeres på en flyter og en ny 10MW Clipper installeres på et betongfundament i Norlige Nordsjø. Det gjøres en sammenligning i forhold til Topologi 1 i Sørlige Nordsjø.. 7.2 Kostnadssammenligning 7.2.1 Forutsetninger kostnadsvurderinger NVE ønsker å overføre resultater fra Mulighetsstudien til en olje og gass innretning i Nordlige Nordsjø. Forutsetninger for vindkraft innfaset som en del av kraftsystemet på olje og gass innretning i Nordlige Nordsjø: 1. Det gjøres en forutsetning på at det kan fases inn ca 40 MW vindkraft mot et isolert system i Nordlige Nordsjø, ref appendiks 1. 2. Kostnad for plattformmodifikasjoner og kabler mellom vindturbiner og plattform er tilsvarende topologi 1 i Mulighetsstudien [1]. Disse kostnadstallene er basert på en RePower 5 MW vindturbin. 3. Det forutsettes at dybden rundt dette feltet er på 120 300 m og er derfor ideell for både flytere og bunnfast fundament. 4. Det forutsettes at avstand til land er 160 km 5. Turbinkostnader og kostnadsutvikling utvikling er hentet fra avsnitt 7.2.1 i Mulighetsstudien [1], dvs denne rapporten baserer seg på en turbinkostnad på 10,4 MNOK/MW ved installasjon i 2013 og en turbinkostnad på 9,6MNOK/MW ved installasjon i 2018. 6. Det forutsettes at dybden rundt dette feltet er på 120 300 m og er derfor ideell for både flytere og bunnfast fundament. 7. Det forutsettes at kinesisk/hollandske XEMC Darwind 5 MW turbin er kommersiell tilgjenglig fra 2013, se link i [3] for mer informasjon. Den veier bare halvparten av det en RePower 5MW veier, og det forutsetter at kostnaden per MW er tilsvarende andre turbiner på markedet. Dette begrunnes med at Darwind, som nykommer i markedet, må inn på markedspris for å konkurrere med eksiterende turbinleverandører. Darwind antas installert på flytende vindturbin, da flyteren som er vurdert her er sensitiv til vekt av turbinen. Det fortusettes også at Darwind- turbinkostnaden har en lik kostnadsutvikling som andre turbiner på markedet innen 2018, dvs. 9,6MNOK per MW. 8. Det forutsettes at Clipper/SWAY 10MW er kommersielt tilgjengelig i 2015 (til runde 3 i Storbritannia), til en kostnad per MW tilsvarende andre turbiner på markedet. SWAY har et mål om å redusere kostnadene ytterligere. Nedenfor er SWAY og Clipper brukt som et eksempel på hva et teknologiskift kan gi av kostnadsreduksjoner. Men det er viktig å påpeke at verken Clipper eller SWAY er testet på nåværende tidspunkt og endelige testresultater og kostnadstall vil ikke være tilgjengelig før tidligst i 2013. 9. Kostnadstall for fundament for flytere og bunnfast er hentet i kapittel 4, 5 og 6 over:

Page: Page 23 of 33 Flyter 200 m, 105 MNOK Bunnfast 70 m, 85 MNOK Bunnfast 120 m, 150 MNOK Prisene over er realistiske for 4-8 turbiner bygget i 2013-14 (basis 2010 NOK). Det kan nok være noe mer usikkerhet mhp kostnadene for flytere enn for bunnfaste, spesielt på forankringssystem. Kostnadsreduksjoner kommer pga erfaring og læring samt overgang til masseproduksjon og mer effektiv fabrikasjon. For å oppnå reduserte priser i 2018 må man ha bygget tilsvarende turbiner ifm andre prosjekter tidligere og da helst masseprodusert. Dette er nok veldig aktuelt for bunnfaste, men kanskje mindre aktuelt for flytere. 4-8 stk bunnfaste i 2018 kan kanskje bygges 15-20 % billigere (målt i 2010 NOK). Denne studien forutsetter bygging av 4-8 bunnfaste i 2018 med en reduksjon på 15 %, dvs. 127,5 i 2018 for bunnfast 120 m, og 72,25 MNOK for bunnfast 70 m i 2018. 7.2.2 Kostnadssammenligning Sørlige Nordsjø og Nordlige Nordsjø bunnfast og flytere i 2013-2014 En flyter på 120 m installert med en Darwind- vindturbin som veier halvparten av dagens 5MW RePower turbin, vil ha en lavere investeringskostnad enn en bunnfast på 120 m med en 5MW RePower turbin. Ved installasjon i 2014, der vi antar at Darwind er kommersiell tilgjengelig, ser vi fra tabellen under at en flyter på 200 m vil være mer kostnadseffektiv enn en bunnfast på 120 m. Som nevnt i kapittelet over antas det at en Darwind- turbin allerede er kommersielt tilgjengelig i 2013. Fra tabellen under kan vi konkludere med at flytere, allerede om få år, kan konkurrere med en bunnfast installasjon på dyp større enn 120m

Page: Page 24 of 33 Område Sørlige Nordsjøen, Topologi1 Nordlige Nordsjø bunnfast Tabell 7.1: Investeringskostnader Sørlige og Nordlige Nordsjø og flytere Nordlige Nordsjø, 2013-14 Nordlige Nordsjø flytere Antall turbiner 5MW 11 turbiner 8 turbiner 8 turbiner Vindpark i MW 55 40 40 Vindturbin størrelse 5 5 5 (Darwind) År Installert 2013-2014 2013-2014 2013-2014 Dybde 70m 120m 200m Mill NOK Mill NOK per Mill NOK per per MW MW MW Kostnader prosjektutvikling (før investeringsbeslutning) Investeringskostnader vindkraft (ekslusiv kabel og kraftsystemer) 0,15 0,15 0,15 Prosjektkostnader 2,5 2,5 2,5 Vindturbiner inkl installasjon 10,4 10,4 10,4 Fundament inkl installasjon 16,9 30,2 21 Båtlandingssystem 0,3 0,3 0,3 Sum investeringskostnader vindkraft 30,1 43,4 34,2 Contingency (30%) (10% i 2018) 9 13 10,3 Sum vindkraftkostnader inkl. contingency 39,1 56,4 44,5 Investeringskostnader kraftsystem, sjøkabel og plattform-modifikasjoner Sjøkabel vindpark tilknyttet innretning inkl installasjon 5,6 5,6 5,6 Sjøkabel til land/substations 0 0 0 Interplattform Sjøkabel 0 0 0 Plattform modifikasjoner 4,4 4,4 4,4 Sum kabelsystemer inkl. contingency 10 10 10 Sum kabel og vind inkl contingency 49,1 66,4 55,5 7.2.3 Kostnadssammenligning Sørlige Nordsjø og Nordlige Nordsjø bunnfast og flytere i 2018-19 I dette scenariet forutsettes det et teknologiskift i turbinteknologi der 10 MW turbiner er kommersielt tilgjenglige til 2018-turbinkostnad per MW, dvs 9,6 MNOK per MW. For flyteren forutsettes en Darwind 5 MW, som koster det samme per MW som for en Clipper/SWAY, dvs 9,6 MNOK per MW. Det fortusettes at vekten av en Darwind 5 MW er halvert i forhold til en dagens tilsvarende 5 MW (Repower). Det forutsettes at vekten av 10 MW turbin er den samme som for en dagens 5 MW turbin, som betyr at hvert fundament som er bygget for en 5 MW i dag, vil bære en 10 MW turbin i 2018. Dermed kan en anta at fundamentløsningen som ble brukt som basis for kost på 70 m vanndyp og 5 MW turbin, er den samme som

Page: Page 25 of 33 kan brukes for morgendagens 10 MW turbin. Dette kan bety en halvering av fundament- og installasjonskostnader for en vindpark, i tillegg til noe reduksjon i kabelkostnader og operasjons- og vedlikeholdskostnader per MW installert. Her antar vi en moderat kabelkostnadsreduksjon på 10 %. Tabellen nedenfor viser at investeringskostnader per MW installert for en bunnfast på 120 m, er lavere enn for en flyter på 200 m. Grunnen til dette er at denne type flyter (Hywind - konseptet) er sensitiv til vekten av en turbin. Det vil ikke være mulig å installere en 10 MW Clipper på en flyter uten at det fører til en kraftig økning i fundamentkostnad. Det bunnfaste fundamentet er mindre sensitiv til vekt. Ved å sammenligne investeringskostnad for vindkraft i tabell 8.1 og 8.2 ser vi at et teknologiskrift innenfor vindturbiner kan føre en kostnadsreduksjon på mellom 20 30 % i forhold til dagens nivå. Færre turbiner i en vindpark vil også føre til en lavere vedlikeholds- og operasjonskostnad og en lavere kabel- og infrastrukturkostnad. Det er ikke tatt hensyn til vedlikeholds- og reparasjonskostnader i denne studien. Det er imidlertid helt klart at fremtidens offshore vindkraftanlegg er avhengig av robuste turbiner med høy oppetid der besøksfrekvensen for vedlikehold og reparasjon må reduseres til minimum. SWAY og Clipper satser på å være kommersielt tilgjengelige til runde 3 i UK. Hvis de holder tidsplanen kan dette bety at denne kostnadsreduksjonen kommer før 2018.

Page: Page 26 of 33 Område Sørlige Nordsjøen, Topologi1 Nordlige Nordsjø Nordlige Nordsjø flytere Antall turbiner 5MW 5 turbiner 4 turbiner 8 turbiner Vindpark i MW 50 40 40 Vindturbin størrelse 10 10 5 År Installert 2018-2019 2018-2019 2018-2019 Dybde 70m 120m 200m Mill NOK per MW Mill NOK per MW Mill NOK per MW Kostnader prosjektutvikling (før investeringsbeslutning) Investeringskostnader vindkraft (ekslusiv kabel og kraftsystemer) 0,15 0,15 0,15 Prosjektkostnader 2,5 2,5 2,5 Vindturbiner inkl installasjon 9,6 9,6 9,6 Fundament inkl installasjon 7,2 12,8 21 Båtlandingssystem 0,2 0,2 0,3 Sum investeringskostnader vindkraft 19,5 25,1 34,2 Contingency (30%) (10% i 2018) 5,9 7,5 10,3 Sum vindkraftkostnader inkl. contingency 25,4 32,6 44,5 Investeringskostnader kraftsystem, sjøkabel og plattform-modifikasjoner Sjøkabel vindpark tilknyttet innretning inkl installasjon 5,0 5,0 5 Sjøkabel til land/substations 0 0 0 Interplattform Sjøkabel 0 0 0 Plattform modifikasjoner 4,4 4,4 4,4 Sum kabelsystemer inkl. contingency 9,4 9,4 9,4 Sum kabel og vind inkl contingency 34,8 42,0 53,9 Tabell 7.2: Investeringskostnader bunnfast Sørlige og Nordlige Nordsjø og flytere Nordlige Nordsjø, 2018-19 7.2.4 Kostnadssammenligning flytere og bunnfast Kostnad for Sparflyter vil være veldig flat for vanndyp rundt 200-700 m. Laveste kostnad vil kunne være for ca. 250 m, med en gradvis brattere kurve opp mot 700. Under 200 m vanndyp vil flyterkost typisk øke da type flyter må endres. Da man må gå fra Spar til en mer fyldig bøye, TLP eller Semi, flyteren blir mindre effektiv, turbinen vil bli mer påkjent av krefter, og forankringssystemet får større påkjenninger. Dette vil føre til økte kostnader. Flyteren er også mye mer sensitiv for vekten av en turbin. Med en 10 MW på en flyter vil kostnaden øke kraftig. Bunnfaste er mindre sensitiv til turbinvekt.

Page: Page 27 of 33 K os t/mw Krysningspunktet på bunnfast vs SPAR-flytere ligger rundt 120-150 m vanndyp og her er kostnaden høy for både bunnfast og flytere. Dybder på mellom 100 til 200 omfatter et område der både bunnfast og flytere har en relativ høy kostnad. F lyter B unnfast Dybde (m) 100 200 300 400 Figur 7.1 Kostnad versus dybde for flytere og bunnfast fundament 7.2.5 Sammenligne topologi 4b med en park på 40 m installert i 2018-2020 Denne sammenligningen er basert på SNS- studie på 40 m (se tabell 4.1 I Mulighetsstudien [1]), men med oppdaterte turbinkostnader basert på tall fra GWEC 2008 (Global Wind Energy Council) [12]. Det antas en fundamentkostnad med en reduksjon 15 % fra 70 m til 40 m dyp (ref. kapittel 4 over). SNSstudien har sett på en vindpark på 1000 MW installert på 40 m, mens topologi 4b er en vindpark på 875 MW på 70 m dyp. Kabelkostnad for SNS- studien blir lavere per MW, da vindparken er installert noe nærmere land. I tillegg er det regnet inn en 500 MW kabel fra havvindparken videre til olje- og gassinnretningene i Sørlige Nordsjøen. Tabellen under viser en totalkostnad basert på dagens type vindturbinteknologi. Det vil være ca 10 % rimeligere å installere en havvindpark på 40 m kontra 70 m, forutsatt lik avstand fra land. Kostnaden for begge scenarioene vil gå ned hvis vi forutsetter at Clipper eller SWAY turbiner er kommersielt tilgjengelige i 2018 eller tidligere.