CASE_STUDY: De installatie van de 'Hywind Scotland' floating wind turbines

Stel je voor: een enorme windturbine, zwaarder dan een kleine vrachtwagen, wordt midden op zee geïnstalleerd. Geen fundering in de zeebodem, maar een drijvende structuur die zweeft op de golven.

Dat is de kern van drijvende windenergie, een technologie die de toekomst van offshore wind verandert.

In dit artikel duiken we diep in de case study van Hywind Scotland, de eerste commerciële drijvende windpark ter wereld, en bekijken we wat dit betekent voor de Nederlandse markt.

Case Studies of Successful Floating Offshore Wind Projects

Drijvende windparken zijn niet langer toekomstmuziek. Wereldwijd worden projecten gerealiseerd die laten zien dat het werkt. Denk aan de Principle Power Wind Energy Project voor de kust van Oregon, het eerste drijvende project in de VS, of de Choshi Ohashi Wind Farm in Azië, een vroeg pioniersproject.

Maar de echte doorbraak kwam met projecten die commercieel schaalbaar bleken. Een rapport van 20 pagina's met 15 figuren analyseert vijf sleutelprojecten: Hywind Scotland, Hywind Tampen, Kincardine, WindFloat Atlantic en Provence Grand Large.

Deze case studies tonen aan dat drijvende technologie niet alleen werkt, maar ook efficiënt kan worden geïnstalleerd. Het rapport benadrukt de specifieke uitdagingen, zoals het verankeren van turbines op diep water en het leggen van kabels zonder fundering.

Hywind Tampen in Noorwegen is hier een perfect voorbeeld. Met 11 turbines en 8 MW per stuk is het het grootste drijvende windpark ter wereld, gelegen op 115 km van de kust. Dit project laat zien dat zelfs op extreme afstanden en diepten energieopwekking mogelijk is.

De installatiecurves van dergelijke projecten, geanalyseerd in rapporten over 2012-2024, laten een duidelijke trend zien: snellere installatietijden en lagere kosten naarmate de technologie volwassen wordt.

Hywind Scotland: A Global First

Hywind Scotland is het project dat het allemaal begon. In 2017 installeerde het vijf turbines van 33 MW elk, op 25 km van de Schotse kust. Dit was 's werelds eerste commerciële drijvende windpark. De turbines zijn gebaseerd op een spar-buoy ontwerp: een lange, cilindervormige drijver die diep in het water reikt voor stabiliteit, met de turbine bovenop.

De installatie was een logistiek hoogstandje. Speciale schepen, zoals de 'Blue Wind' of 'Sea Installer', werden ingezet.

Deze schepen hebben een dynamisch positioneringssysteem (DP) om stabiel te blijven tijdens het afzinken van de drijver.

AIS-data toont aan dat de installatie per turbine ongeveer 24-48 uur duurde, afhankelijk van de weersomstandigheden. De grootste uitdaging? Het weer. Metocean-vensters – periodes van rustig weer – waren essentieel voor een succesvolle installatie. Wat dit project uniek maakt, is de manier waarop de turbine wordt geïnstalleerd.

In plaats van een fundering te boren, wordt de drijver eerst in de haven gevuld met ballastwater. Vervolgens wordt hij naar de locatie gesleept, waar de turbine erop wordt gemonteerd. Daarna wordt de ballastwater geloosd, waardoor de drijver rechtop gaat staan.

Dit proces vereist zwaar liftvermogen en precisie, iets waar heavy-lift schepen in gespecialiseerd zijn.

De resultaten zijn indrukwekkend. Na zeven jaar operatie produceert Hywind Scotland nog steeds betrouwbaar energie.

Het park heeft een capaciteitsfactor van meer dan 50%, hoger dan veel conventionele offshore windparken. Dit komt door de stabiele windcondities op diep water.

De Technologie Achter Drijvende Windturbines

Drijvende windturbines verschillen fundamenteel van traditionele offshore turbines. Bij conventionele parken worden turbines vastgezet op de zeebodem met monopiles of jackets.

Bij drijvende systemen rust de turbine op een drijvend platform, verankerd met staalkabels of kettingen. Dit opent de deur naar diepere wateren, tot wel 1000 meter. Er zijn drie hoofdtypen drijvende platforms: spar-buoys (zoals Hywind), semi-submersibles (bijv. WindFloat) en TLP's (Tension Leg Platforms).

Spar-buoys zijn diep en stabiel, maar vereisen diepe havens voor assemblage. Semi-submersibles zijn breder en geschikter voor ondiepere wateren, maar hebben meer drijfvermogen nodig.

TLP's gebruiken spanning in de kabels voor stabiliteit, ideaal voor ruwe zeeën, maar complexer in installatie.

De verankering is cruciaat. Standaard ankers voor schepen werken niet; drijvende turbines hebben speciale mooring-systemen nodig. Deze bestaan uit staalkabels, kettingen en zwaar ankermateriaal.

Een O&M Jack-Up Intervention Report (2012-2024) analyseerde meer dan 100 windparken en 900 operationele jaren, en concludeerde dat verankering de grootste kostenpost is na installatie. Prijzen voor een volledig mooring-systeem kunnen oplopen tot €500.000 per turbine.

Kabels zijn another story. Drijvende turbines hebben flexibele inter-array kabels nodig die beweging kunnen opvangen. De installatie gebeurt met gespecialiseerde schepen zoals de 'Nexans Aurora', die kabels leggen terwijl ze meebewegen met de golven. Dit is complexer dan bij bodemgebonden parken, maar zoals blijkt uit onze case study over de DolWin kappa installatie, tonen rapporten aan dat de installatietijd met 20-30% is verkort sinds 2012.

Prijzen, Modellen en Marktontwikkelingen

De kosten van drijvende wind dalen snel. In 2017 lag de prijs per megawatt voor Hywind Scotland rond de €4-5 miljoen.

Vandaag, voor projecten zoals Hywind Tampen, is dit gedaald naar €3-3,5 miljoen per MW.

Dit komt door schaalvoordelen en betere supply chains. Een volledig drijvend park van 500 MW kost nu ongeveer €1,5-2 miljard, inclusief turbines, verankering en installatie. Verschillende modellen zijn beschikbaar, afhankelijk van de locatie.

Voor diepe wateren (>100m) is een spar-buoy ideaal, maar vereist een haven met minimaal 10 meter diepte voor assemblage. Semi-submersibles zijn populairder in Europa, omdat ze in ondiepere havens kunnen worden gebouwd. TLP's zijn nog in ontwikkeling, maar beloven lagere materiaalkosten op termijn. De Nederlandse markt staat in de startblokken.

De EU Green Deal stimuleert drijvende wind op de Noordzee, maar de Nederlandse regelgeving is nog in ontwikkeling.

Projecten zoals het Hollandse Kust West-project onderzoeken drijvende technologie, maar wachten op duidelijke vergunningen. Prijzen in Nederland zullen waarschijnlijk iets hoger liggen dan in Noorwegen of Schotland, vanwege strengere milieu-eisen en hogere loonkosten.

Investeerders kijken naar langetermijnopbrengsten. Met een capaciteitsfactor van 50-60% en een levensduur van 25 jaar, biedt drijvende wind aantrekkelijke returns. Verwacht wordt dat de markt tegen 2030 zal groeien naar 10 GW in Europa, met Nederland als een belangrijke speler.

Praktische Tips voor Installatie en Operatie

Plan altijd rond metocean-vensters. Weersbeperkingen zijn de grootste vijand bij drijvende installaties.

Gebruik AIS-data om de routes van heavy-lift schepen te volgen en vertragingen te voorspellen. Een vertraging van 24 uur kan tienduizenden euro's kosten aan daghuur van schepen. Kies de juiste partners.

Bedrijven als Boskalis, Van Oord of Jan De Nul hebben ervaring met heavy-lift operaties in offshore wind.

Voor drijvende projecten zijn gespecialiseerde schepen nodig, zoals de 'Voltaire' van Jan De Nul, die een liftvermogen heeft van 3.000 ton. De huurprijs? Ongeveer €150.000 per dag. Denk aan onderhoud vanaf dag één, zoals ook blijkt uit onze historische case study over berging.

Het O&M Jack-Up Intervention Report benadrukt dat drijvende systemen meer inspectie vereisen dan bodemgebonden turbines. Plan jaarlijkse inspecties met ROV's (Remotely Operated Vehicles) en drones.

Kosten: €50.000-€100.000 per turbine per jaar. Leer meer over efficiënte logistiek in onze case study over de Hornsea One installatie. Tot slot, werk samen met lokale havens.

In Nederland zijn havens zoals IJmuiden of Eemshaven ideaal voor assemblage van drijvende platforms. Zorg voor voldoende diepte en laadcapaciteit. Met de juiste voorbereiding kan een drijvend windpark binnen 12-18 maanden worden geïnstalleerd, vanaf de eerste stapel tot de laatste turbine.