Dimensione del mercato dell’energia eolica offshore galleggiante e analisi delle quote: tendenze e previsioni di crescita (2025-2030)

Tendenze e approfondimenti sul mercato globale dell'energia eolica offshore galleggiante

Aumento degli assegnazioni di contratti di locazione nelle zone di acque profonde degli Stati Uniti e dell'APAC

Un'ondata di aste di locazione in acque profonde sta rimodellando il mercato dell'eolico offshore galleggiante, con l'Ufficio statunitense per la gestione dell'energia oceanica che sta preparando numerose vendite entro il 2025 e punta a raggiungere 15 GW di capacità galleggiante entro il 2035. Il programma federale "Floating Offshore Wind Shot" abbina queste locazioni a ricerca e sviluppo volti a ottenere una riduzione dei costi del 70%.^{(2)Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, “Floating Offshore Wind Shot”, energy.gov} Nella regione Asia-Pacifico, la gara d'appalto da 1.8 GW della Corea del Sud e l'ingresso del Giappone nell'iniziativa statunitense di riduzione dei costi sottolineano come le partnership bilaterali stiano costruendo una pipeline globale da 244 GW. Gli sviluppatori considerano queste aggiudicazioni come trampolini di lancio per la fase dimostrativa e per gli impianti multi-GW, stimolando investimenti iniziali in ammodernamenti portuali, fabbriche di cavi e navi di installazione. Pertanto, la continuità politica in tutta la regione del Pacifico sta consolidando flussi di entrate bancabili, spingendo al contempo il mercato dell'eolico offshore galleggiante verso incrementi annuali su scala gigawatt.

Aumento rapido delle dimensioni della turbina per una classe di potenza da 15-20 MW con riduzione del LCOE

Passare da una potenza di base di 6-10 MW a turbine da 15-20 MW riduce il numero di fondazioni per megawatt fino al 40%, riducendo direttamente l'uso di acciaio e ormeggi. Una ricerca condotta su siti spagnoli nell'Atlantico ha rilevato che, in condizioni favorevoli, macchine da 15 MW possono portare il costo totale dell'energia (LCOE) a 100 €/MWh.^{(3)Equinor, "Hywind Tampen: il più grande parco eolico galleggiante del mondo", equinor.com} Produttori come Siemens Gamesa e Vestas hanno accelerato i loro programmi di prototipazione per assicurarsi un vantaggio competitivo, mentre i proprietari dei porti allungano le banchine e rinforzano le strutture di supporto per gestire pale da 120 metri. L'ondata di aumento delle dimensioni riorganizza anche la domanda di navi: solo una manciata di WTIV di nuova generazione può installare gondole di peso superiore a 1,200 tonnellate, creando nuovi picchi nei noli che costringono gli sviluppatori a bloccare la capacità con anni di anticipo. Nel complesso, l'aumento di scala delle turbine è fondamentale per raggiungere gli obiettivi nazionali di riduzione dei costi e sostenere la crescita vertiginosa del mercato dell'eolico offshore galleggiante.

Conversione delle piattaforme petrolifere e del gas: sbloccare la catena di approvvigionamento del Golfo del Messico

Il riutilizzo delle piattaforme inutilizzate compensa la volatilità dei prezzi dell'acciaio e accelera il rilascio delle autorizzazioni, poiché le fondamenta sono già presenti. Uno studio sul quadro decisionale mostra che i tassi di rendimento interno (IRR) per il retrofit superano il 12% quando la durata di vita viene estesa di 25 anni e le piattaforme vengono convertite in sottostazioni galleggianti.^{(4)Laboratorio nazionale per le energie rinnovabili, “Tendenze delle turbine offshore 2025”, nrel.gov} La fitta rete di cantieri di fabbricazione del Golfo del Messico offre una massa critica immediata per catene di ormeggio, ancore e cavi dinamici, riducendo i costi logistici rispetto ai cantieri greenfield. L'Europa rispecchia questa logica: gli operatori del Mare del Nord stanno ridistribuendo le strutture semi-sommergibili come banchi di prova per dimostratori da 2 MW, convalidando i casi di carico prima di passare a turbine da 15 MW. Queste sinergie aiutano il mercato dell'eolico offshore galleggiante ad assorbire la manodopera per i servizi petroliferi, riducendo al contempo i rischi sui programmi, il che è fondamentale nell'attuale ciclo di oscillazione dei prezzi dell'acciaio.

La riforma del CfD nell'UE e nel Regno Unito rafforza la bancabilità

La revisione delle norme sui CfD del Regno Unito del 2024 ha introdotto finestre di costruzione graduali e un Clean Industry Bonus che incentiva la produzione nazionale. Le assegnazioni contrattuali che coprono 9.6 GW di capacità a basse emissioni di carbonio includevano una tranche di 400 MW per l'eolico galleggiante, rafforzando la fiducia dei finanziatori una volta eliminato il rischio di fluttuazione dei prezzi. Analisi accademiche mostrano che i CfD bilaterali aumentano i rapporti di indebitamento realizzabili fino al 27%, riducendo così il costo medio ponderato del capitale e potenzialmente riducendo le tariffe al consumo di 12 EUR/MWh. L'Europa continentale sta seguendo l'esempio: la struttura della gara d'appalto francese ora premia il contenuto di acciaio verde, una politica che stimola lo sviluppo dei nascenti cantieri galleggianti. Queste riforme cristallizzano un modello per le agenzie di credito all'esportazione e i fondi pensione, convogliando così capitali più economici nel mercato dell'eolico offshore galleggiante, man mano che i cicli di spesa in conto capitale multimiliardari si concretizzano.

Tariffe giornaliere di guida per carenza di imbarcazioni WTIV e FIV superiori a USD 450

Solo 10 navi in ​​tutto il mondo possono gestire turbine di potenza superiore a 14 MW, e ancora meno sono in grado di sollevare sezioni di scafo semisommergibili a 3 colonne. Le tariffe giornaliere hanno già superato i 450,000 dollari, circa il doppio rispetto ai livelli del 2022, e il portafoglio ordini indica un divario nella costruzione che si estenderà fino al 2028. L'area Asia-Pacifico si trova ad affrontare ulteriori ostacoli derivanti dalle norme sul cabotaggio che limitano gli scafi esteri, il che significa che i progetti giapponesi e coreani devono costruire turbine WTIV nazionali o assorbire costosi viaggi di mobilitazione. Gli sviluppatori ora incorporano clausole di disponibilità delle navi nei contratti di acquisto di energia, ritardando le decisioni finali di investimento fino all'ottenimento di slot di tonnellaggio. Questo collo di bottiglia rischia di ridurre le installazioni eoliche offshore galleggianti a breve distanza, a meno che non accelerino i flussi di capitale verso cantieri navali specializzati.

Guasti ai cavi dinamici ad alta tensione nei piloti a profondità di 50-100 m

Rispetto ai cavi a fondo fisso, i cavi di esportazione dinamici devono gestire flessione ciclica, tensione assiale e corrosione accentuata. I primi progetti pilota hanno segnalato un affaticamento dell'isolamento, che ha portato a scariche parziali entro tre anni dalla messa in servizio, innescando interruzioni non programmate. Il programma COREWIND mira a una riduzione del LCOE di almeno il 15% attraverso geometrie ottimizzate da catenaria a onda pigra. Una ricerca parallela raccomanda l'uso di armature composite e moduli di galleggiamento distribuiti per sopprimere i picchi di curvatura, ma i fornitori commerciali rimangono limitati. I premi assicurativi ora prevedono un aumento per i progetti a profondità comprese tra 50 e 100 metri, a causa della scarsità di dati. La risoluzione di questi guasti è essenziale per la bancabilità e determinerà la rapidità con cui il mercato dell'eolico offshore galleggiante passerà dai campi pilota ai cluster da 500 MW.

Analisi del segmento

Per profondità dell'acqua: profondità di transizione Ancoraggio Dispiegamento anticipato

Le zone di transizione tra 30 e 60 m rappresentavano il 55% delle installazioni del 2024, equivalenti a un mercato eolico offshore galleggiante di circa 131 MW. Queste località riutilizzano porzioni di filiere di fornitura a fondale fisso, consentendo agli sviluppatori di convalidare ormeggi, SCADA e strategie di O&M a costi contenuti. La popolarità del segmento è evidente nei dimostratori di Kincardine in Scozia e del Mediterraneo in Francia, che complessivamente hanno registrato una disponibilità superiore al 92% nel 2024. Tuttavia, il segmento in acque profonde (oltre i 60 m) si sta espandendo rapidamente, trainato da profili di vento più forti che aumentano la produzione energetica annua fino al 25% rispetto ai siti di transizione. Poiché le turbine superano i 15 MW, le acque più profonde riducono anche l'impatto visivo, un fattore particolarmente rilevante nelle coste ad alta intensità turistica.

Si prevede che i progetti in acque profonde registreranno un CAGR dell'88%, portando la loro quota di mercato dell'eolico offshore galleggiante a poco più del 40% entro il 2030. Le zone di Utsira-Nord in Norvegia e Morro Bay in California dimostrano come blocchi contigui da 1 GW semplifichino la disposizione degli array e consentano corridoi di esportazione condivisi. Le principali compagnie petrolifere e del gas apportano competenze sottomarine che mitigano i rischi di esposizione a fonti di calore in mare aperto, mentre le società di classificazione hanno codificato fattori di fatica di progettazione superiori a 25 anni. La categoria di impianti a bassa profondità (<30 m) rimane confinata a prototipi di ricerca e sviluppo in cui le condizioni del fondale marino o i vincoli ecologici rendono impraticabili i monopali fissi. Nel tempo, si prevede che la crescente fiducia nelle prestazioni dinamiche dei cavi e nella ridondanza strutturale dei galleggianti orienterà in modo decisivo gli investimenti verso profondità d'acqua superiori a 100 m, rafforzando la strada per l'eolico offshore galleggiante in acque profonde.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Per tipo di piattaforma galleggiante: i semisommergibili trattengono il piombo mentre le boe galleggianti si sollevano

Gli scafi semisommergibili hanno dominato il mercato dell'eolico offshore galleggiante con una quota del 57% nel 2024, sostenuti da progetti come WindFloat e VolturnUS, che possono essere realizzati in sezioni modulari e varati tramite banchine esistenti. Il loro pescaggio ridotto facilita le operazioni di rimorchio senza dragaggio estensivo, un vantaggio fondamentale per le nazioni con vincoli di cantieristica navale. Le distribuzioni di ormeggio utilizzano catene standard e cime in poliestere, riducendo al minimo la necessità di hardware su misura. Questo approccio garantisce stabilità in modo affidabile con movimenti di beccheggio inferiori a 5°, garantendo che i carichi della trasmissione rimangano entro i limiti di garanzia per turbine da 6-10 MW. Gli sviluppatori apprezzano l'adattabilità della piattaforma, che ne consente l'impiego dai fiordi norvegesi alle Isole Canarie.

I concetti di Spar-Buoy, sebbene rappresentino il 31% della capacità del 2024, seguono una traiettoria di CAGR dell'84%, poiché l'utilizzo di materiali per MW diminuisce fino al 15% rispetto ai semi-sommergibili. Le colonne lunghe 107 m di Hywind Tampen hanno dimostrato tempi di attività operativi del 97% in condizioni di burrasca nel Mare del Nord. Le varianti future prevedono l'impiego di tecniche di slip-forming che riducono le ore di manodopera impiegate nella fabbricazione, mentre le travi ibride in calcestruzzo e acciaio promettono ulteriori risparmi in conto capitale. Le piattaforme con gambe di tensione offrono caratteristiche di soppressione del moto ondoso interessanti per altezze della navicella della turbina prossime ai 180 m, ma la precisione del palo di ancoraggio aumenta i costi. I formati di chiatte e ibridi rimangono di nicchia, tuttavia l'impianto giapponese di Hibiki-nada da 3 MW dimostra come le località con mare calmo possano ospitare scafi a basso bordo libero. La concorrenza tra i tipi di scafo continuerà finché la produzione di massa non chiarirà l'opzione più redditizia; Tuttavia, i semisommergibili attualmente servono come modello di riferimento per i finanziatori che valutano il rischio nel mercato dell'energia eolica offshore galleggiante.

In base alla valutazione della capacità della turbina: l'aumento di scala determina la compressione dei costi

Le turbine nella fascia di potenza 5-10 MW hanno conquistato il 53% delle installazioni, con un mercato dell'eolico offshore galleggiante di circa 126 MW nel 2024. Questa classe di potenza presenta una filiera consolidata di cuscinetti per trasmissioni, motori di imbardata e pale di lunghezza inferiore a 90 metri, che possono ancora attraversare la maggior parte delle autorizzazioni portuali. Queste classificazioni sono inoltre in linea con i limiti di carico utilizzati per certificare le prime turbine galleggianti, semplificando le valutazioni di bancabilità. Ciononostante, l'interesse degli sviluppatori si sta rapidamente orientando verso unità superiori a 15 MW, dove una singola macchina può alimentare 25,000 abitazioni e ridurre il cablaggio degli array del 35%. Questa categoria di turbine con potenza superiore a 15 MW deterrà una quota di mercato del 38% nell'eolico offshore galleggiante entro il 2030, con un CAGR dell'84%.

Le turbine intermedie da 11-15 MW fungono da trampolini di lancio, consentendo agli operatori di scaglionare gli investimenti in conto capitale mentre i cantieri si preparano per navicelle ancora più grandi. Ai prezzi attuali dei materiali, le curve di costo spagnole dimostrano che le macchine da 15 MW offrono il miglior equilibrio tra lunghezza della corda delle pale, massa della sommità della torre e spostamento del galleggiante. Nella fascia più piccola, le unità con una capacità ≤ 5 MW crollano a una domanda a una sola cifra al di fuori delle piattaforme di ricerca. Il consolidamento dei componenti, integrando convertitori di potenza, trasformatori e quadri elettrici all'interno delle navicelle, rafforza ulteriormente il vantaggio economico della classe ad alta capacità, allineandosi agli obiettivi nazionali che richiedono un minor numero di contratti di locazione di fondali marini a parità di rendimento energetico.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Per fase di applicazione: rampe di accelerazione su scala commerciale di utilità

I progetti pilota di potenza pari o inferiore a 10 MW rappresentano ancora il 68% delle installazioni globali, a dimostrazione della natura nascente del mercato dell'eolico offshore galleggiante. Questi progetti convalidano strategie di sopravvivenza in condizioni di carico combinato di onde e correnti, accelerano l'apprendimento sulla manutenzione senza gru e forniscono agli assicuratori set di dati che alimentano i modelli attuariali. Tuttavia, le iniziative commerciali su scala industriale stanno arrivando rapidamente: l'aggiudicazione di 400 MW per il Pentland Firth nel Regno Unito e la gara d'appalto da 250 MW per il Golfe du Lion in Francia dimostrano come blocchi da diverse centinaia di megawatt stiano ora superando i comitati di investimento. Gli analisti prevedono un CAGR del 93% per la categoria delle utility, che supererà i progetti pilota in termini di incremento di capacità annuale entro il 2027.

Gli schemi ibridi eolico-X, in particolare l'eolico galleggiante più idrogeno verde, stanno guadagnando terreno laddove reti deboli impediscono interconnessioni su scala gigawatt. Le roadmap europee per l'idrogeno prevedono una produzione di energia da elettrolisi fino a 8 Mt/anno entro il 2030, creando pozzi di prelievo in grado di attenuare i profili eolici variabili. La co-localizzazione sfrutta inoltre le sinergie tra sottostazioni offshore condivise, unità di desalinizzazione e corridoi di condotte. Di conseguenza, gli investitori considerano l'ibridazione una copertura contro il rischio di riduzione, rafforzando lo slancio verso impianti galleggianti sempre più grandi ed estendendo la catena del valore oltre la pura vendita di energia elettrica.

Analisi geografica

L'Europa ha mantenuto una quota dominante del 92% delle installazioni globali nel 2024, con un mercato dell'eolico offshore galleggiante di circa 220 MW. Cluster ingegneristici maturi in Norvegia, Scozia e Portogallo rafforzano questo primato, mentre l'ambizione del Regno Unito di raggiungere un totale di 50 GW di energia eolica offshore – di cui 5 GW devono essere galleggianti entro il 2030 – consolida le pipeline future. I finanziamenti statali, come il Floating Offshore Wind Manufacturing Investment Scheme da 160 milioni di sterline, indirizzano le spese in conto capitale (capex) verso impianti di pale, torri e ormeggi, riducendo così i tempi di consegna. La norvegese Hywind Tampen ha già dimostrato concreti risparmi di CO₂ elettrificando piattaforme petrolifere, consolidando l'adesione di governi e pubblico. La Francia sta seguendo con gare d'appalto nel Mediterraneo che favoriscono i cantieri di fabbricazione locali di Fos-sur-Mer e Port-la-Nouvelle, espandendo la presenza industriale regionale.

L'area Asia-Pacifico è quella in più rapida crescita, con un CAGR del 156%, poiché le nazioni insulari cercano opzioni in acque più profonde, dove le larghezze della piattaforma continentale sono minime. L'obiettivo del Giappone di 5.7 GW entro l'anno fiscale 2030 e 45 GW entro il 2040 si basa fortemente su fondazioni galleggianti; le sue indagini sui fondali marini identificano 424 GW di risorse teoriche con velocità del vento superiori a 10 m/s. Il round di approvvigionamento da 1.8 GW della Corea del Sud vicino a Ulsan promette di innescare una base di fornitura specializzata che comprende catene, ancore di aspirazione e chiatte per carichi pesanti. Taiwan si posiziona come alternativa non cinese per pale e gondole, sfruttando gli incentivi fiscali all'interno della sua zona franca del porto di Taichung. La Cina stessa domina le aggiunte a fondale fisso, ma le autorità provinciali dal Guangdong allo Zhejiang stanno catalogando corridoi eolici galleggianti con profondità superiori a 80 m per diversificare i centri di carico costieri.

Il Nord America accelera con gli obiettivi di 30 GW di eolico offshore e 15 GW di eolico galleggiante dell'amministrazione Biden-Harris. Le due zone di concessione della California a Morro Bay e Humboldt potrebbero ospitare una capacità sufficiente ad alimentare 5.5 milioni di famiglie, ma le misure di salvaguardia dell'Endangered Species Act per la balena franca nordatlantica prolungano i cicli di autorizzazione lungo la più ampia costa del Pacifico. Gli stati marini più miti del Golfo del Messico e la fitta infrastruttura dismessa lo rendono un candidato tempestivo interessante, con le major petrolifere che riconvertono le piattaforme di sollevamento come stazioni di saldatura temporanee. Il Canada monitora i progressi del settore in attesa degli studi sul congelamento delle turbine prima di stabilire le quote nazionali, mentre il Messico valuta incentivi politici per integrare l'eolico galleggiante con i peaker a gas esistenti nella penisola di Baja. Complessivamente, i progetti nordamericani rappresentano oltre 40 GW di potenziale messo all'asta, una base che amplierà significativamente il mercato dell'eolico galleggiante offshore dopo il 2027.