Max McArdle ha co-scritto questo articolo.

Stout ha riunito due importanti leader del settore eolico offshore — Duncan Clark, un veterano dello sviluppo dell’eolico offshore, e Philippe Kavafyan, un dirigente con esperienza in OEM e supply chain — per discutere le principali questioni urgenti che il settore eolico offshore europeo si trova ad affrontare, sia dal punto di vista degli sviluppatori che da quello degli OEM e della supply chain.

Duncan Clark ha avuto una lunga carriera presso National Power, poi parte di RWE, ed è stato, più recentemente, Responsabile dello Sviluppo Europeo presso Ørsted, supervisionando l'espansione strategica e il pipeline di progetti in tutta la regione. In precedenza, è stato Responsabile della Regione UK&I, dove ha guidato lo sviluppo e la gestione della più grande flotta di asset eolici offshore del paese. Nel 2012 è entrato in Ørsted, poi DONG Energy.

La carriera di Philippe Kavafyan nell'energia e nell'eolico offshore si estende per oltre tre decenni. Dal 2018 al 2020 ha ricoperto il ruolo di Amministratore Delegato di MHI Vestas Offshore Wind, l'OEM di turbine offshore, e successivamente ha guidato Aker Offshore Wind prima di unirsi alla sua casa madre, Aker Horizons, come Executive Direttore. La sua carriera iniziale ha incluso posizioni di alto livello presso General Electric e Areva Renewables, e attualmente fornisce consulenza al settore eolico offshore, con particolare attenzione alla gestione di O&M e degli asset.

Quello che segue è un riepilogo delle loro opinioni su ciascuna delle cinque domande poste da Stout.

Riassunto dell'intervista di Stout

L'opinione condivisa tra Duncan e Philippe è che l'eolico offshore europeo sia a metà di un necessario reset, dopo l'entusiasmo del 2018-2022 quando i nuovi entranti del settore petrolifero e del gas hanno pagato troppo per i diritti sul fondale marino, gli OEM hanno investito in nuove piattaforme successive senza ammortizzare quella precedente e i governi hanno fissato ambizioni all'asta che faticavano a conciliarsi con la realtà della catena di approvvigionamento. La prescrizione condivisa per il settore si basa sulla standardizzazione delle turbine rispetto alla scala, sulla prevedibilità delle aste rispetto alla scoperta dei prezzi, e sul riconoscimento che rete, navi e forza lavoro sono ora i vincoli vincolanti.

La maggiore divergenza tra i relatori riguardava il ruolo dello Stato: Duncan aveva un approccio disciplinare di mercato mentre Philippe spingeva per ottenere partecipazioni azionarie del governo europeo negli OEM offshore per sostenere gli investimenti necessari. Entrambi, tuttavia, erano d'accordo che la questione, posta in modo binario, dell'ammissione delle turbine cinesi è solo una distrazione. La vera domanda è se gli OEM europei possano essere strutturalmente e commercialmente sostenibili come fornitori credibili della parte più complessa e ad alta intensità di capitale della transizione energetica.

Secondo Stout, tre cambiamenti strutturali attualmente in corso definiranno la forma del settore dell’eolico offshore europeo per il resto di questo decennio.

Forza lavoro

Ogni altro vincolo identificato, come la consegna della rete, la capacità industriale, la disponibilità di navi e l'efficacia dell'O&M, si basa in ultima analisi sulla disponibilità di persone qualificate nei luoghi giusti. Il Settore avrà bisogno di avvolgitori per trasformatori, tecnici pale negli stabilimenti costieri, equipaggi di tecnici offshore disposti a vivere due settimane di lavoro e due settimane di riposo in mare, e tecnici a loro agio con i diversi modelli di lavoro e riposo richiesti dalla manutenzione in acque profonde basata sul SOV rispetto al pendolarismo quotidiano su CTV. La cautela di Philippe nel consigliare a un venticinquenne di entrare oggi nel settore è il segnale più chiaro: Un settore che non può offrire percorsi di carriera credibili alla prossima generazione faticherà a realizzare i progetti ai quali si è impegnato per gli anni 2030. Il dibattito politico si è concentrato sul capitale; tuttavia, la questione laburista è altrettanto importante.

Rete

I parchi eolici stessi possono essere realizzati; i trasformatori ad alta tensione, le stazioni di conversione e i potenziamenti delle infrastrutture a terra necessari per collegarli su larga scala non possono essere realizzati nello stesso arco temporale del progetto. La catena di approvvigionamento delle attrezzature di rete è vincolata dalla domanda proveniente dalla più ampia transizione energetica — elettrificazione del riscaldamento e dei trasporti, costruzione di data center, sostituzione e potenziamento delle infrastrutture di trasmissione obsolete — con cui l'eolico offshore compete per la stessa capacità limitata di produzione e ingegneria. Nei principali progetti come Dogger Bank, il collegamento HVDC e le stazioni di conversione costano quanto l’intero contratto per le turbine. Eppure il dibattito sulla rete continua a essere condotto come se fosse una conseguenza a valle delle decisioni di generazione, anziché il vincolo infrastrutturale centrale che determina quale generazione possa effettivamente essere costruita.

Consolidamento

Tra gli sviluppatori, le principali compagnie petrolifere e del gas che erano entrate nel settore alla fine degli anni 2010 sono in gran parte uscite o stanno visibilmente ridimensionando la loro presenza, e sta emergendo una struttura proprietaria a lungo termine guidata da asset manager, dominata dagli operatori su scala utility (Ørsted, RWE, SSE e Vattenfall) e dai grandi fondi infrastrutturali. Dal lato OEM, il ritiro effettivo di GE Vernova ha già consolidato la base OEM occidentale in due fornitori credibili. Prevediamo ulteriori consolidamenti tra sviluppatori e proprietari nei prossimi tre-cinque anni, attraverso uscite e fusioni, e l’emergere di ruoli specialistici più chiaramente definiti. Gli investitori e gli operatori meglio posizionati per affrontare questa consolidazione saranno coloro che la riconosceranno come uno spostamento strutturale piuttosto che ciclico. Un settore più consolidato può pianificare lo sviluppo della forza lavoro in modo più coerente. Un'espansione più affidabile della rete offre al settore la visibilità necessaria per impegnarsi in investimenti di capitale a lungo termine. I partecipanti che riconosceranno questa interdipendenza e si posizionaranno di conseguenza saranno quelli che beneficeranno maggiormente della prossima fase di sviluppo dell’eolico offshore europeo.

In tutto questo articolo, la prospettiva degli sviluppatori è quella di Duncan Clark e quella degli OEM e della supply chain è quella di Philippe Kavafyan.

Di cosa hanno più bisogno oggi gli sviluppatori da parte degli OEM e della catena di approvvigionamento che non ricevono in modo costante? Al contrario, come possono gli sviluppatori collaborare meglio con gli OEM per migliorare la costruzione e le operazioni dei parchi eolici?

Punto di vista dello Sviluppatore

L'aspettativa di base che le turbine funzionino, si evitino difetti seriali e la tecnologia si integri in modo affidabile in progetti offshore complessi e sensibili al tempo dovrebbe essere non negoziabile, ma la storia mostra che tali guasti si sono verificati nella maggior parte dei componenti principali. Le recenti difficoltà di GE Vernova sulla piattaforma sono l'esempio più evidente attuale di quanto questo possa danneggiare gravemente i rendimenti dei progetti.

Il problema più strutturale è la discrepanza tra i tempi di consegna della catena di approvvigionamento e il modo in cui vengono gestite le aste competitive. Con tempi di consegna da tre a cinque anni per turbine e navi di installazione, gli sviluppatori che partecipano alle aste si trovano in una posizione difficile: La catena di approvvigionamento vede una dozzina di sviluppatori competere per gli stessi slot produttivi, sapendo che solo una minoranza vincerà e non potendo razionalmente riservare capacità e maturare i contratti per nessuno di loro. Per aumentare la certezza dell'offerta è necessaria una proliferazione di accordi di produzione pre-assegnazione e di riserva delle navi, che impongono costi sostanziali agli sviluppatori proprio nel momento in cui il loro profilo di rischio è più elevato. Allo stesso modo, le allocazioni di prezzo e rischio concordate prima della presentazione dell'offerta devono essere rispettate fino alla FID e all'esecuzione. La restituzione del CfD di Vattenfall Norfolk Boreas è stata meno il risultato di un fallimento degli sviluppatori e più quello di rischi mai assegnati correttamente fin dall'inizio.

Al contrario, quando si tratta di collaborazione tra sviluppatori, OEM e la catena di approvvigionamento, gli sviluppatori devono essere realistici riguardo a ciò che chiedono alla catena di approvvigionamento di impegnarsi a fare. Alcune offerte sono state presentate senza un approccio chiaro ai rischi relativi ai tassi d’interesse, alle materie prime e alla catena di approvvigionamento. L’approccio del framework Allocation Round del Regno Unito, che esclude i titolari di CfD che non raggiungono il FID, costituisce un meccanismo valido per assicurare una disciplina di gara bilanciata. Ancora più importante, gli sviluppatori dovrebbero assumersi i rischi che sono meglio in grado di gestire, inclusi quelli legati alla pianificazione, alla rete, alle autorizzazioni, agli stakeholder e alle approvazioni ambientali, lasciando invece i rischi tecnologici, produttivi e legati alle navi a chi possiede e gestisce tali processi. Quando i due si confondono, il valore viene distrutto da entrambe le parti.

Prospettiva OEM e della Catena di Approvvigionamento

La supply chain trarrebbe notevoli benefici da una maggiore prevedibilità. Il periodo dal 2018 al 2022 è stato una bonanza per sviluppatori come Ørsted, con le utility che costruivano portafogli di concessioni a basso costo e li cedevano con un sostanziale aumento di valore. C'è stata una pressione costante sugli OEM affinché fornissero turbine più grandi e più efficienti e, a partire dal 2022, l'aumento dei tassi d'interesse, l'aumento del capex e gli shock della catena di approvvigionamento hanno compresso significativamente la redditività. La conseguenza per gli OEM è stata l'incapacità di ammortizzare il proprio investimento: Furono lanciate successive nuove piattaforme per turbine, ciascuna che richiedeva centinaia di milioni in R&S (Ricerca e Sviluppo) e nuovi utensili di fabbrica, senza i volumi di ordini necessari per recuperare quei costi prima che venisse richiesta la generazione successiva. La pressione incessante per ridurre il LCoE non si è tradotta in reali guadagni di produttività, ma in una compressione dei margini OEM.

La soluzione è la standardizzazione anziché la dimensionatura delle turbine. Piuttosto che inseguire turbine da 20 a 25 MW, il settore dovrebbe consolidarsi attorno alla classe da 15–16 MW, compatibile con le fondazioni monopile già esistenti, installabile con la nuova generazione di imbarcazioni e in grado di ripristinare l’affidabilità grazie alla ripetizione. Gli sviluppatori devono smettere di trattare ogni progetto come un esercizio di ingegneria su misura. Ogni nuovo diametro di fondazione, variante della turbina e specifica di vascello comporta un costo che in ultima analisi viene sostenuto dalla catena di approvvigionamento in termini di utensili non ammortizzati e apprendimento perso. Ulteriori investimenti nella catena di approvvigionamento seguiranno solo gli impegni di volume delle imprese, che saranno anch'essi supportati dalla standardizzazione, e i nuovi impegni nelle fabbriche — subordinati all'ottenimento degli ordini dei grandi OEM — non sono debolezza ma disciplina.

Per quanto riguarda i contenuti locali, Taiwan è l'esempio più dannoso nel settore con gli sviluppatori costretti a impegnarsi su piani industriali con una catena di approvvigionamento ancora incapace di realizzare, causando ritardi, controversie e distruzione di valore lungo tutta la catena. Un contratto sociale incentrato su lavoro e competenze è un meccanismo più onesto rispetto alle regole prescrittive a livello di contenuto locale dei singoli componenti.

Duncan e Philippe hanno entrambi concordato che l'eccellenza operativa nell'installazione e nella messa in servizio sia ormai il vero elemento distintivo, non la tecnologia delle turbine. Una nave moderna per installazioni costa circa 350.000 $ al giorno; se l’installazione di ciascuna turbina in un progetto di dimensioni Dogger Bank richiede diversi giorni invece di uno, non si erode una linea di contingenza, ma si compromette l’economia dell’intero progetto. Un moderno parco eolico offshore è il risultato di forse una dozzina di grandi contratti o trecento piccoli; se uno solo fallisce materialmente, tutti gli altri miliardi spesi sono a rischio. I proprietari dei progetti sono l'unica parte in grado di assumersi questo rischio di aggregazione.

In che modo l'eolico offshore europeo dovrebbe bilanciare la necessità di turbine a costi inferiori e di una implementazione più rapida con l'esigenza di sicurezza e di una filiera nazionale resiliente?

Punto di vista dello Sviluppatore

La sicurezza dell'approvvigionamento è un requisito legittimo, e in effetti il primo dovere del governo. Duncan non ha sollevato obiezioni alla decisione di escludere dalle infrastrutture critiche il produttore cinese Ming Yang, le cui turbine offshore sono state escluse dai principali progetti britannici. Ma si è subito affrettato ad aggiungere che escludere un produttore cinese non elimina l'esposizione cinese. La catena di approvvigionamento dell'eolico offshore è già profondamente integrata con componenti asiatici e cinesi all'interno di turbine, elettronica di potenza, sottostazioni e dell'equilibrio più ampio dell'impianto. La sicurezza, nella sua descrizione, è una questione di portafoglio, non binaria.

Gli sviluppatori vogliono maggiori fonti di approvvigionamento credibili sul mercato, ma non nuove fabbriche obbligate a insediarsi in località che mancano della piattaforma industriale necessaria per supportarle. Il nuovo framework Clean Industry Bonus del Regno Unito, che premia ma non obbliga i contenuti locali, è un meccanismo più onesto rispetto alle regole sui contenuti locali precedenti. Riguardo al ritiro effettivo di GE Vernova dal mercato offshore, Duncan si mostrò comprensivo verso la situazione del consiglio; finanziare un'altra piattaforma da mezzo miliardo di dollari quando il prezzo delle azioni di GE Vernova è guidato da turbine a gas e dalla domanda dei data center è una richiesta difficile. Tuttavia, se la conseguenza è un mercato OEM occidentale ridotto a un duopolio Vestas–Siemens proprio quando l’Europa ha bisogno di più concorrenza, si tratta di un serio problema strategico senza una soluzione evidente a breve termine.

Prospettiva OEM e della Catena di Approvvigionamento

Philippe adottò una linea più interventista. A suo avviso, la risposta giusta alla concorrenza cinese non è semplicemente escludere Ming Yang. Spetta ai governi europei acquisire partecipazioni azionarie negli OEM europei. Il governo danese detiene già una partecipazione in Ørsted, quindi perché non esistono partecipazioni equivalenti negli stessi OEM? Secondo Philippe, l'eolico offshore ha più in comune con l'aerospaziale che con l'eolico onshore, dove operano un piccolo numero di imprese in un settore ad alta intensità di capitale e critico per la sicurezza. «Ci serve più di Airbus e Boeing?» No. Ce ne sono solo due.» Ne consegue che l'Europa dovrebbe accettare che l'eolico offshore sarà un settore con due o tre fornitori e progettare le politiche di conseguenza, inclusa la partecipazione statale nelle quote azionarie laddove i margini attuali non possono finanziare la resilienza necessaria al sistema per gestire il rischio attraverso lunghi cicli.

Philippe era altrettanto insistente che qualsiasi sostegno governativo dovesse essere destinato esclusivamente al settore offshore. Ha tracciato una distinzione strutturale tra i mercati onshore e offshore che, a suo avviso, viene troppo spesso trascurata: Onshore è un'attività di prodotti in cui la turbina rappresenta la maggior parte del capex di un progetto, mentre l'offshore è un'attività di progetto in cui l'OEM collabora con fornitori di navi, cavi e bilanciamento dell'impianto. La combinazione di entrambe in un unico P&L ha, a suo avviso, contribuito a un sottoinvestimento nelle capacità specifiche per l'offshore di cui il settore ha ora bisogno. Anche qualora una turbina cinese riducesse il CAPEX della turbina stessa del 30%, che si traduce in circa il 10% del CAPEX complessivo del progetto, ciò introdurrebbe una serie incalcolabile di rischi legati all'ecosistema sulla fattibilità del progetto stesso. Pochi sviluppatori, secondo lui, farebbero questo compromesso per un risparmio del 10% in capitale su un progetto da miliardi di sterline.

Come evolverà la gestione O&M nei prossimi cinque anni e ci sarà uno spostamento verso portate più ampie con contratti basati sulla disponibilità o sull'uptime?

Punto di vista dello Sviluppatore

Secondo Duncan, l'O&M dell'eolico offshore non convergerà verso un modello completamente esternalizzato di fascia alta, in cui un fornitore indipendente di servizi si assume l'intero rischio degli asset per tutta la loro vita operativa. La ragione è tecnologica: Un fornitore di servizi terzo-parte che vende giornate di tecnico qualificato non può garantire la disponibilità di sottosistemi che non ha progettato e il cui comportamento di usura a lungo termine non può prevedere. L'OEM deve rimanere responsabile degli impianti sottostanti, in particolare durante il periodo di garanzia, quando investitori e finanziatori si rassicurano dal fatto che l'OEM garantisce la tecnologia.

All'interno di questo vincolo, tuttavia, Duncan vede ampio margine di sviluppo. Gli ambiti di manutenzione programmata possono essere scorporati. Tecnici di terze parti, logistica ottimizzata delle navi e ricambi forniti dall'OEM possono congiuntamente fornire soluzioni a costi inferiori rispetto a un pacchetto di servizi OEM unico. Il mercato si sta già muovendo in questa direzione, in particolare per gli sviluppatori disposti a investire nella propria capacità operativa. I proprietari di asset con una scala adeguata possono negoziare a condizioni più favorevoli, condividere navi e tecnici tra progetti vicini e gestire internamente una quota maggiore della catena del valore operativo.

Prospettiva OEM e della Catena di Approvvigionamento

Philippe ha messo in guardia dal trarre conclusioni dallo sviluppo dell'O&M nel settore eolico onshore. L'O&M onshore è diventato un mercato competitivo perché gli asset sono facilmente accessibili, i componenti sono ampiamente disponibili e un investitore finanziario può plausibilmente delegare tutto. Offshore è diverso. Si tratta di un asset a scala di centrale elettrica, in cui la sottostazione, i cavi di array e il balance of plant più ampio sono importanti quanto la turbina stessa, e dove il costo di una singola mobilitazione di una nave per la sostituzione di un componente principale può incidere sul margine operativo (OPEX). La previsione di Philippe è che l'eolico offshore richiederà "proprietari competenti" — operatori su scala utility come Ørsted, RWE, Vattenfall o Iberdrola — che concentrino navi e tecnici in cluster vicini come Hornsea, Dogger Bank o East Anglia. L'OEM probabilmente manterrà un periodo di garanzia di cinque anni; oltre a questo, il proprietario competente prende l'iniziativa.

Sulle piattaforme di turbine più vecchie, inclusa la consistente base britannica di turbine da 3,6 MW e le unità da 6 MW ora vicine alla metà vita, i fornitori di servizi tendono a limitare la disponibilità netta o le garanzie di uptime. I volumi delle tecnologie di precedente generazione sono talvolta troppo bassi per sostenere economicamente ricambi e mezzi, e i principali OEM non hanno alcun interesse commerciale a mantenere operative piattaforme che non costruiranno mai più. Questo crea una vera nicchia per gli ISP, ma basata su cannibalizzazione e migliori sforzi piuttosto che su una base di prestazioni garantite. I proprietari di flotte di turbine più vecchie potrebbero dover permettere che le unità si guastino una dopo l'altra, prelevare parti da siti dismessi e gestire l'asset fino al termine della vita utile supportata.

Cosa succederà ai vecchi parchi eolici dopo 25 anni: prolungamento della vita utile o dismissione?

Punto di vista dello Sviluppatore

Duncan vedeva un quadro misto. Molte delle piattaforme turbine della flotta iniziale possono funzionare oltre 20 anni con il giusto monitoraggio, sostituzione selettiva e ottimizzazione operativa. Il comportamento di usura delle turbine offshore ben mantenute si è, in molti casi, rivelato più tollerante rispetto alle ipotesi progettuali originali. Tuttavia, il vincolo di legame sull'estensione della vita raramente è una condizione fisica. È il prezzo di cattura, cioè il prezzo che il parco eolico ottiene per la vendita dell'energia, che in un mercato saturo di generazione eolica può essere sostanzialmente inferiore alla media all'ingrosso.

Un asset invecchiato che genera durante le ore a basso prezzo e forte vento e rimane inattivo durante i periodi di alto prezzo e vento basso affronta una stretta strutturale di ricavi, indipendentemente dalle sue condizioni fisiche. Quando il CfD è scaduto e l'asset è esposto al mercato dei commercianti, l'economia diventa precaria anche se l'attrezzatura è solida. Secondo Duncan, il risultato realistico è quindi un misto: Alcuni asset saranno in una posizione economica per prolungare la loro vita di cinque o addirittura dieci anni con la giusta proprietà e supporto operativo; altri raggiungeranno un punto in cui i guasti ai componenti non potranno essere risolti o in cui la base operativa semplicemente non potrà essere sostenuta dal prezzo di mercato e seguirà la dismissione. La decisione sarà specifica per ciascun asset, piuttosto che a livello di settore.

Prospettiva OEM e della Catena di Approvvigionamento

Philippe era più categorico. L'eolico offshore a fondo fisso, ha sostenuto, non vedrà una ripotenza come nel settore onshore per ragioni tecniche. Le fondamenta sono progettate per una turbina specifica, e una moderna turbina da 15 MW non può essere installata su un monopile dimensionato per una turbina da 10 MW. I cavi interarray sono dimensionati per la tensione e specifici per la configurazione originale delle turbine, e non possono essere riutilizzati per un diverso impianto. In alcuni casi, si può considerare il riutilizzo della sottostazione offshore e della connessione alla rete. In un progetto importante come Dogger Bank, la connessione DC ad alta tensione e le stazioni convertitori costano quanto l'intero contratto per la turbina. Quindi, il sito consentito e la connessione alla rete hanno un valore residuo autentico. Tutto ciò che è fisico sopra il fondale marino, tuttavia, molto probabilmente verrà sostituito.

L'approccio più probabile che emerge è quindi la dismissione seguita dal ri-permesso piuttosto che dal ripotenziamento in senso significativo. La vecchia flotta di turbine, in particolare la consistente base britannica di 3,6 MW, sarà gestita al meglio delle possibilità fino a quando le interruzioni cumulative determineranno una decisione di decommissionamento. Il sito autorizzato sarà quindi autorizzato nuovamente per un numero molto più piccolo di turbine significativamente più grandi, su fondamenta e array completamente nuovi. Philippe ha osservato di sfuggita che l’eolico offshore galleggiante offre una proposta di ripotenziamento davvero diversa. Un asset fluttuante può, in linea di principio, essere staccato, riadattato e rilocato altrove, anche se questa è una considerazione a lungo termine piuttosto che una realtà a breve termine.

Entrambi i relatori hanno concordato che un decommissionamento significativo rimane ancora lontano alcuni anni. Esempi iniziali, come l'impianto Arklow di sette unità attualmente in fase di dismissione e il dodici-unità Alpha Ventus che seguirà, sono limitati; l'ondata di dismissioni delle turbine britanniche da 3–4 MW è prevista tra cinque e dieci anni. Sia Duncan sia Philippe hanno concordato sul fatto che ciò creerà un mercato concreto e di rilevante entità per la gestione operativa indipendente degli asset datati, nonché per il settore del refurbishment che li supporta. La dismissione in sé non è tecnicamente impegnativa, dato che l'ingegneria è ben compresa dal settore petrolifero e del gas.

Domande rapide

Per concludere, poniamo quattro domande rapide a ciascun relatore:

Quali sono le tre cose che il Settore sottovaluta ancora?

Duncan: Rischio di consegna della rete; gli anni necessari per far crescere nuove capacità industriali – fabbriche, cantieri, navi; e la pipeline di manodopera qualificata.

Philippe: L'assenza di standardizzazione nell'eolico galleggiante; la carenza di personale qualificato; e la rete come principale collo di bottiglia – iter autorizzativo, realizzazione e catena di approvvigionamento dei componenti ad alta tensione.

Eolico offshore negli Stati Uniti – positivo, neutro o negativo?

Duncan: Negativo.

Philippe: Negativo – e per ragioni strutturali, non solo politiche. Il vincolo è il gas domestico a basso costo, non una singola amministrazione.

L'eolico galleggiante su larga scala sarà una realtà commerciale entro il decennio?

Duncan: Un sì qualificato. Commerciali entro il 2036, ma solo in settori dove l'eolico e il solare onshore a fondo fisso non possono soddisfare la domanda e a volumi molto inferiori a quanto suggeriscono i titoli.

Philippe: No. Senza una convergenza su una piattaforma standardizzata e il volume necessario per industrializzarla, un decennio è troppo breve.

Diresti al tuo io venticinquenne di passare oggi all'eolico offshore?

Duncan: Sì, senza esitazione!

Philippe: Non ancora. Aspetta qualche anno che il reset si svolga prima – dopo di che, sarà uno dei posti migliori in cui stare.

Avvertenza: Le opinioni e i pareri espressi dagli intervistati sono di esclusiva pertinenza degli stessi e si basano sulle loro esperienze e prospettive personali. Queste opinioni e pareri non riflettono necessariamente le opinioni, le posizioni o le politiche di Stout, delle sue affiliate o dei suoi dipendenti. L'inclusione di questi commenti ha lo scopo di fornire una prospettiva aggiuntiva e non deve essere interpretata come un'approvazione da parte di Stout di un particolare punto di vista, interpretazione legale, posizione politica o corso d'azione.