Maryland’s Offshore Wind Power Potential A Report Sponsored by the Abell Foundation and Prepared by the University of Delaware’s Center for Carbon-free Power Integration, College of Earth, Ocean, and Environment Authors: Jeremy Firestone, Associate Professor and Senior Research Scientist Willett Kempton, Professor and Center Director Blaise Sheridan, Research Assistant Scott Baker, Research Assistant FULL REPORT - February 18, 2010 Introduction ............................................................................................................................................. 1  Section 1. Mapping Areas for Offshore Wind Development in Maryland ........................... 2  1.1 Bathymetry and Turbine Foundation Technology ........................................................................ 2  1.2 Mapping Marine Exclusion Zones Using Nautical Charts ............................................................ 5  1.3 Avian and Visual Exclusions .................................................................................................................. 7  1.4 Potential Shipping Conflict Areas ........................................................................................................ 9  1.5 Potential Military Conflict Areas ....................................................................................................... 11  Section 2. Calculating Maryland’s Offshore Wind Power Potential ................................... 11  2.1 Wind Resource Assessment ................................................................................................................ 11  2.2 Calculating Wind Power ....................................................................................................................... 14  2.3 Estimating Installed Capacity and Energy Production .............................................................. 18  2.4 Available Resource Accounting for Shipping Conflict Area ..................................................... 20  Section 3. Integrating Offshore Wind into Maryland’s Energy Landscape ...................... 21  3.1 Demand for Renewable Energy in Maryland ................................................................................ 21  3.2 The Cost of Offshore Wind Power and Electricity Prices in Maryland ................................ 23  Conclusion ............................................................................................................................................. 26  Acknowledgements ............................................................................................................................ 27  Appendix A: Georeferencing Nautical Charts in ArcMap Methods .................................... 28  References ............................................................................................................................................. 29 i Introduction      The United States relies heavily on fossil and nuclear fuels to generate electricity.  Renewable energy has become an increasingly attractive alternative to them, given  concerns over climate change, difficulty in siting nuclear power plants, health concerns  associated with fossil fuel generation, a desire to tap domestic energy resources, and the  recognition that green energy development is likely to attract and sustain green jobs.  Many  states, including Maryland, explicitly encourage renewable energy generation through  renewable portfolio standards, which require utilities to acquire a certain percentage of  their electric supply from renewable energy sources.    Although only a small fraction of total U.S. electricity is generated from renewable  energy sources, in recent years wind power has comprised the second largest fraction of  newly installed power, behind natural gas. Wind power has emerged as the renewable  energy source of choice in many parts of the country because it is the only proven means to  generate utility‐scale carbon‐free energy in a cost‐competitive manner.  To date, all of the  U.S. wind energy power has been land‐based, with much of the generation coming in Texas,  California and the Midwest and Great Plains States.      While Maryland will soon be generating land‐based wind power, its land‐based  wind resources are limited (AWS Truewind).  For wind power to become a significant  fraction of Maryland’s electricity supply, it will either need to import land‐based wind  power from other states and to rely on transmission lines, or look to the sea.  Offshore wind  power holds much promise for the mid‐Atlantic and Northeast states, including Maryland,  because it is an abundant resource, proximate to electric load centers (Kempton, et al  2007).    Although no offshore wind turbines have been installed in the Americas, offshore  wind power is a proven technology with more than 15 years of operating experience in  Europe.  Serious interest in offshore wind power in the United States began in 2001 with a  proposal for an offshore wind project in Nantucket Sound off Cape Cod, Massachusetts  Energy Management, Inc. (aka, Cape Wind).  Since that time, many proposals have been put  forward in the Atlantic, Gulf, and Great Lakes regions.  State Request for Proposals (RFPs)  have resulted in binding contracts for offshore wind power in Delaware and Rhode Island,  a planned purchase by Maryland for a portion of the power to be generated by the  Delaware project, and three proposed developments off of New Jersey.  Recently, New York  released an RFP for a utility‐scale offshore wind project in the Great Lakes (NYPA 2009)  and North Carolina announced a small test project of up to three turbines in Pamlico Sound.   These states have been at the vanguard of U.S. offshore wind development, but by no  means round out the number of states interested in offshore wind.  On the Atlantic coast,  Maine, Virginia, and Georgia all have varying degrees of interest in offshore wind.  Ohio,  Michigan, and Wisconsin in the Great Lakes region (as well as Ontario) and Texas in the  Gulf are also planning and preparing for offshore wind.  With over 2,000 megawatts (MW)  1 of offshore wind power in various stages of project development, a federal legal regime and  policies to encourage renewable energy development in place, the U.S. offshore wind  industry is poised to take off.      Detailed resource and feasibility assessments are an important preliminary step  that interested states should consider before pursuing further stages of project and  economic development.  This study represents an initial assessment of the wind resource  of the Maryland coast, using methods refined from those published by Dhanju and  colleagues (2008).  This study considers potential environmental, user, and nautical  conflicts, and electric system characteristics and policy in Maryland as they relate to the  potential for offshore wind power development.      Section 1. Mapping Areas for Offshore Wind Development in Maryland1    1.1 Bathymetry and Turbine Foundation Technology    Understanding the water depth at any potential offshore wind development site is  critical for determining the appropriate foundation technology to use, as well as for  accurately assessing the cost of installation.  In this study, we use three‐arc second  resolution, satellite bathymetric data made available by the National Oceanographic and  Atmospheric Administration (NOAA) to delineate areas of Maryland’s coastal waters based  on depth (Divins and Metzger 2009).  This data is used to illustrate the bathymetry of the  Delmarva region.  It is notable that this region possesses a gently sloping outer continental  shelf, which is in sharp contrast to the quick and steep drop off seen on the Pacific coast.   This feature of the Delmarva region allows currently available, shallow water offshore wind  technology to be deployed immediately and deeper water technologies to be deployed as  they are developed, tested, and become available in the market.                                                              1 The scope of this analysis is federal and state waters off of Maryland’s Atlantic coast.  We do not consider  development potential within the Chesapeake Bay.  2 Figure 1. The gently sloping outer continental shelf of the Delmarva Peninsula. Depth shown in  meters.  Rather than analyzing Maryland’s continental shelf by organizing the data into  uniform increments, such as every ten meters shown above, this study approaches  bathymetry by associating different water depth ranges to offshore wind turbine  foundation technologies.  In today’s global offshore wind market, the majority of project  installations have used the shallow water monopile foundation technology.  In Europe,  jacket foundation technologies (tripods, quadrapods and lattice structures) have been  deployed in small ‘pilot’ installations over the last few years in waters as deep as 45  meters2.  However, the jacket design has been validated for up to 100 meters (Haugsøen  2006).  One utility‐scale floating turbine is operational off the coast of Norway as part of an  R&D effort led by StatoilHydro and is designed for depths greater than 120 meters.  The  University of Maine is planning a small‐scale test of floating turbines at depths greater than  60 meters.  Figure 2 illustrates categories of offshore wind turbine foundation technology  but does not represent an exhaustive list of designs.  Within each category of foundations  shown, industrial, academic, and government research efforts continue to refine support  structures and develop new designs.                                                             2 See Beatrice and Alpha Ventus projects in Scotland and Germany, respectively.  3 Figure 2. Offshore wind turbine foundation technologies.  Developing technology research means that  water depths suggested for each support structure in this image are not, we feel, reflecting current  practice.  In this study, we use water depth ranges and refined technology categories found in Table 1.  Image courtesy of StatoilHydro.    In order to determine which depths correspond to which foundation technology, we  consulted a database of existing projects in Europe called Wind Service Holland, which  provides data, including foundation technology and water depth, for all operational  offshore projects in Europe3.  In addition, we used personal judgment to determine the  water depths of future technologies based on our knowledge of the industry, personal  communications with experts in the field of offshore foundation technology, and our  experience on the American Wind Energy Association (AWEA) Offshore Wind Working  Group’s research and development committee, which one of the co‐authors of this report  (Kempton) chairs.  The resulting water depth and foundation technology categories are  shown in Table 1.   Table 1. Wind turbine foundation technology corresponding to water depth  Foundation  Range of Water Depth    Technology  (meters)  Monopile  0 – 35  Jacket  35 – 50  Advanced Jacket  50 – 100  Floating   100 – 1,000                                                            3 Wind Service Holland’s offshore wind database of existing and planned projects can be located on the Web  at http://home.kpn.nl/windsh/offshore.html   4 Combining both Maryland’s bathymetry and the foundation/water depth categories in  Table 1, the resulting offshore areas were mapped and are shown in Figure 3.      Figure 3. Areas of water depth that correspond to different offshore wind turbine foundation  technologies.    1.2 Mapping Marine Exclusion Zones Using Nautical Charts    Marine exclusion zones can be identified using NOAA nautical charts.  When  imported into the ArcGIS family of Geographical Information Systems (GIS) software  figures (known as shapefiles) can be created to better understand the exclusion  environment in the area under study.  NOAA nautical charts are available online from the  Office of Coast Survey at: www.nauticalcharts.noaa.gov/mcd/OnLineViewer.html.  The  process for properly importing these charts and georeferencing them with the state or  region under study is detailed in Appendix A.  Using ArcCatalog to create shapefiles and  ArcMap to edit those shapefiles, and by zooming in on the charts, users can trace features  in the study area that may influence where offshore wind project development occurs.   Common exclusion zones found on nautical charts include artificial reef habitats, dumping  zones, designated military activity areas, designated shipping lanes, and marine  sanctuaries.  Figure 4 shows a nautical chart ranging from Cape May, NJ to Cape Hatteras,  NC that was imported into ArcMap for identifying potential exclusion zones within the  Maryland study area.    5 Figure 4. Georeferenced NOAA nautical chart covering Cape May to Cape Hatteras.  Zoom out view  (left) and zoom in view (right)  With no designated shipping lanes or military activity zones4, the exclusion areas in  Maryland’s offshore waters are small.  Within the Maryland study area, nautical charts  show artificial reefs, labeled as ‘Fish Havens’, as the only necessary exclusion.  Fish Havens  are artificial structures placed on the seabed for the purpose of providing habitat to fish  and other marine organisms.  These structures are often pieces of infrastructure that need  to be disposed of, such as old rail cars or large pieces of concrete from demolition projects  (Gary 2009).  A municipal dump site exists within the Maryland study area, but upon  further investigation, it appears that the dump site is no longer in use.  While geotechnical  surveying may reveal that the site’s seabed characteristics are not suitable for wind turbine  foundation installation, we did not exclude this area from being developed due to the lack  of use conflict.  An area containing explosives was also designated as an exclusion zone in  Figure 5, however the area falls outside of the study area and is therefore not included in  the estimate of total area available for development.  The next section describes other  potential exclusion zones and use conflict areas within the study area.                                                           4 See sections 1.4 and 1.5 for a discussion of potential conflicts between offshore wind power development  and areas that are or might be used by commercial shipping and military interests irrespective of the fact that  they are not designated for such use.  6 Figure 5. Marine exclusion zones mapped from NOAA nautical charts  1.3 Avian and Visual Exclusions    Nautical hazards are not the only important factors to consider when estimating  viable offshore wind development area.  The environmental impacts of any offshore wind  project need to be studied in detail both before construction and during operation.   Potential impacts include avian mortality or behavioral disturbance, marine mammal  impacts, sensitive fish habitat disturbance, impacts on endangered species (AWI v. Beach  Ridge Energy, Case No. RWT 09cv1519, D. MD Dec. 8, 2009), and others.  The scope of this  study is such that only potential avian impacts are addressed.  In consultation with world  renowned avian expert Paul Kerlinger, principal of Curry & Kerlinger LLC, it was  determined that Maryland’s coastline is part of the Atlantic flyway, a route taken by  migratory birds flying north and south.  Based on his experience, Dr. Kerlinger advised an  exclusion zone one nautical mile wide parallel to the coastline because migratory birds  tend to follow the coastline (Kerlinger 2009).      The aesthetics of offshore wind development are important.  Visual impacts can  motivate opposition (e.g. Cape Wind Project) and can potentially cause tourism revenue  losses if people choose to go to a beach where turbines are less intrusive or not visible at  all.  Therefore, it is very important to fully understand the potential costs, or benefits, of  placing wind turbines at different distances from shore. The University of Delaware’s  Center for Carbon‐free Power Integration conducted a public opinion survey of Delaware  residents to better understand the economic value associated with the placement of wind  turbines at different distances from shore.  This value, or willingness‐to‐pay, represents the  amount of money a person would be willing to spend annually in perpetuity to move wind  turbines each incremental mile further offshore.  Survey respondents were given  visualizations of what turbines would look like at different distances.  The results of the  study show that residents bordering the ocean (who live on average 0.6 miles from the  coast) are willing to pay more to move turbines further offshore than residents adjacent to  7 the Delaware Bay or residents of Delaware (approximately 95% of the state population,  hereinafter, “inland residents”)  (Krueger, Firestone, and Parsons, n.d.).  In the case of  ocean residents, once turbines reach 9 miles (that is, approximately 8 nautical miles)  offshore, their willingness to pay to continue moving the turbines further is relatively  small.  For example, the difference in the marginal willingness to pay for ocean residents to  move turbines from 6 to 7 miles offshore was approximately $10.00/month for 3 years.   However, the difference in their marginal willingness to pay to move turbines each  incremental mile further from shore beyond 9 miles is just $2/month/mile. (Ibid, Figure 3).   In sum, the study found that ocean residents are willing to pay more than any other citizen  to move turbine offshore, but once turbines are 9 miles (8 nautical miles offshore), the  value in continuing to move them offshore is much less (Ibid.; See also, Krueger, 2007;  Firestone, Kempton and Krueger, 2007).5       A study of opinions regarding wind turbine placement of out‐of‐state beach tourists  at Delaware beaches and boardwalks, found that at 22 km (12 nautical miles), 94% would  continue going to the same beach, 4% would go to a different beach in Delaware, and 2%  would go to another beach (Blaydes Lilley, Firestone, and Kempton, 2010).  At 5 nautical  miles, 74% would remain at the same beach, 19% would switch to a different Delaware  beach, with 7% going out‐of‐state.  At one nautical mile, much greater beach switching  behavior was observed, with 35% going to a different Delaware beach and 10% going out‐ of‐state.  On the other hand, at 5 nautical miles, they found that the likelihood of visiting a  new or different beach at least once to view an offshore wind project was greater than  stated avoidance and that 44% indicated that they would be likely to take a boat tour of the  wind turbine project (ibid).       In light of these findings, and to be conservative, we applied an 8‐nautical mile  exclusion zone, in the shape of a semi‐circle, around the tourism destination of Ocean City,  MD.  Additionally, an 8 nautical mile exclusion zone was drawn around Assateague Island  National Seashore, as this is also a prime tourism location and may hold special place  attachment for visitors (Firestone, Kempton and Krueger, 2009).6  The overlap of these two  semi‐circles was so great that the decision was made to simply apply an 8‐nautical mile  exclusion zone from any point on the Maryland shoreline.  Both the avian exclusion and the                                                           5 It should be noted that coastal residents strongly prefer offshore wind turbines to new fossil fuel  development even at close distances.  Indeed, wind turbines have to be located at distances of less than one  nautical mile from shore before those residents would prefer new fossil fuel development (Firestone,  Kempton and Krueger, 2007).  6 Although these near shore areas have been excluded in this report in order to provide a conservative  estimate of Maryland’s offshore wind resource size, in light of the finding noted in the previous footnote  regarding coastal residents preference for offshore wind over new fossil fuel development, and given the fact  that Maryland has greater control over development within state waters—the first three nautical miles from  shore—and would obtain all the revenues should it choose to lease that area and that Maryland would share  revenues with the federal government for wind projects that have at least one turbine within six nautical  miles of its shore,  Maryland may wish to consider nearer‐shore offshore wind power development. See (see  Federal Register, Vol. 74, No. 81, pp. 19638‐19871 (April 29, 200), to be codified in pertinent part in the Code  of Federal Regulations (CFR) at Vol. 30, Sections 385.540‐385.543).     8