[ca] El enorme potencial en alta mar ha despertat un creixent interès entre empreses energètiques i propietaris d'instal·lacions de petroli i gas en els últims anys. Gràcies a importants avanços, han sorgit tecnologies flotants per desbloquejar el potencial en aigües profundes, on el recurs eòlic sol ser òptim. Tot i que la majoria dels sistemes en funcionament són actualment projectes pilot o parcs amb fins a 11 turbines, com és el cas de Hywind Tampen, es preveu que en els pròxims anys es materialitzi el desplegament a gran escala de parcs eòlics flotants. Aquest canvi cap a una integració més extensa de l'energia eòlica marina planteja reptes no només per al sector eòlic, sinó també pels sectors de transmissió i emmagatzematge d'energia, on l'hidrogen ha emergit com una tecnologia clau per proporcionar flexibilitat a l'excedent d'energia generada i competir en els mercats elèctrics i d'hidrogen/gas. No obstant això, la investigació sobre el desenvolupament i la operació òptima d'aquests centres energètics en alta mar encara és limitada. Queden moltes incògnites, com per exemple, com optimitzar els parcs eòlics flotants per reduir els seus costos? És òptima la seva combinació amb altres fonts d'energia, com l'energia de les onades? Quina és l'assignació òptima de l'energia eòlica flotant a l'hidrogen per a la seva operació? Aquesta tesi es proposa abordar el paradigma dels centres energètics en alta mar dominats per l'energia eòlica flotant i la seva potencial optimització i control, tant de forma individual com en combinació amb altres fonts d'energia existents, com l'energia de les onades o l'hidrogen, amb la finalitat de reduir el cost total de les instal·lacions i, en molts casos, aprofitar la mateixa infraestructura. Per aconseguir-ho, es recorre principalment a tecnologies flotants d'energia de les onades que es poden instal·lar prop de la costa i sistemes d'hidrogen reversibles mitjançant la tecnologia de cel·les d'òxid sòlid, permetent tant la producció d'hidrogen com la injecció bidireccional d'energia a la xarxa elèctrica a partir de l'hidrogen. Encara que aquesta tesi presenta estudis de cas conservadors per a una possible implementació per part dels Operadors del Sistema de Transmissió (TSO), no implica que aquestes configuracions siguin òptimes o que necessàriament seran les opcions implementades en l'àmbit industrial. Es centra principalment en estudis de cas amb dades de ubicacions al nord d'Espanya, però també explora el paradigma de les illes energètiques a Dinamarca. Aquests són els dos llocs d'implementació potencial estudiats en aquesta tesi. Les principals conclusions destaquen que la dinàmica de l'energia eòlica marina flotant requereix tècniques de control avançades que permetin l'optimització a llarg termini de la seva operació per evitar pèrdues de potència i allargar-ne la vida útil.

[en] The significant worldwide offshore potential has garnered considerable interest from energy companies and oil and gas plant owners in recent years. With significant advancements in bottom-fixed structures, floating technologies have emerged to unlock potential in deeper waters, where wind resource is abundant. Although most existing systems today are pilot projects or parks with up to 11 turbines, such as the case of Hywind Tampen, it is estimated that in the coming years, the large-scale deployment of floating wind farms will become a reality. This evolution towards extensive integration of offshore wind energy not only poses a significant challenge for the wind sector but also for transmission and energy storage sectors, where hydrogen has emerged as a key technology to provide flexibility to excess generated energy and to compete not only in the electricity market but also in hydrogen/gas markets; such technology could provide stationary storage. However, there is limited research on how these offshore energy hubs could be developed or how their optimal operation would be. Many questions remain unanswered, such as how to optimize floating wind farms to reduce their costs? Is their combination with other energy sources such as wave energy optimal? What is the optimal allocation of floating wind energy to hydrogen for its operation? This thesis aims to address the paradigm of offshore energy hubs dominated by floating wind and their potential optimization and control, both individually and in combination with other existing energy sources such as wave or hydrogen, to reduce the total cost of installations and in many cases to utilize the same infrastructure. To achieve this, hybrid floating wind-wave technologies that can be installed near the coast and reversible hydrogen systems through solid oxide cell technology are primarily employed, allowing for both hydrogen production and bidirectional energy injection into the grid from hydrogen. Although this thesis presents conservative case studies for potential implementation feasible by Transmission System Operators (TSOs), it does not imply that these configurations are optimal or that they would necessarily be the options implemented by TSOs in hypothetical case studies. This thesis primarily presents case studies with data from locations in northern Spain, but it also explores the paradigm of energy islands in Denmark. These are the two potential implementation sites studied in this thesis. The main conclusions of this thesis are summarized in that the dynamics of floating offshore energy require advanced control techniques that allow for long-term optimization of their operation to avoid power losses while extending their lifespan.