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Le autorità di regolamentazione dei servizi pubblici del Maine hanno accettato il nuovo piano triennale per l’efficienza energetica dello stato, una serie di pacchetti e incentivi che secondo i sostenitori dell’ambiente e del gruppo renderanno più semplice per i residenti a basso reddito e rurali resistere agli agenti atmosferici delle loro proprietà e ai caricabatterie per automobili elettriche.

Il piano aumenterà considerevolmente i finanziamenti per i pacchetti che servono le famiglie a reddito basso e moderato, continua gli sforzi per aumentare le infrastrutture di ricarica delle automobili elettriche in aree estremamente scarsamente popolate e si basa sugli incentivi statali per le pompe di calore già leader a livello nazionale. Nel complesso, il piano richiede una spesa di poco inferiore a $ 300 milioni in tre anni e iniziative per un profitto totale di $ 1,5 miliardi per lo stato, insieme alle proprietà benefiche per l’ambiente che dovrebbe fornire.

“Ci aspettiamo che questi vantaggi si allunghino oltre i risparmi finanziari finanziari per incorporare i progressi effettivamente necessari con la riduzione delle emissioni di carbonio e il miglioramento della nostra indipendenza energetica, il che non è stato affatto necessario”, ha affermato Michael Stoddard, direttore del governo di Effectivity Maine Belief, il quasi -società governativa che amministra la maggior parte dei pacchetti di efficacia dello stato.

Efficacia Il Maine propone un piano nuovo di zecca ogni tre anni, delineando i suoi presunti obiettivi, spese e pacchetti. Il piano appena accettato, denominato Piano Triennale Vcopre gli anni dal 2023 al 2025 ed è stato ampiamente elogiato.

“Questo può essere un piano fantastico”, ha affermato Jeff Marks, direttore del Maine per il clima locale e l’organizzazione no profit per l’energia Acadia Middle. “Questo otterrà molte delle priorità nel Maine.”

Ultimamente, il Maine ha preso alcuni formidabili impegni meteorologici locali. Nel 2019, un nuovo regolamento ha fissato l’obiettivo di installare 100.000 pompe di calore elettriche nel Maine entro il 2025, un obiettivo che lo stato è sulla buona strada per raggiungere. Nello stesso anno, il governatore Janet Mills ha fissato l’obiettivo di rendere lo stato a emissioni zero entro il 2045. E, alla fine del 2020, lo stato ha lanciato Il Maine non aspetteràun piano completo di movimento meteorologico locale che delinea una tabella di marcia per raggiungere l’obiettivo dello stato di ridurre le emissioni di benzina a effetto serra dell’80% entro il 2050.

Nello stesso momento, questo nuovo piano arriva in un momento in cui il Maine sente sempre di più la pressione dell’aumento dei costi energetici. All’inizio dell’anno, i costi per la fornitura di energia elettrica sono aumentati tra l’83% e l’89% per gli acquirenti delle principali utenze elettriche del Maine. Più del 60% delle proprietà all’interno dello stato utilizza olio da riscaldamento per il riscaldamento della casa, e i costi per quella benzina sono più che raddoppiati perché la stessa durata dello scorso anno.

“Abbiamo notato che l’impatto sulle famiglie della volatilità della benzina fossile colpisce davvero questo inverno”, ha affermato Jack Shapiro, direttore del clima locale e dell’energia trasparente per il Pure Assets Council of Maine.

Il solido accordo del piano di rendere disponibili misure di risparmio sui costi per i residenti a basso reddito e nelle zone rurali è per questo motivo particolarmente apprezzato, hanno affermato i sostenitori.

Il piano richiede la spesa di circa 33,2 milioni di dollari in fornitori diretti a famiglie a reddito basso e moderato, un aumento di oltre il 40% rispetto alla quantità preventivata all’interno del precedente piano triennale. Gran parte di questo sviluppo deriva dal denaro dell’American Rescue Plan Act, la fattura federale di risposta al COVID. Questa infusione di denaro federale consentirà un aumento di sei volte della spesa per i fornitori di agenti atmosferici per le famiglie all’interno del gruppo obiettivo.

Per aumentare con successo questi fornitori, Effectivity Maine in molte circostanze condurrà contatti con le famiglie idonee, assisterà le famiglie nella scelta della merce precisa per i suoi desideri e si coordinerà con i distributori per l’installazione.

Questa tecnica è essenziale per raggiungere alcune delle comunità extra remote del Maine, ha affermato Suzanne McDonald, responsabile del miglioramento del gruppo dell’Island Institute, un’organizzazione no profit che aiuta le comunità insulari e costiere del Maine. I residenti delle aree rurali potrebbero avere problemi a scoprire appaltatori certificati che sono nativi o preparati a guidare o volare in città lontane o comunità insulari. Il manichino di sensibilizzazione diretta può aiutare a superare questi ostacoli, ha affermato.

Un altro $ 6,8 milioni sarà probabilmente destinato a iniziative di automobili elettriche. Il piano proseguirà con il finanziamento di sconti per automobili elettriche nei punti vendita: $ 2.000 per un’autovettura elettrica a batteria nuova di zecca, $ 5.500 per un’auto nuova di zecca acquistata da un acquirente a basso reddito e $ 2.500 per un’auto usata per un reddito basso famiglia. Il piano richiede inoltre il dispiegamento di infrastrutture di ricarica extra nelle zone rurali dello stato, dove le alternative per aumentare i costi sono poche.

“Ciò che fa davvero sentire questo piano come se fosse realizzato nel Maine, per il Maine è che ha una vera dedizione all’equità attraverso l’equità dei ricavi e l’equità geografica”, ha affermato McDonald.

Un altro 57,7 milioni di dollari – un miglioramento del 33% rispetto al piano precedente – è previsto per accogliere un esercizio elevato previsto nei pacchetti di risparmio energetico per le case, incentrati principalmente sulla protezione dagli agenti atmosferici e sull’installazione della pompa di calore. E 86,8 milioni di dollari vengono assegnati a pacchetti industriali e industriali, insieme a formazione e incentivi per metodi di riscaldamento e raffreddamento, flusso d’aria e illuminazione efficienti dal punto di vista energetico.

Mentre i sostenitori dell’ambiente e del gruppo hanno ricevuto una solida ricompensa per il nuovo piano, hanno iniziato a considerare metodi per servire i Mainers ancora più in alto e ridurre il consumo di energia nel tempo successivo. In particolare, molti attivisti vogliono vedere un accordo con il retrofit di tutta la casa, considerando il riscaldamento, le apparecchiature domestiche e gli agenti atmosferici come un sistema.

“Se in qualche modo incentiviamo i pacchetti per tutta la casa, possiamo rendere questi miglioramenti più elevati e più forti”, ha affermato Marks.

Nel complesso, il piano fornisce un modello a cui diversi stati dovrebbero prestare attenzione, ha affermato Erin Cosgrove, supervisore della copertura pubblica per i partenariati senza scopo di lucro per l’efficienza energetica del nordest. In particolare, il programma della pompa di calore del Maine sta andando avanti, ha affermato, mentre diversi stati all’interno dell’area stanno comunque conducendo pacchetti pilota.

“Sono principalmente il modo in cui diamo uno sguardo alla transizione verso l’elettrificazione”, ha affermato Cosgrove. “Il Maine può essere un esempio brillante.”



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Magnum Power Plant, Paesi Bassi – L’ultima novità nel campo dell’energia solare | Energia pulita

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Magnum Power Plant, Paesi Bassi - L'ultima novità nel campo dell'energia solare |  Energia pulita


L’impianto energetico Magnum è posizionato nella provincia di Groningen, nei Paesi Bassi.

La centrale energetica Magnum contiene tre modelli a ciclo combinato da 440 MW. Punteggio di credito: Koos Boertjens / Vattenfall.

RWE ha accettato di accumulare l’impianto della struttura nel giugno 2022. Punteggio creditizio: Vattenfall.

L’impianto energetico Magnum sarà trasformato direttamente in un impianto di tecnologia energetica alimentato a idrogeno. Punteggio di credito: Sander van der Werf/Shutterstock.

L’impianto energetico a turbina a combustibile a ciclo combinato (CCGT) Magnum da 1,41 GW è posizionato a Eemshaven, nella provincia di Groningen, nei Paesi Bassi.

L’impianto energetico a gas era precedentemente generalmente noto come impianto energetico Nuon Magnum. Il cambio di titolo in Magnum è avvenuto dopo che Vattenfall ha ribattezzato la sua filiale olandese Nuone a Vattenfall nell’ottobre 2018 nel tentativo di unire il suo modello in tutta Europa.

Operativo dal 2013, l’impianto energetico Magnum utilizza carburante puro come principale benzina per la tecnologia energetica. Genera energia elettrica sufficiente per soddisfare le richieste di due milioni di famiglie olandesi al giorno.

Particolari di possesso

Vattenfall possiede una curiosità al 100% all’interno della centrale energetica. Nel giugno 2022, la società ha raggiunto un accordo per promuovere l’impianto a RWE, una multinazionale energetica, per 500 milioni di euro (534,51 milioni di dollari). La transazione dovrebbe essere completata entro la punta di settembre 2022.

L’accordo di acquisizione prevede inoltre un parco {solare} da 5,6 MW sul sito web dell’impresa Magnum.

Si può pensare a un’impresa di conversione dell’idrogeno, che potrebbe convertire uno dei tanti modelli in modo che funzioni completamente a idrogeno entro il 2023. Si prevede che l’impianto funzionerà esclusivamente a idrogeno entro il 2030.

Miglioramento storico passato

L’impianto energetico Magnum era inizialmente previsto per la crescita come impianto a ciclo combinato di gassificazione (IGCC). Il design unico si basava principalmente sull’utilizzo di combustibili assortiti, che ricordano carbone, petrolio e biomassa, per la tecnologia energetica.

La costruzione dell’impianto è iniziata nel 2007 ma è stata posticipata a maggio 2008 a causa dei ritardi nell’acquisizione delle autorizzazioni ambientali.

Lo sviluppatore ha successivamente ottenuto i permessi richiesti dalle autorità e ha ripreso a costruire nel settembre 2009.

La crescita dell’impresa è stata deliberata in due fasi. La parte I riguardava lo sviluppo di un impianto di energia a ciclo combinato alimentato a gas puro, che doveva essere trasformato in un impianto IGCC durante la parte II. La parte II farebbe uso della tecnica di gassificazione del carbone utilizzando syngas derivato dal carbone.

Nell’aprile 2011, Nuon ha deciso di posticipare la Parte II a causa dell’aumento dei costi dei materiali crudi e delle trattative in sospeso con gli ambientalisti. Il piano è stato demolito del tutto nel marzo 2016, a causa di cause finanziarie e ambientali.

L’unità principale dell’impianto è stata messa in servizio nel 2013.

Posizione della pianta e trucco

L’impianto è posizionato nell’Energy Park Eemshaven, uno spazio industriale dedicato alle aziende legate all’energia.

Eemshaven è stata scelta come location per l’impianto della struttura nel luglio 2006 perché fornisce acqua di raffreddamento, che è importante per il corso di gassificazione. Un motivo in più per la scelta del posizionamento era che i servizi di infrastruttura portuale di Eemshaven avrebbero aiutato le importazioni di benzina necessarie per l’impianto dell’impianto.

L’impianto contiene tre modelli a ciclo combinato da 440 MW. Ogni unità è composta da un generatore di vapore per il ripristino del calore, turbina a gasturbina a vapore e generatore.

La turbina a carburante MHI 701F4 in ogni unità converte il carburante puro in energia meccanica e gas di scarico sfrigolanti.

Comunità di griglia

Poiché l’operatore di rete nazionale nei Paesi Bassi, TenneT ha autorizzato la connessione richiesta per l’impianto energetico Magnum alla rete ad alta tensione da 380 kV nel 2007.

Nuon ha stipulato il contratto con TenneT nel gennaio 2007. Il supervisore della rete di TenneT ha realizzato la stazione da 380 kV nel 2009.

Poiché la rete olandese non poteva aiutare la nuovissima produzione di energia elettrica da 1.200 MW nello stabilimento di Nuon, TenneT ha offerto la struttura di trasmissione richiesta.

Groningen Seaports e TenneT hanno aiutato Nuon a finalizzare il percorso di 4 km per il collegamento via terra ad alta tensione, che comprendeva due circuiti. Il tracciato collega la stazione 380kV TenneT a quella dell’impianto Magnum.

A maggio 2016, Tennet è stata inoltre incaricata di implementare una struttura di inizio nero sull’impianto energetico. La struttura Black Begin funge da struttura di ripristino per garantire il ripristino dell’energia alla rete ad alta tensione in uno stato di black-out. È dotato di un generatore a turbina a combustibile, un generatore diesel e uno dei tanti tre modelli a ciclo combinato dell’impresa.

Conversione direttamente in un impianto a base di idrogeno

Nuon, Gasunie ed Equinor (in precedenza Statoil) hanno firmato un memorandum d’intesa per scoprire la possibilità di trasformare l’impresa in un impianto energetico a idrogeno e privo di emissioni di carbonio nel luglio 2017. idrogeno si prevede che l’impresa di conversione ridurrà le emissioni di anidride carbonica (CO₂) fino a 4 milioni di tonnellate all’anno.

Mitsubisi Hitachi Energy Methods (MHPS) è stata incaricata di aiutare l’impresa di conversione dell’idrogeno nel marzo 2018. Lo scopo contrattuale consiste nell’apprendere la fattibilità tecnica dell’utilizzo dell’idrogeno come benzina per l’impianto.

Gasunie è stata scelta per intraprendere analisi associate al trasporto e allo stoccaggio dell’idrogeno, mentre Equinor è stata incaricata di trasformare carburante puro in idrogeno e CO₂.

Stoccaggio misto di energia e impianto di idrogeno

Battolyser, una partnership a tre tra il Delft College of Know-how e Proton Ventures, intende determinare un impianto misto di stoccaggio di energia e produzione di idrogeno nell’impianto energetico.

Ha acquisito un prezzo di sovvenzione di € 480.000 ($ 566.996) dalla base di Waddenfonds per lo sviluppo di un impianto pilota di stoccaggio di energia e produzione di idrogeno nel giugno 2018.

Battolyser ha deciso di inserire i 15kW/15kWh primari nell’impianto di venture energy nel 2021. Agirà come una batteria per il rivenditore o fornirà energia elettrica e utilizzerà un ciclo di elettrolisi per trasformare l’acqua in idrogeno e ossigeno.

Appaltatori

Nuon ha assegnato un contratto da 1 miliardo di euro (1,48 miliardi di dollari) al gruppo Mitsubishi per lo sviluppo di una parte dell’impianto a gas nel febbraio 2008.

In qualità di appaltatore principale, Mitsubishi ha gestito l’intera impresa e ha incaricato subappaltatori di eseguire l’impresa. I subappaltatori includevano Ballast Nedam, NEM, ABB e Fabricom, Irem, Pontecelli (FIP).

Ballast Nedam ha eseguito lavori civili e NEM è stata impegnata nella costruzione delle caldaie. FIP si occupava dell’edificio meccanico, mentre ABB realizzava installazioni elettriche ad alta tensione.

convex ZT, una ditta austriaca, è stata incaricata dei lavori di progettazione civile per l’impresa.

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Vattenfall inizia a riempire la torre di accumulo termico da 200 MW a Berlino – L’ultima nel settore dell’energia solare | Energia pulita

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Lo stoccaggio della batteria su scala di rete è emerso come la possibilità popolare per assicurarsi che l’energia elettrica fornisca affidabile nelle aree del New South Wales, in Australia, ha affermato l’operatore di trasmissione Transgrid.

Transgrid ha esaminato “una serie di scelte” per affrontare i vincoli di carico sulla comunità all’interno e attraverso le città di Bathhurst, Parkes e Orange oltre alle aree di North West Slopes del New South Wales (NSW).

Ogni spazio sta sperimentando un progresso nella domanda di energia elettrica e si prevede che lo sviluppo proceda. I vincoli potrebbero causare errori nella fornitura di forniture affidabili di energia elettrica.

Transgrid è supervisore e operatore della comunità di energia elettrica a tensione eccessiva che serve il New South Wales e l’Australian Capital Territory (ACT).

L’operatore di rete ha pubblicato l’ultima settimana di Undertaking Evaluation Conclusions Reviews, in merito a potenziali scelte di finanziamento per le quali cercherà l’approvazione dall’autorità australiana per l’energia, con le aree di Bathhurst, Orange e Parkes considerate in un unico rapporto e le pendici nord-occidentali in un altro.

“Abbiamo verificato una serie di scelte per affrontare i vincoli di carico sulla nostra comunità e siamo entusiasti di dire che le batterie a scala di rete sono state riconosciute come la possibilità popolare in quanto hanno fornito il miglior profitto generale”, il supervisore comune della comunità del governo Transgrid, ha dichiarato Marie Jordan.

È tra le prime occasioni finora in cui le batterie su larga scala per il mercato nazionale dell’energia elettrica (NEM) “hanno sovraperformato diverse scelte durante l’esame normativo”, ha affermato Jordan.

Le attività della batteria proposte da due fornitori di terze parti sono state classificate allo stesso modo come la più alta possibilità nell’ambito delle revisioni delle conclusioni della valutazione dell’impresa.

Avrebbero la possibilità di prendere parte là fuori insieme all’assemblea dei loro impegni di aiuto della comunità, tuttavia questa partecipazione può essere limitata durante gli intervalli della stagione invernale ed estiva quando è più probabile che i desideri di aiuto della comunità siano più acuti. In primavera e in autunno, la partecipazione al mercato può essere molto meno limitata.

Le batterie avrebbero la capacità di costare con energia rinnovabile in occasioni di tecnologia abbondante e intervalli di domanda non di punta, scaricandosi sulla comunità quando la tecnologia diminuisce e la domanda aumenta. Avrebbero anche presentato fornitori come aiuto per l’energia reattiva.

Per Bathhurst, Orange e Parkes, l’edificio comprenderebbe un sistema di accumulo di energia della batteria (BESS) da 20 MW/40 MWh a Parkes e un BESS da 25 MW/50 MWh a Panorama all’interno del sobborgo di Bathhurst. Un condensatore sincrono da 25 MVA e una nuovissima linea di trasmissione da 132 kV sono inoltre tra le scelte che potrebbero essere scelte come complementari alle tecniche della batteria.

All’interno delle pendici nord-occidentali, è stato proposto lo sviluppo di un BESS da 50 MW/50 MWh all’interno della località di Narrabri oltre a un altro BESS di potenza e capacità non specificate nella sottostazione di Gunnedah. Il piano di North West Slopes contiene inoltre alcuni aggiornamenti della trasmissione, che secondo Transgrid potrebbero essere eseguiti con interruzioni minime essendo applicati alle tensioni attuali.

In ogni caso, le batterie erano state scelte in parte per il loro potenziale di essere costruite e commissionate molto prima rispetto alle diverse proposte. Il BESS potrebbe essere in atto e operativo entro una linea temporale 2024-2025.

La sollecitazione aggressiva sta per iniziare

Sarà ora avviato un corso aggressivo di approvvigionamento da parte dell’operatore di trasmissione e saranno avviate le trattative industriali.

Il Narrabri BESS potrebbe presentare circa A $ 513 milioni (US $ 350,33 milioni) in vantaggi Internet e il BESS a Gunnedah circa A $ 496 milioni. Le 2 scelte BESS per Bathhurst, Orange e Parkes potrebbero presentare 3.221 milioni di dollari australiani e 3.202 milioni di dollari australiani in vantaggi Internet, in risposta a Transgrid.

L’annuncio arriva semplicemente dopo che l’Australian Energy Market Operator (AEMO) ha previsto che le batterie e diversi sistemi di accumulo di energia possono partecipare seriamente alla transizione del NEM verso l’energia a basse emissioni di carbonio nei prossimi anni.

Entro il 2050, poiché il carbone diminuisce di importanza e scompare completamente dalla fornitura di energia di carico di base al NEM, la capacità di rassodamento del mercato della mietitrebbia richiederebbe 46 GW/640 GWh di capacità di stoccaggio dispacciabile, ha affermato AEMO.

Questo è in grado di essere insieme a 7 GW di capacità idroelettrica non pompata corrente e alcuni 10 GW di tecnologia del carburante, in risposta alla tabella di marcia trentennale del Piano di sistema integrato (ISP) di AEMO per il NEM.

Il mercato energetico australiano è al momento in modalità disastrosa, con costi energetici eccessivi spinti dalla volatilità del valore del carburante e interruzioni di circa 3 GW di raccolti di carbone, anche se si ritiene che quest’ultimo scenario sia stato risolto. Ciò accade perché la nazione sperimenta alcuni dei suoi climi invernali più freddi per molti anni e per alcune settimane nell’ultimo mese AEMO ha sospeso temporaneamente le negoziazioni sul mercato spot nel NEM.

Lo scenario ha spinto richiede maggiori finanziamenti nelle energie rinnovabili e nello stoccaggio – e per una politica nazionale sugli obiettivi di stoccaggio dell’energia.

Come riportato dal Sydney Morning Herald giornale ultima settimana, ci sono inoltre considerazioni per una maggiore perforazione di combustibili fossili nell’area intorno a Narrabri.



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I parchi eolici offshore della California danneggeranno la vita sottomarina? Ecco cosa stanno scoprendo gli scienziati: le ultime novità in materia di energia solare | Energia pulita

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Swiss wind park ordered to scale back to protect birds


Punteggio di credito: Tara Duggan |

Cronaca di San Francisco |

1 luglio 2022 |

www.sfchronicle.com
~~

MORRO BAY, Contea di San Luis Obispo – Poiché i siti Web di 2 enormi parchi eolici devono essere affittati rapidamente al largo della costa della California, gli ambientalisti sono coinvolti indipendentemente dal fatto che il miglioramento delle energie rinnovabili possa coesistere con balene, uccelli marini e un’attività di pesca redditizia.

Questo è in parte ciò che gli scienziati che hanno trascorso 5 giorni sulla nave di analisi Fulmar l’ultima settimana stavano cercando. Sono partiti lungo la costa del Large Sur in una mattinata nebbiosa per raccogliere i suoni sottomarini di fanoni, focene, delfini e diversi mammiferi marini che decidono la residenza del regno.

La loro analisi fa parte di dozzine di ricerche eseguite in previsione dell’affitto di un sito Web di 376 miglia quadrate a circa 20 miglia al largo di Morro Bay per il miglioramento dell’energia eolica. Negli ultimi 12 mesi, l’amministrazione Biden e il governatore Gavin Newsom hanno accettato il posizionamento e una posizione più piccola al largo di Eureka (contea di Humboldt) che probabilmente sarà in vendita al pubblico alla fine di questi 12 mesi. I siti Web hanno il potenziale per fornire un minimo di 4,6 gigawatt di energia ogni 12 mesi, sufficienti per alimentare 1,6 milioni di proprietà. I compiti principali del loro genere sulla costa occidentale, corrispondono all’ambizione della California di ricavare tutta la sua energia da fonti prive di carbonio entro il 2045.

Ma alcune squadre di conservazione e pesca hanno comunque problemi per quanto riguarda le possibili sanzioni che potrebbero derivare dall’inserimento di decine di generatori galleggianti in un ambiente di acque profonde. L’Ufficio federale dell’amministrazione dell’energia oceanica, che è responsabile per l’energia offshore e il miglioramento dei minerali, sta valutando le aree per l’affitto. L’azienda sta finanziando numerose ricerche sulle potenziali implicazioni ambientali, finanziarie e culturali del miglioramento dell’energia eolica, insieme a come gli uccelli marini potrebbero essere danneggiati dai generatori, quanto i cavi elettrici potrebbero danneggiare il fondale marino e quale impressione per gli indigeni le tribù e il settore della pesca potrebbero benissimo esserlo.

Non appena i siti web saranno affittati, i piani di miglioramento proposti – unitamente ai dettagli sulla quantità e dimensione dei generatori – dovranno essere sottoposti a ulteriori cicli di pareri ambientali prima dell’inizio della costruzione, un percorso pluriennale di, ha ricordato John Romero, addetto alle relazioni pubbliche il Bureau of Ocean Energy Administration.

Tra gli obiettivi meteorologici locali della sua amministrazione, Biden mira a spedire 30 gigawatt di energia eolica offshore a livello nazionale entro il 2030. Sulla costa orientale, i parchi eolici offshore sono stati costruiti più vicino alla terraferma e perforati nel fondo del mare. In California, dovrebbero essere costruiti su piattaforme galleggianti legate al fondo dell’oceano.

“Grazie al modo migliore in cui la piattaforma continentale si trova lungo la nostra costa e al luogo in cui si trovano le risorse eoliche, questi saranno servizi galleggianti in acque profonde”, ha detto Ryan Walter, un professore di Cal Poly San Luis Obispo che ha svolto ricerche sul Morro Bay spazio per l’energia eolica per l’Ufficio di presidenza. “Questo ha le sue sfide personali.”

È noto che l’esperienza è già stata utilizzata dal settore petrolifero e della benzina e portata avanti in Europa, il luogo in cui i parchi eolici galleggianti si trovano in mare. Una sfida sono i cavi aggiuntivi che collegano i parchi eolici galleggianti al fondo dell’oceano, che potrebbero creare un pericolo di intrappolamento per le tartarughe marine o le balene.

Sulla Fulmar, una nave da analisi di 67 piedi gestita dalla Nationwide Oceanic and Atmospheric Administration, gli scienziati hanno utilizzato strumenti di registrazione acustica per rilevare e determinare specie di balene, focene e delfini, molti dei quali non si vedono in genere sul pavimento.

È stata anche un’opportunità per archiviare i visitatori dei trasporti e diversi esercizi umani prima della costruzione dei parchi eolici, ha detto Lindsey Peavey Reeves, uno scienziato con Nationwide Marine Sanctuary Basis che sta lavorando con NOAA. Balene, focene e delfini usano quella che viene definita ecolocalizzazione per spedire e ottenere suoni, servendo loro a scoprire il loro metodo per nutrire i terreni, serenare potenziali compagni e tenersi lontani dai predatori. Può intervenire l’inquinamento acustico di origine umana.

“Le nostre coste e porti stanno diventando sempre più affollati”, ha detto Reeves. “Morro Bay non fa eccezione.”

Gli scienziati hanno prima esaminato l’habitat della lontra marina, quindi hanno proseguito più al largo alla ricerca di fauna selvatica extra. Rapidamente, qualcuno ha notato le focene di Dall, le più veloci di tutte le specie di balene e delfini, che navigavano sulla scia della barca, e la forza lavoro si è precipitata a far cadere in acqua l’attrezzatura acustica collegata a una boa alla deriva.

“Le registrazioni extra che ottieni, più puoi iniziare ad analizzare le specie da parte”, ha detto Shannon Rankin, un biologo della pesca di analisi con NOAA.

La loro ricerca è solo una delle tante che cercano di portare alla luce come la coltivazione di energia offshore nelle acque della California possa influenzare la vita marina. Una ricerca stampata da Frontiers in Energy Analysis a giugno ha modellato come i generatori eolici offshore potrebbero ridurre la risalita, il metodo in cui l’acqua fredda e le vitamine vengono introdotte dalle profondità dai venti stagionali. I ricercatori hanno scoperto che la risalita vicino allo spazio eolico di Morro Bay potrebbe benissimo essere ridotta dal 10% al quindici%.

“È enorme”, ha detto Ken Bates, un pescatore Eureka e presidente della California Fishermen’s Resiliency Affiliation, un gruppo modellato in risposta al proposto miglioramento dell’energia eolica offshore che Bates ha sottolineato non dovrebbe essere contrario alle energie rinnovabili. “Il upwelling è ciò che guida la produzione principale in tutte queste zone di pesca della costa occidentale”.

Michael Stocker, direttore del gruppo no-profit Ocean Conservation Analysis di Lagunitas, pensa che molte più analisi debbano essere eseguite prima che le aree di energia eolica vengano affittate.

“Rilavoreremo l’habitat che è stato un metodo a causa dell’inizio del tempo organico”, ha affermato.

In 5 giorni sul Fulmar, gli scienziati hanno notato dozzine di megattere, insieme a specie extra sfuggenti, insieme a delfini balena settentrionale, che sono rari perché privi di una pinna dorsale e una sula piedirossi, un tropicale uccello marino.

“Per fortuna, la costa del Large Sur è comunque una parte davvero selvaggia del nostro litorale”, ha detto Reeves, e una, come molte delle profondità oceaniche, è poco esplorata. “In tutti i luoghi della terra e del mare il nostro ambiente sta cambiando. Quindi dobbiamo trovare un accordo su ciò che il nostro normale è vero ora. “



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