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Bando per idee di impresa innovative per contrastare i cambiamenti climatici

Giovedì, 30 Marzo 2017
Al programma possono accedere aspiranti imprenditori che vogliono sviluppare idee o progetti d'impresa per fornire soluzioni, prodotti o servizi a basso impatto ambientale e startup e imprese già operanti in questi stessi settori, alla ricerca di un supporto per lo sviluppo del proprio modello di business o di nuovi progetti.

Sostenere idee di impresa innovative per il contrasto ai cambiamenti climatici con contributi fino a 320 mila euro.

Questo l’obiettivo ..

 

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Una campagna di crowdfunding per ricostruire parte del parco di Pantelleria

Giovedì, 30 Marzo 2017
La raccolta fondi realizzata in collaborazione con la piattaforma PlanBee, ha lo scopo di ricostruire parte del patrimonio boschivo dell’isola di Pantelleria, andato distrutto lo scorso maggio a causa di un incendio doloso.

A Roma il 6 aprile prossimo il Comitato Parchi per Kyoto, insieme al Comune di Pantelleria, Legambiente, Federparchi - Europarc Italia, Kyoto Club, Marevivo e Dipartimento di Scienze Agrarie e Forestali dell’Università degli Studi di Palermo, presenterà la campagna di crowdfunding “10.000 alberi per Pantelleria. Per non dimenticare l’incendio 2016”.

La raccolta fondi realizzata in collaborazione con la piattaforma PlanBee, ha lo scopo di ricostruire parte del patrimonio boschivo dell’isola di Pantelleria, andato distrutto lo scorso maggio a causa di un incendio doloso che ha coinvolto oltre 600 ettari di vegetazione autoctona.

A seguito dell’accaduto, il Presidente della Repubblica Sergio Mattarella, con un decreto del 28 luglio 2016, ha istituito il "Parco di Pantelleria" oggi 24° Parco Nazionale e il 1° in Sicilia.

La presentazione avverrà alle ore 11:30 nel Barcone sul Tevere - Associazione Marevivo Lungotevere Arnaldo de Brescia. Sono previsti gli interventi di:

  • Barbara Degani, Sottosegretario Ministero dell’Ambiente
  • Salvatore Gino Gabriele, Sindaco di Pantelleria
  • Rossella Muroni, Presidente Nazionale di Legambiente
  • Giampiero Sammuri, Presidente di Federparchi - Europarc Italia
  • Catia Bastioli, Presidente di Kyoto Club
  • Antonio Ferro, Presidente del Comitato Parchi per Kyoto
  • Rosalba Giugni, Presidente di Marevivo
  • Giuseppe Barbera, Dipartimento Scienze Agrarie e Forestali Università degli Studi di Palermo.

Il programma (pdf)

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Bollette, da aprile aumento del 2,9% per l’elettricità e calo del 2,7% per il gas

Giovedì, 30 Marzo 2017
Per l’elettricità pesano gli effetti dei rialzi all’ingrosso di inizio anno per l’andamento dei collegati mercati europei e l’eccezionale ondata di freddo, mentre per il gas il calo è determinato dalla riduzione di diverse componenti, tra cui approvvigionamento e trasporto. Il resoconto dell'Autorità.

Nel secondo trimestre del 2017 per la famiglie ci sarà un moderato aumento della bolletta dell’elettricità e un calo per quella gas. Nello specifico dal prossimo 1° aprile per la famiglia-tipo la bolletta dell’elettricità registrerà una variazione del +2,9%, mentre per il gas la diminuzione sarà del 2,7%.

È quanto prevede l’aggiornamento delle condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela per il secondo trimestre 2017.

In particolare sull’andamento dell’elettricità - spiega l'Autority in un comunicato stampa -  pesano gli effetti dei rialzi di inizio d’anno nel mercato all’ingrosso, innescati dalle emergenze sui collegati mercati europei, specie quello francese, e dall’eccezionale ondata di freddo.

Nel dettaglio, per l’elettricità, la spesa (al lordo tasse) per la famiglia-tipo nell’anno scorrevole (compreso tra l’1 luglio  2016 e il 30 giugno 2017) sarà di 505,54 euro, con una variazione del +0,7% rispetto ai 12 mesi equivalenti dell’anno precedente (1 luglio 2015 – 30 giugno 2016), corrispondente ad un aumento di 3,7 euro. Per il gas la spesa della famiglia tipo nello stesso periodo sarà di circa 1.029 euro, con una variazione del -4,4% rispetto all’anno scorrevole, corrispondente a un risparmio di circa 47 euro.  
 
Nel secondo trimestre del 2017, l’andamento del prezzo dell’energia elettrica è principalmente determinato dall’aumento dei costi di approvvigionamento osservato in particolare nel primo trimestre dell’anno determinato, come detto, dagli eccezionali rialzi di inizio d’anno nel mercato all’ingrosso italiano (con le quotazioni del Prezzo Unico Nazionale di gennaio superiori di oltre il 55% rispetto a quelle dello stesso mese del 2016), innescati dagli andamenti degli omologhi mercati elettrici continentali collegati - specie quello francese con il perdurare degli aumenti legati al fermo di numerose centrali nucleari -, dall’eccezionale ondata di freddo e dall’aumento dei prezzi gas.

Fenomeni che hanno portato a quotazioni dell’energia elettrica nel primo trimestre molto più alte rispetto a quelle attese - continua a spiegare l'Autorità - con una differenza di costi di acquisto ora da recuperare, a cui si è associato anche un moderato aumento dei costi di dispacciamento (i costi sostenuti dal Gestore della rete Terna - per il mantenimento in equilibrio e in sicurezza  del sistema elettrico). Sono invece attesi in ribasso i costi di acquisto per il secondo trimestre dell’anno. 

I rialzi nell’approvvigionamento sono in parte compensati da una riduzione degli oneri generali di sistema, in particolare della componente A3 (la componente a copertura degli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili), riduzione possibile grazie al positivo andamento del relativo conto di cassa. Stabili tutte le altre componenti degli oneri generali.

Stabili per tutto l’anno anche le tariffe di rete, con il terzo ed ultimo ‘gradino’ della Riforma delle tariffe per i clienti domestici che vedrà l’applicazione a gennaio 2018.

Sempre nell’ambito della riforma, dal 1° aprile sarà possibile utilizzare a pieno anche la nuova leva ‘potenza’ ed individuare il livello più adatto e conveniente in base alle proprie esigenze: scatta infatti la riduzione dei costi richiesti ‘una tantum’ per effettuare il cambio di potenza, con la possibilità di scegliere tra un maggior numero di livelli (con ‘scatti’ di 0,5 kW per le fasce più popolate dell’utenza domestica, rispetto alla ‘storica’ granularità di 1,5 kW).
 
La diminuzione nel gas è legata alla riduzione di diverse componenti. La componente ‘materia prima’ registra un leggero calo, con quotazioni del gas nei mercati all’ingrosso attese in limitata diminuzione nel prossimo trimestre; in  riduzione poi la componente relativa al servizio di trasporto e leggermente anche quella a copertura delle attività connesse all’approvvigionamento. In marcata riduzione anche la componente a copertura del meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali (il sistema che ha favorito la riduzione dei prezzi all’ingrosso del gas), finalmente azzerata per la conclusione dello stesso meccanismo. Meccanismo previsto dalla riforma gas varata nel 2012 da questa Autorità, che ha consentito l’allineamento dei prezzi italiani a quelli europei, permettendo di intercettare subito i segnali di prezzo all’ingrosso e di trasferirli immediatamente ai consumatori finali.
 
Energia elettrica

Nel dettaglio, l’incremento per l’energia elettrica per la famiglia tipo è determinato principalmente da due elementi che vanno a definire l’aggiornamento finale, il primo è l’aumento dei costi di approvvigionamento della ‘materia energia’, che contribuisce per un +3,8% alla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo.

Incremento che al suo interno comprende la crescita dei costi di acquisto, +2,2% (determinata dalle necessità di recupero rispetto ai costi del I trimestre 2017, solo parzialmente bilanciato dalle attese di riduzione dei costi di acquisto nel II trimestre dell’anno) e il +1,6%  dei costi di dispacciamento (ugualmente determinato dalle necessità di recupero rispetto al I trimestre 2017 e dai costi stimati per il II trimestre).

Leggero rialzo (+0,1% sulla variazione complessiva per il cliente tipo), anche per la componente di commercializzazione e vendita per effetto dell’aggiornamento della componente DISPBT. Rialzi controbilanciati dal calo del -1,0%  della componente A3 degli oneri generali di sistema per i motivi sopra ricordati.

Si arriva così al +2,9% finale per la spesa complessiva del cliente tipo.
 
Gas naturale

Nel dettaglio, il calo per il gas è determinato dalla riduzione di diverse componenti. La componente relativa ai costi di approvvigionamento è in leggera contrazione, -0,1% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo, riflettendo le attese per un limitato ribasso delle quotazioni all’ingrosso nei mercati a termine in Italia e in Europa.

In consistente riduzione la componente relativa al servizio di trasporto (Qt), -1,2% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo, dovuta al calo della componente tariffaria QTFi a copertura dei costi di trasporto del gas dal PSV al punto di riconsegna, a seguito dell’azzeramento della componente tariffaria CRVOS a copertura degli oneri relativi al servizio di stoccaggio.

Infine in marcata riduzione la componente a copertura del meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali (il sistema cheha favorito la riduzione dei prezzi all’ingrosso del gas, CPR), -1,3% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo, a seguito del suo azzeramento per la conclusione dello stesso meccanismo, con fondi già sufficienti per la regolazione delle rimanenti partite economiche connesse con la sua cessazione.

Si arriva così al complessivo -2,7% per la  spesa del cliente tipo.

Per consultare l’aggiornamento trimestrale nel dettaglio e i grafici rispettano le novità introdotte dalla ‘bolletta 2.0’, alleghiamo il comunicato completo dell'Autorità in cui sono presente alcuni grafici.

Il Comunicato (pdf)

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Rinnovabili e reti sicure, in Australia si punta sui grandi impianti FV con accumuli

Giovedì, 30 Marzo 2017
Redazione QualEnergia.it
Annunciato quello che diventerà il più grande parco fotovoltaico con storage integrato del mondo: 330 MW e migliaia di batterie per un investimento di circa 1 mld di $ australiani. L’obiettivo è rendere il sistema elettrico più stabile e in grado di rinunciare al carbone.
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Non è la prima volta che l’Australia fa notizia per qualche progetto legato alla transizione energetica, che siano grandi impianti di generazione da fonte rinnovabile, mercati elettrici innovativi o batterie di accumulo.

Ora, come si apprende da vari siti internazionali, il paese è pronto a ospitare la centrale fotovoltaico con storage più grande del mondo.

Le informazioni diffuse finora fanno tutte capo a David Green, partner di Lyon Solar, società australiana di Lyon Group, specializzata nello sviluppo di parchi fotovoltaici utility-scale.

Il progetto Riverland Solar Storage, secondo le dichiarazioni rilasciate da Green, comprenderà quasi tre milioni e mezzo di moduli solari con una potenza complessiva installata di 330 MW, mentre le batterie per l'accumulo avranno una capacità totale pari a 100 MW/400 MWh.

La costruzione del mega impianto integrato dovrebbe partire nei prossimi mesi in South Australia. L’investimento ammonterà a circa 1 miliardo di $ australiani finanziato con fondi privati. Il progetto, ha precisato Green, si farà a prescindere dall’esito della gara appena lanciata dal governo di Adelaide per realizzare un super-sistema di accumulo da 100 MW.

Quest’ultimo rientra nel piano annunciato nei giorni scorsi dal premier locale, Jay Weatherill, che prevede investimenti per oltre 500 milioni di $ australiani destinati a incrementare la sicurezza delle forniture energetiche nei territori del sud.

Il piano, infatti, include la costruzione di una centrale a gas da 250 MW che, insieme allo storage, dovrà contribuire a stabilizzare la rete, bilanciare domanda-offerta e fronteggiare eventuali condizioni di emergenza, come i picchi di consumi estivi non coperti dall’output delle fonti rinnovabili.

Altre compagnie, oltre a Lyon Solar, hanno detto di essere interessate a partecipare alla gara: Carnegie, Zen Energy e anche Tesla, sempre più ingolosita dalle potenzialità del mercato australiano dello storage.

All’inizio di marzo, Elon Musk aveva affermato che il colosso statunitense potrebbe installare un sistema di accumulo da 100 MW con batterie Powerpack in soli cento giorni.

Non è esagerato definire “crisi energetica” quella che sta vivendo da diversi mesi a questa parte il South Australia, soprattutto da quando lo scorso anno ha chiuso definitivamente i battenti la centrale a carbone di Port Augusta, l’unica dello Stato. A chiudere è stata anche la centrale a carbone di Hazelwood nello Stato confinante di Victoria, da dove proveniva una parte dell’elettricità importata dal South Australia.

Il problema è che la produzione variabile dei parchi eolici e solari FV potrebbe non bastare in determinate circostanze: la rete, per essere stabile, ha bisogno di un’adeguata riserva di backup, ecco perché si stanno pianificando tutti questi investimenti nell’accumulo elettrochimico, nella generazione distribuita e nella nuova centrale a gas.

Lyon Group è già impegnata in un secondo grande progetto di FV con accumulo nell’Australia meridionale, Kingfisher Solar Storage (120 MW solari e 200 MWh di capacità di storage) la cui realizzazione è data per imminente.

Nel complesso, il programma del gruppo prevede di sviluppare in tutta l’Australia 1,7 GW di grandi parchi fotovoltaici con 1 GW di storage entro il 2020.

Non c’è solo l’Australia nella corsa per installare tecnologie di storage a livello di rete: di recente abbiamo visto quanti sforzi stia facendo la California per potenziare il sistema elettrico con rinnovabili e accumuli, mostrando chiaramente che le tecnologie pulite sono sempre più competitive rispetto alla stessa generazione convenzionale a gas-carbone.

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SolarWorld AG drives focusing on high power technology in 2017

Giovedì, 30 Marzo 2017
News dalle Aziende
In Bonn SolarWorld AG presented its Annual Group Report 2016 and confirmed its preliminary financial figures for the last year as well as its forecast for 2017.

During a press conference on financial statements in Bonn, Germany, SolarWorld AG presented its Annual Group Report 2016 and confirmed its preliminary financial figures for the last year as well as its forecast for 2017.

“There has been no shortage of challenges in the international solar business - stated Frank Asbeck, CEO of SolarWorld AG - The second half of 2016 was influenced by market turbulences and increased dumping. This development clearly left its mark on our company, too. To strengthen our leading technology position and to improve our cost structure decisively we are going to focus our activities entirely on monocrystalline high-efficiency products with the PERC concept.”

In the course of the focusing process, SolarWorld has begun to bundle its German production activities: crystal growing and cell manufacturing will take place at Arnstadt, in Thuringia, while SolarWorlds’ site in Freiberg, Saxony, will concentrate on wafer and module production.

This year, SolarWorld will respectively shut down and relocate the smaller production facilities for modules in Arnstadt and for cells in Freiberg.  

“2017 is a year of transition. It is key to implement focusing measures quickly and well. 2017 will also be a year of further investments into the future of our company. We will mainly invest into diamond wire saws in our wafer production and into the further expansion of PERC capacities,” said Asbeck.

With regard to his expectations of the future development of SolarWorlds’ business, SolarWold's CEO said: “Groupwide shipments are expected to rise in the current year. We expect that the price pressure on the solar market will continue. In 2017, consolidated revenue should be at about previous year’s level. We will improve earnings before interest and taxes (EBIT), but it will still be negative. By 2019, we want to be operatively in the black again and remain there.”
 
To read the complete Annual Group Report of SolarWorld AG click here

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Climatizzazione, i dati sul mercato italiano nel 2016

Giovedì, 30 Marzo 2017
Redazione QualEnergia.it
Incentivi e clima nel 2016 hanno spinto la domanda di sistemi di climatizzazione, che segnano un +28% del fatturato. Qualche dato di mercato su climatizzatori monoblocco, monosplit e multisplit, sistemi VRF, roof top, unità di trattamento aria, gruppi frigoriferi, pompe di calore, unità terminali e aerotermi.

Cresce sensibilmente il mercato dei prodotti per la climatizzazione: con un +28% sull’anno precedente, nel 2016 ha raggiunto il valore di 1.384.028.000 euro.

Merito soprattutto di ...

 

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Una strategia per sfruttare al meglio solare ed eolico in Africa

Giovedì, 30 Marzo 2017
Alessandro Codegoni
Secondo uno studio del Lawrence Berkeley National Laboratory la soluzione entro il 2030 è, oltre che nella scelta dei siti più adatti in termini di risorse, quella di individuare il sito in modo da interconnettere il più possibile le reti esistenti delle nazioni africane. Vediamo come.
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Come si ripete spesso l’Africa ha saltato la fase della telefonia fissa, per entrare direttamente in quella basata sui reti cellulari, molto più flessibile, economica e adatta al suo vasto territorio a bassa densità di popolazione e basso reddito, largamente privo di infrastrutture.

La stessa cosa potrebbe adesso avvenire per i sistemi energetici, dove l’incrocio fra energie rinnovabili ricavabili localmente e sistemi di accumulo, potrebbe garantire l’accesso all’elettricità nelle vaste aree dove questa non arriva o è fornita irregolarmente.

In questo modo potrebbero finalmente accendere una lampadina o conservare i cibi in frigorifero molti degli oltre 600 milioni di africani che ancora non possono farlo.

Ma visto che entro il 2030 l’Africa avrà comunque bisogno del triplo dell’attuale produzione elettrica, per accompagnare la sua economia e popolazione urbana in rapida crescita, sarà fondamentale trovare fin da subito il modo di integrare energie sostenibili come il solare e l’eolico nella fornitura delle reti africane esistenti, magari in modo più ordinato e razionale di quanto sia accaduto nelle nazioni pioniere europee, così che queste fonti siano anche immediatamente competitive con quelle tradizionali.

Spiega come si potrebbe fare uno studio, "Strategic siting and regional grid interconnections key to low-carbon futures in African countries" (vedi allegato in basso), realizzato dal Lawrence Berkeley National Laboratory, del Dipartimento dell’Energia Usa, e pubblicato sul Proceedings of the National Academy of Sciences (PNAS).

Come già fa capire il titolo, la chiave della strategia che dovrebbe seguire l’Africa nello sviluppare un sistema di centrali a sole e vento per la rete, è individuare i siti strategici più adatti per la loro installazione. “Bella scoperta”, verrebbe da dire, ma il punto è che nella situazione africana la scelta non è così semplice e scontata.

«Normalmente gli sviluppatori dei progetti a rinnovabili scelgono per l’installazione i siti più dotati della risorsa, ma non è sempre detto che questa in Africa sia la scelta migliore», spiega  Ranjit Deshmukh, primo firmatario dell’articolo.

«Molto spesso – aggiunge - è meglio individuare luoghi, magari meno dotati, ma più vicini alle reti di trasmissione esistenti o alle città, così da evitare i costi e il rischio di dover costruire e far funzionare le linee di trasmissione su enormi distanze e in territori difficili».

Inoltre è anche importante che la curva di produzione solare o eolica del sito scelto, corrisponda il più possibile a quella della domanda dell’area che andrà a servire, così da evitare eccessivi sprechi.

«Con tutte queste variabili è difficile a priori individuare l’area che offre il giusto compromesso, ma il nostro strumento aiuterà chi dovrà prendere queste decisioni in Africa, così come in India, a scegliere i siti migliori».

Lo strumento a cui si riferisce Deshmukh si chiama Mapre (Multicriteria Analysis for Planning Renewable Energy), un sistema informatico realizzato dai Berkeley Laboratory con l’International Renewable Energy Agency, che crea mappe indicanti i luoghi più adatti per lo sviluppo delle rinnovabili, incrociando, appunto, i dati sulla produttività del luogo, con la distanza dalle reti, la densità di popolazione, i consumi, il costo locale del denaro, la facilità dei trasporti, eccetera.

Ciò permette di ricavare mappe che indicano i luoghi migliori per l’installazione: ma come fare a sopperire all’intermittenza di sole e vento?

Per questo Deshmukh e colleghi non propongono avveniristici, e ancora costosi, sistemi di accumulo dell’energia, ma una soluzione “all’europea”: interconnettere il più possibile le reti delle nazioni africane, così da poter spostare l’elettricità da una zona all’altra, sopperendo con l’eccesso di una alla carenza dell’altra.

Nello studio su PNAS sono state considerate in dettaglio due aree di interscambio elettrico già esistenti, la Southern African Power Pool, e la Eastern Africa Power Pool: sviluppando centrali elettriche eoliche e solari, e interconnettendo ancora di più queste nazioni, secondo Deshmukh e colleghi, esiste la possibilità teorica di produrre molte volte più elettricità dei 1000 TWh che queste due aree richiederanno nel 2030.

Il solo Sud Africa, per esempio, ha un potenziale eolico di quasi 3.000 TWh annui, mentre la Libia, fra fotovoltaico e solare termodinamico arriva a 14.000 TWh annui.

«Ma limitandosi a ipotesi realistiche entro il 2030 e seguendo il criterio del “niente rimpianti”, cioè con installazioni a basso costo, basso impatto ambientale e facilmente accessibili, stimiamo che il vento potrebbe fornire circa il 10% dell’energia richiesta in quelle due aree e il sole un altro 20-30%, con risparmi, per il solo eolico, che variano fra il 6 e il 20% rispetto al produrre quell’elettricità con combustibili fossili».

In particolare, nella rete dell’Africa Meridionale, Tanzania, Zimbabwe, Botswana e Lesotho potrebbero ottenere dal solare “senza rimpianti”, il 30% o più della loro elettricità entro il 2030 (la Tanzania avrebbe addirittura un surplus di 20 TWh da esportare).

Ciò perché queste nazioni hanno luoghi adatti vicini agli snodi delle reti elettriche. Nella rete dell’Africa Orientale, invece, in quella situazione ottimale si troverebbero già Etiopia, Sudan e Uganda.

Altre nazioni, apparentemente molto adatte allo sviluppo del solare, come Congo, Zambia, Angola, Sud Africa, Egitto, Kenya e Libia, dovrebbero invece accontentarsi di coperture minori con il solare rispetto ai propri consumi, a causa della distanza fra le linee elettriche e alcuni dei luoghi più adatti per la produzione, a meno che questi paesi non decidano di investire in grandi infrastrutture elettriche di trasmissione.

Il seguente documento è riservato agli abbonati a QualEnergia.it PRO:   

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Diagnosi energetiche nelle PMI, bando da 2,3 mln di euro in Emilia Romagna

Giovedì, 30 Marzo 2017
Dal 10 aprile fino al 30 giugno 2017 le Pmi emiliano-romagnole potranno accedere alle risorse stanziate dalla Regione e cofinanziate dal Ministero dello Sviluppo economico.

Ammontano a 2 milioni e 288 mila euro le risorse che la Regione Emilia Romagna mette a disposizione delle piccole e medie imprese che realizzino diagnosi energetiche o adottino sistemi di gestione dell’energia.

Dal ...

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Bonifica amianto, posticipata la scadenza del bando per gli edifici pubblici

Giovedì, 30 Marzo 2017
Prorogato di 30 giorni il termine per l'invio delle domande di finanziamento per la bonifica degli edifici pubblici dall'amianto, l'invio potrà avvenire esclusivamente attraverso l'applicativo presente sul sito del Ministero dell'Ambiente.

Prorogato di 30 giorni il termine ultimo per inviare le candidature per accedere al finanziamento della progettazione preliminare e definitiva di interventi di bonifica di edifici pubblici contaminati da amianto, riservato agli enti di cui all’art. 1, comma 2, del decreto legislativo 30 marzo 2001.

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Efficientamento illuminazione pubblica, un documento di consultazione Consip

Giovedì, 30 Marzo 2017
Consip apre una consultazione in vista della pubblicazione di un bando per l'efficientamento energetico degli impianti di illuminazione pubblica e l’affidamento dei servizi relativi agli impianti di proprietà delle PA. Contributi entro il 28 aprile.

In vista della pubblicazione di un bando per l’efficientamento energetico degli impianti di illuminazione pubblica, Consip Spa, centrale acquisti della pubblica amministrazione italiana, ha pubblicato il 28 marzo scorso un documento di consultazione, per ricevere, da parte dei soggetti interessati, osservazioni e suggerimenti per una più compiuta conoscenza del mercato.

I contributi potranno essere inviati entro ...

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