Cogenerazione ed efficienza energetica:
panoramica e prospettive future .
Rimini Fiera
11 novembre 2016
Convegno di formazione specialistica e best practice
Sistemi cogenerativi per l’efficienza
Giovanni Puglisi – ENEA
Introduzione
Definizioni
Tipologie impiantistiche
Potenziale attuale
Scenari di sviluppo
Tecnologie complementari
Casi studio
Indice
Direttiva 2012/27/UE (D.lgs 102714)
«teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti», un sistema di teleriscaldamento o teleraffreddamento che usa per almeno il 50 % energia rinnovabile, il 50 % calore di scarto, il 50 % una combinazione di entrambe o il 75 % calore cogenerato.
… la cogenerazione ad alto rendimento e il teleriscaldamento e teleraffreddamento presentano significative possibilità di risparmio di energia primaria.
… è opportuno che gli Stati membri effettuino una valutazione globale del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento e del teleriscaldamento e teleraffreddamento
“Valutazione del potenziale nazionale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento e del teleriscaldamento efficiente” (GSE, dicembre 2015)
Introduzione
Definizione di cogenerazione:
produzione combinata di energia meccanica/elettrica e termica (calore) in uno
stesso impianto (Combined Heat and Power, CHP)
Secondo la normativa vigente (dlgs 20/2007, recepimento della direttiva
europea 2004/8/CE) si definisce:
REALIZZARE
Definizione
“unità di microcogenerzione” una unità con
capacità di generazione massima inferiore a
50 kW elettrici
“unità di piccola cogenerazione” una unità
con capacità di generazione massima inferiore
a 1 MW elettrici
REALIZZARE
Definizione
Tipologia impianti
In generale un impianto CHP è costituito da:
• motore primo
• generatore elettrico
• recuperatori di calore.
Le tecnologie più comuni di motori primi sono:
Motori alternativi a combustione interna (MCI)
Impianti a vapore
Impianti turbogas
Impianti combinati
Ciascuna tecnologia si differenzia dalle altre in termini di:
o efficienza elettrica
o efficienza termica e tipo di calore producibile (servizi, acqua,
vapore)
o modulabilità nell’inseguimento dei carichi
o costi iniziali di impianti e vita operativa
o combustibili richiesti
o vincoli di accettabilità (emissioni, rumore, ingombri)
Tipologia impianti
Utenze privilegiate: domanda di energia termica ed elettrica “costante” nel tempo Il calore può essere utilizzato sotto forma di vapore o di acqua calda/surriscaldata o di aria calda, sia per processi industriali o in ambito civile per riscaldamento raffreddamento L’energia elettrica autoconsumata o immessa in rete (surplus)
Principali vantaggi
• Minori consumo di energia primaria
(rendimenti superiori all'80%)
• Minori emissioni di gas serra e altre
sostanze inquinanti
• Migliore continuità di servizio
(funzionamento in isola)
• Riduzione delle perdite di trasmissione
(normalmente gli impianti sono disposti nelle
vicinanze delle utenze).
Vantaggi e vincoli
Vincoli (convenienza energetica e/o economica):
• Presenza e vicinanza dell’utenza termica (riduzione delle perdite della rete di
distribuzione di calore);
• Contemporaneità delle utenze.
Motori a Combustione Interna (MCI)
Motore a ciclo Otto o Diesel Alimentazione: benzina, gasolio, gas, alcol, olio combustibile, policombustibile Recuperi termici:
• Gas di scarico (30-35% del calore liberato dal
combustibilecon temperatura di 400-500°C)
• Acqua di raffreddamento (temperatura inferiore ai 100°C, 10-20% del calore liberato dal combustibile)
• Olio lubrificante (rappresenta il 4-7% del totale, disponibile ad una
temperatura compresa tra i 75°C e i 90°C
• Recupero da intercooler (permette un recupero di energia dell'ordine
del 4-7%)
Impianti a vapore Tipologie più diffuse: a contropressione (a): è presente un degasatore per adattare il vapore alle
esigenze dell’utenza a condensazione ed estrazione di vapore (b): la turbina è sostanzialmente
divisa in due parti, un corpo ad alta pressione, ove si espande tutto il vapore prodotto, ed uno a bassa pressione dove avviene l’espansione del vapore che eccede quello richiesto dalla utenza.
In assetto cogenerativo si recupera il calore dal condensatore.
(a)
(b)
Impianti turbogas
Turbine a gas con rigenerazione:
uno scambiatore di calore posto in
uscita dalla turbina provvede a
preriscaldare i gas compressi prima
dell’immissione in camera di
combustione.
Alimentazione: gas naturale, oli
combustibili o anche altri
combustibili gassosi e liquidi.
In assetto cogenerativo viene
recuperato il calore dei fumi
esausti.
Impianti a ciclo combinato
Nell’impianto a vapore la caldaia è del tipo a recupero ed è alimentata dai fumi della turbina a gas. L’energia elettrica è prodotta dalla turbina a gas e da quella a vapore. Il calore è recuperato dai fumi al camino e dalla turbina a gas.
Caratteristiche impianti
Range potenza
[MW] Combustibile ηIprinc.
[%] ηELE [%] Vita utile
MCI 0,01÷5 Gas naturale,
benzina,gasolio,biogas 70÷90 25÷50 80000 [h]
Impianti a
vapore 0,5÷100 Qualsiasi tipo 80÷85 20÷35 20÷35 anni
Impianti
turbogas 0,03÷100
Gas naturale,
benzina,gasolio,biogas 60÷85 25÷40 15÷20 anni
Impianti a
ciclo
combinato
4÷100 Gas naturale,
benzina,gasolio,biogas 70÷90 45÷55 15÷25 anni
Principali caratteristiche delle tecnologie più usate
Vantaggi Svantaggi
MCI
Ampia disponibilità di taglie
Buona risposta ai cambiamenti di
carico
Possibilità di frequenti arresti e riavvii
Calore disponibile a più livelli di
temperatura
Semplicità di installazione
Rumorosità e vibrazioni
Richiesta di combustibili pregiati
La percentuale maggiore di calore
fornito è di basso pregio
Impianti a vapore
Possibilità di impiego di combustibili
di basso pregio
Calore sotto forma di vapore a vari
livelli di pressione e temperatura
Lungo ciclo di vita
Buona flessibilità
Gli spillamenti o la maggiore
temperatura di fine ciclo peggiorano
il rendimento
Risposta lenta alle variazioni di carico
Ingombri elevati
Necessità di calore ad alta entalpia
Impianti turbogas
Basso costo iniziale
Rapidità di accensione e di risposta
alle variazioni di carico
Facilità d'installazione
Energia termica disponibile ad alta
temperatura
Richiesta di combustibili pregiati
Revisioni programmate delle turbine
Necessità di personale specializzato
Impossibilità di frequenti arresti e
avvii
Impianti a ciclo combinato
Elevata efficienza elettrica Richiesta di combustibili pregiati
Revisioni programmate delle turbine
Necessità di personale specializzato
Impossibilità di frequenti arresti e
avvii
Caratteristiche impianti
Motore a combustione esterna, in cui il fluido termodinamico (elio, azoto, aria) è riscaldato da una sorgente esterna ed evolve in un ciclo chiuso.
Rendimento complessivo: 90%
VANTAGGI:
• Bassa manutenzione
• Rumorosità ridotta
• Basse vibrazioni e manutenzione
SVANTAGGI:
• Costo elevato
• Dimensioni rilevanti
Motore Stirling
Funzionano come le turbine a vapore, con la differenza che il vapore è sostituito da un fluido organico.
Rendimenti:
elettrico 18%,
termico 80%
VANTAGGI:
• Alta efficienza
• Lunga durata
• Affidabilità
SVANTAGGI:
• Costo elevato
Impianti a ciclo Rankine con fluido organico (ORC)
VANTAGGI:
• funzionamento con diversi tipi di combustibile
• emissioni azzerate o comunque ridotte, in caso di utilizzo di idrogeno
• alti rendimenti anche per i piccoli impianti
• silenziosità e assenza di vibrazioni
SVANTAGGI:
• tecnologia ancora a livello pre-commerciale
• costo elevato d'investimento
Celle a combustibile
Trasformano energia chimica direttamente in energia elettrica e calore, senza passare attraverso processi di combustione e senza utilizzare energia meccanica, grazie ad una reazione chimica.
Si tratta di macchine che presentano valori di rendimento elettrico compresi
tipicamente tra il 22% e il 32%, e rendimenti complessivi (elettrico + termico)
nell’ordine dell’85-90%.
I microcogeneratori domestici possono svolgere le funzioni normalmente
affidate alla caldaia (acqua calda sanitaria e riscaldamento), producendo al
contempo energia elettrica per soddisfare in tutto o in parte le necessità di
autoconsumo o “cederla” alla rete.
Microcogenerazione
La trigenerazione è un efficiente sistema di produzione combinata di elettricità,
calore e freddo da un unico impianto.
Rispetto alla sola produzione di calore ed elettricità, la trigenerazione consente
di sfruttare pienamente le potenzialità dell’impianto anche in estate, quando
viene meno l’esigenza di riscaldamento.
Trigenerazione
Le utenze più interessanti e con le
maggiori possibilità di applicazione
ricadono soprattutto nel settore
terziario. Ad esempio:
• Uffici
• Ospedali
• Università
• Centri polisportivi
Nel settore residenziale, la
trigenerazione è attualmente
realizzabile soltanto in edifici di
medie-grandi dimensioni.
Con un impianto di trigenerazione aumentano fortemente le ore di funzionamento del cogeneratore; questo è un fattore fondamentale, poiché consente di ridurre in maniera significativa i tempi di ammortamento dell’impianto.
Trigenerazione
Sono macchine funzionanti con cicli inversi a vapore, in cui, a differenza delle macchine a compressione non necessitano di un organo elettrico per la fase di compressione, ma di energia termica.
Nella macchina ad assorbimento opera una miscela di due fluidi: un fluido frigorigeno a più elevata tensione di vapore (soluto) ed un fluido assorbente a minore tensione di vapore (solvente). Le due coppie di fluidi comunemente utilizzate sono: NH₃-H₂O per temperature di evaporazione inferiori a 0°C e H₂O-LiBr per temperature di evaporazione superiori a 0°C
Fondamentalmente la macchina è composta di quattro componenti, generatore, condensatore, evaporatore e assorbitore.
Macchine frigorifere ad assorbimento
Possono essere di due tipologie: • a singolo effetto: sono
alimentate con fluido (acqua) a temperatura di circa 90°C e hanno COP 0,6-0,8;
• a doppio effetto: il fluido di alimentazione ha temperature più alte >180°C e raggiungono COP più elevati: 1-1,2.
Possono essere abbinate a varie tipologia di sistema di distribuzione: unità trattamento aria, fan coil, pannelli radianti, etc..
condenser
evaporator
Qcold
removed heat
chilled water
T=7-12 C
Q1reject / rejected heat
T = 35-30 C
expansion
Valve
generator
absorber
Hot water / 88-80 C
Qheat / driving heat
Q2reject / rejected heat
T = 35-30 C
p = 0.008 bar
p = 0.1 bar
Macchine frigorifere ad assorbimento
Cogenerazione ad alto rendimento (CAR)
Rendimento globale
FUNITA’: energia del combustibile consumata dall’unità di cogenerazione durante il periodo di rendicontazione;
EUNITA’: energia elettrica prodotta dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di rendicontazione;
HCHP: calore utile prodotto dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di rendicontazione.
Tipo di impianto Rendimento limite
Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore 80%
Turbina a vapore a contropressione 75%
Turbina di condensazione con estrazione di vapore 80%
Turbina a gas con recupero di calore 75%
Motore a combustione interna 75%
Microturbina 75%
Motori Stirling 75%
Cogenerazione ad alto rendimento (CAR)
Risparmio di energia primaria o Primary Energy Savings (PES)
ηth,CHP è il rendimento termico della produzione mediante cogenerazione, definito come la quantità annua di calore utile divisa per l’energia contenuta nell’intero combustibile di alimentazione impiegato per produrre sia il calore utile che l’energia elettrica da cogenerazione;
ηth,s è il valore di rendimento di riferimento della produzione separata di calore; ηel,CHP è il rendimento elettrico della produzione mediante cogenerazione, definito come energia
elettrica annua da cogenerazione divisa l’energia contenuta nell’intero combustibile di alimentazione impiegato per produrre sia il calore utile che l’energia elettrica da cogenerazione;
ηel,s è il valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica
Taglia unità PES
> 1 MWe ≥ 10%
Piccola cogenerazione (>50 kWe, ≤ 1MWe) >0
Micro cogenerazione (≤ 50 kWe) >0
Produzione da cogenerazione
56,0 71%
12,8 16%
10,4 13%
Ripartizione produzione termoelettrica [GW]
solo elettrico
CAR
CHP no CAR
56,0 44%
23,2 18%
22,3 17%
26,8 21%
Ripartizione potenza elettrica complessiva [GW]
termoelettrico
termoelettricocogenerazione
idroelettrico
Produzione en. elettrica da impianti cogenerativi (TWh) e ripartizione per fonte primaria (2013) – Fonte GSE - Eurostat
Produzione da cogenerazione
Produzione energia elettrica da cogenerazione (TWh) e ripartizione per fonte primaria (2013) – Fonte GSE - Eurostat
Produzione calore utile da impianti cogenerativi (TWh) e ripartizione per fonte primaria (2013) – Fonte GSE - Eurostat
Produzione da cogenerazione
Le tecnologie di cogenerazione sono definite dalla Direttiva 2012/27/UE: a) Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore (C.C.) b) Turbina a vapore a contropressione (T.V.Cp.) c) Turbina di condensazione a estrazione di vapore (T.V.Cd.) d) Turbina a gas con recupero di calore (T.G.) e) Motore a combustione interna (M.C.I.) f) Microturbine, Motori Stirling, Pile a combustibile, Motori a vapore, Cicli Rankine a fluido organico (ORC), altri tipo di tecnologia o combinazione (Altro)
Unità CHP (tot=1025) – Fonte GSE Potenza impianti CHP (tot=13 GW) - Fonte GSE
Cogenerazione ad Alto Rendimento
Ripartizione calore prodotto da CAR – Fonte GSE
Fonti primarie impianti CAR (2013) – Fonte GSE
Potenziali applicazioni
Settore industriale La CHP è una tecnologia consolidata, soprattutto in alcuni settori: • cartiere • industrie legate alla raffinazione del petrolio • industrie chimiche
Settori con maggiori margini di crescita: • alimentare • tessile
Potenziali applicazioni
Settore civile È meno diffusa per • ostacoli burocratici • vincoli economici: maggior incidenza dei costi iniziali, variabilità del carico e
contemporaneità della domanda. Risulta molto conveniente per particolari applicazioni: • Ospedali • piscine e centri sportivi, • centri commerciali • case di cura Possibile sviluppo futuro: teleriscaldamento e "generazione distribuita" (piccole macchine localizzate presso l'utenza elettrica e termica, piccola cogenerazione e micro cogenerazione).
Rete energetica
L’insieme dei due sottosistemi elettrici e termici a servizio di un agglomerato urbano al quale possono essere connessi sistemi di poligenerazione distribuita di piccola taglia, combinando fonti rinnovabili elettriche (FV, piccolo eolico) e termiche (collettori solari) con tecnologie per la cogenerazione diffusa.
Teleriscaldamento\teleraffrescamento
Letteralmente “riscaldamento a distanza”, consiste essenzialmente nella “distribuzione di energia termica in forma di vapore, acqua calda o liquidi refrigerati, da una o più fonti di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite una rete, per il riscaldamento o il raffreddamento di spazi, per processi di lavorazione e per la fornitura di acqua calda sanitaria” (D. Lgs 28 del 30-3-11).
Scenari: reti energetiche e teleriscaldamento
Fonte: Annuario AIRU 2015
Risparmio di energia primaria – anno 2014
Risparmio di CO2 – anno 2014
- 25%
- 29%
Scenari: teleriscaldamento
Fonte: Annuario AIRU 2015
Scenari: teleriscaldamento
Tasso crescita annuo: 7,3%
Cogenerazione: >50%
Incentivi CAR
Direttiva 2012/27/UE: “… sostegno alla cogenerazione sia subordinato alla condizione che l’energia elettrica prodotta provenga da CAR e che il calore di scarto sia effettivamente usato per realizzare risparmi di energia primaria” 1. priorità di dispacciamento dell’energia elettrica (rispetto a quella prodotta
da fonti convenzionali); 2. esonero dall’obbligo di acquisto dei Certificati Verdi 3. la possibilità per gli impianti di cogenerazione abbinata al
teleriscaldamento di accedere, solo transitoriamente e a determinate condizioni, ai Certificati ;
4. agevolazioni fiscali sull’accisa sul gas metano utilizzato da CHP; 5. servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti
CAR con potenza nominale fino a 200 kW; 6. Titoli di Efficienza Energetica; 7. condizioni tecnico-economiche semplificate per la connessione alla rete
elettrica; 8. maggiorazione della tariffa per impianti alimentati a Fonti Energetiche
Rinnovabili (premio FER).
Fattori che hanno accresciuto l’interesse
• liberalizzazione del mercato
• difficoltà di costruire nuovi impianti (grandi
taglie)
• servizio di distribuzione più flessibile ed
affidabile
• sicurezza energetica
Scenari: generazione distribuita
Benefici attesi
• energetici: minore trasporto dell'energia e una minore dispersione
nella rete distributiva (carichi elettrici e termici vicino luogo di
produzione)
• gestionali: I sistemi ICT limitano gli effetti negativi dovuti allo
sbilanciamento delle fonti non programmabili.;
• sicurezza: riduzione delle inefficienze (specialmente ai carichi
parziali);
• ambientali: minore impatto ambientale
Approccio stazionario
Non vengono analizzati i comportamenti del sistema impiantistico al di fuori delle condizioni di progetto, cioè delle condizioni di picco.
Rischio: sovradimensionamento dell’impianto! Approccio dinamico
Possibilità di valutare l’interazione edificio-impianto al variare di: • condizioni climatiche • comportamento degli occupanti • carico termico ed elettrico dell’edificio • modalità di gestione degli impianti • disponibilità e costo delle fonti energetiche • vincoli tariffari e/o normativi • integrazione di più tecnologie (progettazione
integrata)
Tecnologie complementari: progettazione dinamica
Carico di picco
Metodo stazionario
Tecnologie complementari: progettazione dinamica
Profilo orario
di carico
Metodo dinamico
Tecnologie complementari: progettazione dinamica
Efficienza di sistema
• Migliore dimensionamento
• Maggiore efficienza
Tecnologie complementari: progettazione dinamica
Esempio Confronto fra le prestazioni energetiche calcolate con metodo statico e metodo dinamico
Differenza con m. statico: 0,01% Differenza con m. dinamico: 12,5% Cause: • Differenti temperature orarie giornaliere • Differente irraggiamento Stessa fascia climatica!
Località EPCI met. Statico (kWh/(m².anno))
EPCI met. Dinamico kWh/(m².anno))
CATANIA 10.1 24.7
PALERMO 10.2 21.6
Tecnologie complementari: progettazione dinamica
È uno strumento fondamentale per aumentare l’efficienza nella gestione degli impianti e va previsto in fase di progetto.
Tecnologie complementari: monitoraggio
… la lettura degli strumenti va fatta sempre in modo critico !
Caso studio: rete TLR
Tipologia rete: Magliata/ramificata ad alimentazione diretta; Lunghezza rete: 1993 m su doppia tubazione; T di esercizio rete: 75°C Mandata in inverno; 50 °C Mandata in estate; Utenze servite dalla rete: 30 stabili residenziali; La palazzina uffici del gestore è servita direttamente dalla centrale termica. Volumetria totale: 80000 m3.
Tipologia: rete di quartiere (CHP con MCI)
Ubicazione rete: Torino sud.
Caso studio: rete TLR
• Cogeneratore a GN con ICE DEUTZ TCG 2020K da 970 kWel + 1160 kWth;
• Caldaia ausiliaria a gas VIESSMANN Vitocrossal 300 CR3 a condensazione da 895 kWth;
• Due caldaie ausiliarie a gas VIESSMANN Vitomax 200 M241 da 2600 kWth ciascuna (integrazione);
• Gruppo frigorifero ad assorbimento BROAD BDH20 da 195 kWc e 260 kWth;
• Gruppo frigorifero a compressione TRANE RTWB 214 da 435 kWc e 100 kWel .
Caratteristiche • piattaforma:
Matlab-Simulink • time step: 10 minuti • Metodo integrativo
a passo fisso
Schema reale Centrale Termica e rete TLR Modello simulazione
Caso studio: rete TLR
Caso studio: rete TLR
Sistema di monitoraggio (remoto)
• Istallazione non invasiva
• strumenti di misura in centrale termica collegati via cavo al datalogger centrale;
• misuratori di energia termica nei piè di stabile lungo la rete, collegati via onde radio al datalogger centrale.
Caso studio: rete TLR
Confronto modello – dati reali: profili di potenza termica, temperatura mandata e ritorno cogeneratore
Logica di accensione CHP
acceso dalle 7:00 alle 22:00 dal lunedì al sabato
spento dalle 22:00 alle 7:00 dal lunedì al sabato e la domenica
Profilo di carico elettrico CHP
dalle 7:00 alle 13:00 850 kW
dalle 13:00 alle 18:00 750 kW
dalle 18:00 alle 22:00 700 kW
Configurazioni Centrale Termica attuale
Logica di accensione Caldaie integrazione
Caldaia a condensazione T mandata rete < 75 °C accesa
T mandata rete > 77 °C spenta
Caldaie tradizionali T mandata rete < 72 °C accesa
T mandata rete > 77 °C spenta
Caso studio: rete TLR
Confronto energetico gestione a gradini (elettrica) – gestione ad inseguimento termico
Cogeneratore
[kWh] Caldaia a
cond. [kWh] Caldaia trad.
[kWh] Totale [kWh]
Attuale 304.086 (29%) 744.433 1.048.519
Scenario hp 832.047 (79%) 222.014 310 1.054.371 (+0,5%)
Produzione di energia termica dei componenti della centrale termica
Cogeneratore
[kWh]
Caldaia a cond. [kWh]
Caldaia trad. [kWh]
Totale [kWh]
Attuale 773.558 820.313 1.593.872
Scenario hp 1.719.535 238.724 345 1.958.604 (+ 23%)
Richiesta di energia primaria dei componenti della centrale termica
Energia elettrica [kWhel]
Ore funzionamento
[h/anno]
Attuale 291.874 438
Scenario hp 658.996 (+ 125%) 744
Produzione di energia elettrica e ore funzionamento CHP
Caso studio: rete TLR
Valutazione economica gestione a gradini (elettrica) – gestione ad inseguimento termico
Grandezza Valore
Prezzo gas naturale defiscalizzato 0,4 €/Sm3
Accise su usi industriali 0,007499 €/Sm3
Addizionale regionale Piemonte
su usi industriali (>1,2 MSm3)
0,0052 €/Sm3
Quota di defiscalizzazione gas 0,22 Sm3/kWhel
Prezzo gas naturale non defiscalizzato
0,412699 €/Sm3
Fascia
Tariffa zonale
media mensile
Prezzo minimo
garantito (fino a
1.500.000 kWh)
F1 0,06526 €/kWh 0,039 €/kWh
F2 0,06232 €/kWh 0,039 €/kWh
F3 0,04539 €/kWh 0,039 €/kWh
Gestione attuale Scenario hp
Differenza
(scenario hp- attuale)
Costo acquisto gas
naturale
67.820 €
82.500 €
+14.680 €
Costi manutenzione
cogeneratore
4.380 €
7.440 €
+3.060 €
Ricavi da vendita
energia elettrica
14.560 €
33.435 €
+18.875 €
Costi netti 57.640 € 56.505 € - 1.135 €
Caso studio: rete TLR con utente attivo
Luogo: provincia Bologna Lunghezza totale: 4 km Composizione:
13 condomini 2 scuole 1 supermercato 1 ed. ospedaliero 17 sottostazioni
Centrale Termica TLR
CHP 1: 3356kWth
CHP 2: 889 kWth
Caldaie integrazione
Utenza attiva
CHP 365kWth
Caso studio: rete TLR con attivo
CASO PEF ηDH Heq
TLR
passiva 0,4 0,927 1.263
TLR
attiva 0,45 0,928 1.170
Caso MOL INV PBS VAN
10 anni
VAN
15 anni
VAN
20 anni IP
TLR
passiva 1.029 8.950 9 -701 2.334 4.129 0,46
TLR
attiva 1.021 8.653 8 -448 2.582 4.419 0,51
Già oltre 200 adesioni! NTV/Italo, ENEL, Vodafone, Schneider Electric, Energy Team e 3M Italia, istituzioni come i ministeri della Difesa e dei Beni Culturali, l’ospedale Gemelli di Roma, media come l’agenzia AskaNews e il QuotidianoEnergia, Banca Popolare dell’Emilia Romagna, Camera di Commercio di Verona, Politecnico di Torino e le Università di Camerino e di Bari, Kyoto Club, Federesco, Assoesco, FIRE e Rete Irene.
NOVEMBRE: il mese dell’efficienza energetica
Contatti:
Giovanni Puglisi C. R. ENEA Casaccia (Roma) Unità Tecnica Efficienza Energetica http://www.agenziaefficienzaenergetica.it [email protected]
Grazie per l’attenzione!