Accordo per batteria da 14 MW con fotovoltaico da 35 MWp, ma l’Italia resta indietro
Quando il sole tramonta, il pannello sul tetto smette di produrre. Eppure la lavatrice parte, il frigorifero continua a ronzare. Dietro questo gesto quotidiano c’è una partita industriale che pochi vedono: batterie, algoritmi e contratti di ottimizzazione che decidono quando immagazzinare e quando restituire energia. A inizio agosto, come riportato da Energy Global, Recurrent Energy e Octopus Energy hanno firmato un accordo di ottimizzazione per una batteria da 14 MW e 43 MWh collegata all’impianto fotovoltaico “Montalto La Viola” a Montalto di Castro, in Italia.
Un accordo che parte da Montalto di Castro
L’accordo riguarda un sistema di accumulo a batteria, in gergo BESS, co-locato con un impianto fotovoltaico da 35 MWp. Entrambi gli asset sono per la maggior parte di proprietà di Recurrent Energy. Il fotovoltaico è operativo dal 2025, mentre per la batteria la data operativa indicata era il 2026. Sul sito di Recurrent Energy, il progetto è descritto con una capacità complessiva di 35 MWp di solare e 43 MWh di accumulo, in grado di alimentare circa 23.000 abitazioni all’anno. Per Dylan Marx, CEO di Recurrent Energy, si tratta della prima struttura di ottimizzazione dell’azienda e accompagna la messa in servizio del primo BESS co-locato connesso in Europa, tra i primi del suo genere a diventare operativi in Italia.
Ma quanto pesa davvero un impianto da 14 MW nella sfida italiana allo stoccaggio? Per rispondere servono i numeri di sistema, non quelli di un singolo progetto.
Il divario tra buoni propositi e megawattora reali
Già nello scenario 2024 di Terna e Snam, l’Italia puntava a circa 71,5 GWh di capacità di stoccaggio installata entro il 2030. Nel primo trimestre 2026, invece, risultavano connessi circa 18,8 GWh: meno di un terzo dell’obiettivo. La distanza tra le ambizioni e la rete reale è ampia. Per riempirla, Terna ha proposto di assegnare 16 GWh nell’asta MACSE del 2029, pari al 50% del fabbisogno aggiuntivo stimato di 32 GWh al 2030. Le aste MACSE sono gestite da Terna e dall’autorità di regolazione ARERA.
In questo contesto, ogni megawattora ottimizzato comincia a pesare. Il progetto di Montalto di Castro non sposta da solo i numeri nazionali, ma mostra come si può iniziare a ridurre quel divario: non soltanto installando batterie, ma affidandole a chi sa farle lavorare nel momento giusto.
Algoritmi al posto dei quadri di controllo
Una risposta arriva da chi ha già esperienza nel gestire batterie per conto di altri. Octopus Energy porta in Italia l’esperienza maturata nel Regno Unito, dove gestisce un portafoglio di batterie di terze parti da 568 MW tramite un accordo di tolling con Gresham House Energy Storage Fund. La piattaforma Kraken è stata indicata come sistema di dispatch e trading per la batteria di Recurrent Energy in Italia. In pratica, Kraken usa l’intelligenza artificiale per controllare, dispacciare e gestire la batteria, ottimizzando domanda e generazione in tempo reale, massimizzando il valore dell’asset e riducendo i costi di sbilanciamento.
È un po’ come avere un pilota automatico che, al posto di un operatore davanti a un quadro di controllo, decide quando caricare e quando scaricare la batteria per evitare squilibri tra domanda e offerta. Sullo sfondo, secondo una nota di Octopus Energy, la joint venture con la milanese Nexta punta a sviluppare fino a 1,5 GW di sistemi di accumulo, in gran parte nel Sud del Paese.
L’impianto di Montalto di Castro non ribalta i numeri nazionali, ma segna la direzione: batterie gestite da algoritmi capaci di decidere in tempo reale. Per famiglie e imprese, la transizione non sarà solo questione di pannelli, ma anche di chi controlla quando caricare e scaricare l’energia.
