Masdar ha affidato a un software le sue batterie britanniche

Accordo con Octopus Energy per batterie da 20 MW a Stockport e altri impianti UK.

È sera, si rientra a casa e quasi tutti fanno le stesse cose alla stessa ora: si accende il forno, parte la lavatrice, si accende la televisione. Il sole è già tramontato e i pannelli solari non producono più. È uno dei momenti in cui la rete elettrica fa più fatica. Nel Regno Unito una parte della risposta sta in grandi impianti di batterie, e una notizia della fine dell’estate aiuta a capire dove si sta spostando il loro valore. Non è un’ultima ora: il post pubblicato da Masdar sui social risale al 24 agosto. A due mesi di distanza, però, la tendenza che racconta si legge con più chiarezza: costruire batterie non basta più, serve qualcuno, o qualcosa, che decida quando caricarle e quando scaricarle.

Un quartiere intero dentro un container

Per rendere l’idea conviene partire da un impianto preciso. A Stockport, in Welkin Road, Masdar ha realizzato un sistema di accumulo da 20 megawatt di potenza e 40 megawattora di capacità. Detto in numeri più familiari, secondo la comunicazione ufficiale di Masdar sul progetto, può immagazzinare abbastanza elettricità pulita da alimentare 20.000 abitazioni per oltre due ore: più o meno il tempo di quel picco serale fatto di cene e lavatrici. Il cantiere era stato avviato a maggio 2024.

Stockport non è un caso isolato. Masdar ha in programma anche progetti a Chesterfield e a Cardiff, che insieme avranno una capacità di 150 MW e 300 MWh: abbastanza, secondo l’azienda, per alimentare oltre 35.000 case britanniche per un’intera giornata. Il tutto rientra in un piano nato come contesto storico già nel 2022, quando Masdar acquisì Arlington Energy e si impegnò a investire un miliardo di sterline in una serie di progetti di accumulo a batteria nel Regno Unito per un totale di 3 gigawattora. Le batterie, quindi, ci sono e aumentano.
Ma una batteria ferma è soltanto un costo: guadagna, ed è utile alla rete, solo se lavora nel momento giusto.

Il cervello conta più dei muscoli

Allargando lo sguardo dal singolo impianto all’intero sistema, i numeri cambiano scala. Secondo i dati raccolti da Energy-Storage.news, nel 2025 il mercato britannico dell’accumulo a batteria su scala di rete è cresciuto del 45% in capacità operativa: durante l’anno sono entrati in funzione 4 gigawattora, portando il totale a 12,9 GWh. E la fila di progetti in attesa è molto più lunga. Secondo l’analisi di EnergyPulse sul mercato britannico, ci sono circa 6,5 GW di capacità in costruzione e oltre 60 GW che hanno già ottenuto le autorizzazioni.

Messe in fila, queste cifre dicono una cosa semplice: la capacità autorizzata è un multiplo di quella già attiva. Se anche solo una parte di quei progetti verrà realizzata, nella rete britannica ci saranno moltissime batterie che competono per caricarsi quando l’energia costa poco e per scaricarsi quando ne serve di più. A quel punto la differenza non la farà tanto chi possiede più metallo e cemento, ma chi sa usarlo meglio, decidendo minuto per minuto cosa fare.

È qui che si inserisce il cuore della notizia. Masdar ha firmato un accordo con Octopus Energy Group per utilizzare Kraken, la piattaforma software del gruppo britannico: secondo il comunicato stampa di Octopus Energy, Masdar userà Kraken per gestire in modo flessibile il proprio portafoglio di batterie nel Regno Unito. In pratica, il proprietario degli impianti affida a un software esterno il ruolo di regista: le batterie restano di Masdar, ma le decisioni su quando farle lavorare passano per Kraken. È un segnale di come, in questo settore, il valore si stia spostando dall’hardware alla gestione.

Che cosa cambia per chi paga la bolletta

L’accordo è stato firmato all’UAE Climate Tech Forum da Mohamed Jameel Al Ramahi, amministratore delegato di Masdar, e Greg Jackson, fondatore e amministratore delegato di Octopus Energy Group. Il contrasto è interessante: da una parte un gruppo emiratino che investe in rinnovabili e accumuli, dall’altra un gruppo energetico britannico. Si sono incontrati non sul terreno delle centrali, ma su quello del software.

Per capire perché questo riguarda anche chi paga la bolletta, bisogna guardare al cambio di logica. Nel modello tradizionale l’elettricità si produce nel momento in cui serve: se la sera la domanda sale, si accendono le centrali necessarie, anche le più costose. Con gli accumuli l’energia si può immagazzinare quando ce n’è in abbondanza e costa poco, per poi rilasciarla quando la domanda cresce. Il beneficio però non è automatico: dipende da quanto bene vengono scelti quei momenti. Una batteria gestita male si carica nell’ora sbagliata, o resta piena quando servirebbe, e il risparmio potenziale si perde per strada. Va detto con onestà che le fonti non dicono quanto questo accordo farà scendere le bollette: sappiamo solo che il controllo delle batterie di Masdar passerà da un software dedicato.

Da qui un criterio pratico per i prossimi mesi, valido anche fuori dal Regno Unito. Quando si sente parlare di nuovi impianti di accumulo, la domanda da fare non è solo quanti megawatt o megawattora ci sono, ma chi decide come usarli e con quali strumenti. La transizione elettrica sta passando dalla fase in cui si costruisce a quella in cui si gestisce: da chi controlla il software che muove l’energia accumulata dipenderà quanto la flessibilità della rete arriverà davvero nelle bollette di famiglie e imprese.