L’impianto nel Lazio abbina una batteria da 43 MWh al fotovoltaico: l’algoritmo di Octopus Energy decide quando vendere l’energia
Un impianto fotovoltaico nel Lazio è operativo dal 2025. Dall’inizio di agosto ha al fianco una batteria da 43 MWh. Il valore attuale netto dell’intero progetto sale di circa il 22%: non perché produca più energia, ma perché ora c’è un algoritmo che decide quando venderla. È il cuore dell’accordo di ottimizzazione che Recurrent Energy, controllata di Canadian Solar, e Octopus Energy hanno firmato ai primi di agosto per un impianto BESS da 14 MW/43 MWh, in co-locazione con il fotovoltaico da 35 MW “Montalto La Viola”.
Gli impianti di proprietà di Recurrent Energy si trovano nel Comune di Montalto di Castro, nel Lazio. L’impianto fotovoltaico è già operativo dal 2025; la batteria aggiunge 14 MW di potenza e 43 MWh di capacità di accumulo. Ma il punto non è produrre più energia. È rendere più flessibile la vendita di quella già prodotta, spostando l’offerta nelle ore in cui il mercato paga meglio.
Il 22% che cambia i conti del solare
Il dato che sorprende arriva da Aurora Energy Research: la co-localizzazione di storage utility-scale con impianti solari aumenta il valore attuale netto del progetto del 22%, riducendo i tagli alla produzione e catturando gli spread di prezzo giornalieri. Nel caso specifico, secondo la stessa analisi, l’abbinamento di un BESS da 14 MW/43 MWh con l’impianto fotovoltaico da 35 MWp “Montalto La Viola” porta l’NPV del progetto a crescere di circa il 22%.
Non è un incremento legato ai moduli fotovoltaici. È legato alla possibilità di spostare l’energia nel tempo: caricare la batteria quando il prezzo è basso o quando la produzione eccede la domanda, scaricarla quando il valore sul mercato sale. E farlo in modo sistematico, non manualmente. La differenza tra potenza installata e capacità di accumulo qui conta: i 14 MW dicono quanto la batteria può erogare in un istante, i 43 MWh dicono per quanto tempo può sostenerlo. È il secondo numero, insieme alla gestione, a generare il valore aggiuntivo.
Kraken, il market maker della batteria
Quel 22% non nasce dai pannelli, ma da chi decide quando caricare e scaricare i 43 MWh. Secondo Recurrent Energy, Octopus Energy utilizzerà Kraken, il sistema operativo per l’energia basato sull’intelligenza artificiale, per controllare, dispacciare e gestire la batteria, garantendo l’ottimizzazione della domanda e della produzione in tempo reale, massimizzando il valore dell’asset e riducendo i costi derivanti dagli sbilanciamenti.
In pratica, Kraken agisce come un market maker della batteria: compra e immagazzina energia quando costa poco, la rivende quando il prezzo sale. Non è una piattaforma nuova: Kraken gestisce 6 GW di asset di energia verde. E l’accordo di Montalto La Viola non è un caso isolato: la stessa Octopus Energy è coinvolta in una joint venture con la milanese Nexta per sviluppare fino a 1,5 GW di sistemi di accumulo su scala commerciale, in gran parte nel sud del Paese. Secondo le parti, l’iniziativa conferma la volontà condivisa di contribuire alla stabilità della rete elettrica.
Italia terza in Europa, ma con 1 GW contro i 5,6 del Regno Unito
Esteso al resto d’Italia, il discorso cambia scala: il mercato dell’accumulo utility-scale è piccolo e concentrato. A marzo 2025, secondo RaboResearch, l’Italia disponeva di 1 GW di capacità BESS su scala di rete, terzo posto in Europa a pari merito con l’Irlanda, dietro alla Germania con 1,6 GW e al Regno Unito con 5,6 GW. Il divario con Londra era di un fattore superiore a cinque.
Il terzo posto va letto con attenzione, perché la base di confronto è modesta. E la capacità assegnata mostra un’altra caratteristica: secondo energy-storage.news, è andato a progetti di Enel Group ed Eni, due grandi utility italiane. Non è una anomalia, ma segnala che la crescita dell’accumulo in Italia passa ancora da pochi soggetti industriali, con una concorrenza limitata rispetto al potenziale del mercato.
Il numero da tenere d’occhio nei prossimi mesi non è il 22% in sé. È la velocità con cui l’Italia trasformerà quel vantaggio economico in nuova capacità di accumulo, riducendo il divario con il Regno Unito. Il caso di Montalto La Viola dimostra che l’integrazione storage-solare può aumentare il valore di un progetto: la domanda aperta è se il ritmo delle installazioni seguirà lo stesso segno.
