Octopus gestirà la batteria di Montalto La Viola

Accordo Recurrent Energy: impianto co-locato da 14 MW e 43 MWh, ma il valore è nella piattaforma Kraken

Quattordici megawatt, quarantatré megawattora. Lo scorso 5 agosto, il contratto tra Octopus Energy e Recurrent Energy per il sistema di accumulo a batterie (BESS) di Montalto La Viola è stato annunciato da Renewables Now, in un articolo firmato da Veselina Petrova. A una prima lettura sembra un accordo minore: 43 MWh su 14 MW equivalgono a poco più di tre ore di scarica a piena potenza, e l’impianto è co-locato con un parco fotovoltaico da 35 MWp. Ma quei numeri raccontano un’altra storia. Non si vende una batteria, si vende la capacità di decidere quando usarla.

Il banco di prova: 14 MW/43 MWh dietro un impianto fotovoltaico

L’asset al centro dell’accordo è un BESS da 14 MW di potenza e 43 MWh di capacità, affiancato a un impianto fotovoltaico da 35 MWp chiamato Montalto La Viola. Recurrent Energy, sussidiaria di Canadian Solar Inc., ha firmato con Octopus Energy un accordo di ottimizzazione per l’impianto. Non si tratta di una cessione dell’asset: si tratta di un mandato sulla gestione dei cicli di carica e scarica. La co-locazione con il fotovoltaico non è un dettaglio tecnico. La batteria può assorbire la produzione solare nelle ore centrali della giornata e restituirla quando i prezzi dell’energia salgono, evitando di immettere in rete megawattora nei momenti di saturazione.

Il rapporto tra potenza e capacità dice molto sulle finalità dell’impianto. Con 43 MWh di accumulo a fronte di 14 MW di potenza, il sistema può erogare a piena potenza per poco più di tre ore. È una taglia pensata per spostare energia nell’arco della giornata, non per fornire riserva di capacità su orizzonti lunghi. In un mercato come quello italiano, dove il valore si concentra nelle ore di picco serale, tre ore bastano a coprire la finestra serale. La vera variabile non è quanta energia può contenere, ma con quale logica viene usata.

Ottimizzare non è possedere: Kraken e la logica del controllo

Per capire il valore dell’accordo bisogna spostare lo sguardo dall’impianto alla piattaforma che ne decide i cicli. Octopus Energy ha formato in Italia la joint venture con Nexta Capital per realizzare fino a 1,5 GW di BESS. In quell’impostazione, Nexta sviluppa i progetti mentre la piattaforma di flessibilità Kraken può ottimizzare la dispatch degli asset nel mercato energetico una volta operativi. Montalto La Viola applica la stessa logica a un singolo impianto co-locato di Recurrent Energy. Il punto non è il possesso: è il controllo del ciclo di carica e scarica, cioè la decisione su quando comprare energia per riempire la batteria e quando venderla.

Questa distinzione spiega perché un contratto da 14 MW faccia notizia. Ottimizzare non significa limitarsi a immettere in rete l’energia appena viene prodotta. Significa modulare la dispatch in base ai segnali di prezzo, alle congestioni di rete e alla produzione fotovoltaica attesa. Su un impianto co-locato il problema è doppio: la batteria deve coordinarsi con un generatore intermittente e con un mercato che prezza l’energia in modo molto diverso tra le ore centrali e quelle serali. La piattaforma Kraken, nella logica dell’accordo, è ciò che consente di trasformare una batteria da semplice accumulatore in un’unità che decide quando essere in rete.

La joint venture da 1,5 GW con Nexta Capital mostra che Montalto La Viola non è un esperimento isolato. È un primo banco di prova per una capacità di ottimizzazione che dovrà scalare su molti impianti. Ma tra un singolo asset e un portafoglio da gigawatt passa la differenza tra una dimostrazione tecnica e una gestione industriale del rischio di mercato.

15 GW al 2030: la distanza tra un test e una rete

Ed è qui che il banco di prova deve confrontarsi con i numeri del mercato italiano. Secondo le stime di Rabobank, l’Italia punta ad aggiungere 15 GW di capacità BESS entro il 2030, di cui 11 GW in configurazione standalone e 4 GW co-locati. Tradotto in scala operativa, il mercato dovrebbe aggiungere circa 14 GW in cinque anni. In questo contesto, i 14 MW di Montalto La Viola sono una frazione minima: non una soluzione, ma un test per validare una piattaforma di ottimizzazione che dovrà gestire migliaia di megawatt.

La concorrenza europea è già sul campo. Entrix, lanciata nel 2021, ha ampliato il proprio portafoglio fino a gestire progetti BESS standalone e ibridi solare-plus-stoccaggio in Germania, Italia, Spagna e Polonia. La distanza tra un singolo impianto e i target nazionali non è solo una questione di taglia, ma di velocità con cui si costruiscono capacità e competenze di controllo. Chi arriverà a gestire il maggior numero di impianti nelle ore in cui il prezzo si muove avrà un vantaggio maggiore di chi si limita a installare nuova capacità.

Per chi installa o gestisce BESS in Italia, il messaggio non è quanti megawatt, ma chi li controlla nelle ore in cui il prezzo si muove. Montalto La Viola è un primo tassello di una capacità di ottimizzazione che, più della taglia degli impianti, deciderà i rendimenti.