​Ko verändert die Art und Weise, wie Nutzer mit den Marktinformationen von Modo Energy im Terminal interagieren. Es beantwortet Fragen auf Basis derselben Forschung, proprietärer Datensätze und Marktdaten, die auch Modos Analysen zugrunde liegen.

Dieser Artikel zeigt anhand von drei Beispielen, wie Nutzer Ko mit gestaffelten Prompts für Analysen einsetzen können. Die Beispiele richten sich an Marktanalysten, Entwickler und Finanzanalysten. In jeder Fallstudie zeigen wir den Prompt an Ko, die aus den Daten generierten Diagramme und die von Ko erstellten Erkenntnisse.

Ko kann kostenlos im Terminal hier genutzt werden.

1. Marktanalysten: Von Netzengpässen zur Preisbildung

Marktanalysten können Ko nutzen, um aktuelle NEM-Aktivitäten zu untersuchen. Ko kombiniert Live-AEMO-Daten mit Modos Asset-Bibliothek und Marktdatensätzen und verknüpft regionale Preisergebnisse mit den dahinterliegenden Assets und Netzengpässen.

In New South Wales ist dies besonders hilfreich, um zu verstehen, wie lokale Netzengpässe die Batterieerlöse beeinflussen. Die folgenden Prompts nutzen Ko, um Ertragsverluste durch Engpässe über den gesamten Bestand zu vergleichen, das schlimmste lokale Preisereignis von Limondale zu analysieren und die zunehmende Rolle von Batterien bei der Festlegung des Energiepreises zu bewerten.

Ergebnis: Lokale Preiskonflikte in NSW von November 2025 bis Mai 2026 waren ein sehr gezieltes Problem. Nur fünf Batterien verzeichneten einen Ertragsverlust, und der Effekt konzentrierte sich stark auf ein Asset.

• ​Broken Hill dominiert mit 225.962 $ — fast das Fünffache des nächstschlechtesten Assets. 148 betroffene Intervalle mit einem durchschnittlichen RRP von 339 $/MWh zeigen, dass Engpässe während echter Hochpreisphasen auftraten.
• Der Riverina-Korridor (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) macht zusammen etwa 100.000 $ aus — nahezu identische Intervallzahlen und RRP-Durchschnitte bestätigen, dass sie gleichzeitig auf demselben Engpass abgeschaltet wurden.
• Limondale BESS liegt mit 8.116 $ auf Platz 5 — ein moderater Wert, da es erst seit 7 Wochen in Betrieb ist.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 und Wallgrove hatten keine qualifizierenden Intervalle — ihre Standorte sind offenbar weitgehend von den Engpässen in West- und Fernwest-NSW abgeschirmt.

Ergebnis: Das Engpassfenster lief etwa von 08:15 bis 18:00 Uhr AEST, etwa 9,75 Stunden. Das Muster ist deutlich und eindeutig.

• 00:00-08:10: Kein Engpass. Der lokale Preis folgt genau dem NSW RRP, beide liegen im Bereich von 58 bis 80 $ pro MWh – typisch für Nacht- und Morgenstunden.
• 08:15: Engpässe treten abrupt auf. Der lokale Preis weicht sofort vom RRP ab und fällt in stark negative Bereiche, verursacht durch die steigende Solarproduktion und die daraus resultierende Überlastung des lokalen Netzes rund um Limondale in Riverina.
• 10:15-14:45: Maximale Abweichung. Lokale Preise erreichen wiederholt das Marktminimum von -1.000 $ pro MWh, während der NSW RRP bescheidene 22 bis 105 $ pro MWh bleibt. Das schlechteste Einzelintervall war 10:45 Uhr mit einer lokalen Preisanpassung von -1.009,89 $ pro MWh.
• 16:55-18:05: Engpass lässt nach. Die Solarproduktion nimmt am späten Nachmittag ab und die Differenz zwischen lokalem Preis und RRP verringert sich schrittweise.
• Ab 18:10: Engpass ist komplett aufgehoben. Der lokale Preis folgt wieder dem RRP bei etwa 75 bis 80 $ pro MWh.

Ergebnis: Der Sprung ab Januar 2026 ist deutlich.

• April bis Dezember 2025. BESS hielt einen relativ stabilen Anteil von etwa 3 bis 6 %, mit einem Höchstwert von 6,3 % im Dezember.
• Ab Januar 2026. Der Anteil verdreifachte sich fast monatlich, sprang von 6,3 % auf 17,3 % in nur einem Monat und stieg bis März 2026 weiter auf 22,4 %.

Dieser Wendepunkt spiegelt mit hoher Wahrscheinlichkeit den signifikanten Zubau neuer BESS-Kapazitäten in NSW Ende 2025/Anfang 2026 wider. Dadurch steigt der Wettbewerb am Markt und Batterien erhalten deutlich mehr Einfluss auf die Preisbildung am Spotmarkt. Im März 2026 war BESS in etwa jedem vierten bis fünften Dispatch-Intervall in NSW die marginale Einheit.

2. Entwickler: Wo bauen, welche Kapazität, zu welchen Kosten?

Entwickler können Ko nutzen, um frühe Investitionsannahmen mit Modos Forschungsdaten abzugleichen. Dazu gehören regionale Ausblicke, Teilstaatenanalysen, Capex-Daten, Vertragsforschung und das Asset-Register.

Die folgenden Prompts nutzen Ko, um die Renditen auf Bundesstaatenebene für einen Bau 2029 zu vergleichen, zu zeigen, wie sich der Standort innerhalb von New South Wales auf das Ergebnis auswirkt, und die Baukosten mit veröffentlichten Projektdaten zu vergleichen.

Ergebnis: South Australia führt im zentralen Szenario mit einer IRR von 12,7 %, gefolgt von Victoria mit 12,4 %, New South Wales mit 11,8 % und Queensland mit 11,5 %.

• South Australia führt, da dort die größte Preisschwankung innerhalb eines Tages besteht, wodurch eine 4-Stunden-Batterie große Preisspannen sowohl morgens als auch abends nutzen kann.
• Victoria sticht beim Zyklieren hervor. Die Schließung von Yallourn West sorgt für kurzfristige Volatilität und steigende Erlöse, zudem bietet die Morgenlastspitze des Bundesstaates ein zweites lukratives Dispatch-Fenster.
• New South Wales bleibt flach bis in die frühen 2030er. Die Stilllegung von Eraring sorgt für eine geringere Volatilitätssteigerung als die Kohleausstiege im Süden.
• Queensland liegt unter den Festlandstaaten am Ende. Die Stilllegungen in Gladstone bringen einen mittelfristigen Erlösanstieg, aber die Erlöse sinken durch die 2040er deutlich.

Ergebnis: NSW weist das größte IRR-Gefälle innerhalb eines Bundesstaates auf dem Festland auf. Im zentralen Szenario reicht die unverschuldete IRR einer 4-Stunden-Batterie von 11,8 % in Zentral-NSW (Regional Reference Node) über 11,3 % in Süd-NSW bis 10,0 % in Nord-NSW. Diese Spanne von 1,8 Prozentpunkten ist der größte Standortnachteil in einem NEM-Bundesstaat und kann Investitionsentscheidungen maßgeblich beeinflussen – größer als das Nord/Süd-Gefälle in Queensland.

Zwei Mechanismen verstärken diese Lücke:

• MLF-Belastung. MLFs beeinflussen die Energieerlöse direkt über die gesamte Laufzeit. Nord-NSW hat die niedrigsten MLFs aller Festlandregionen, wodurch jede erzeugte MWh anteilig weniger wert ist.
• Netzengpässe. Begrenzte Netzkapazitäten schränken ein, wie oft eine Batterie zu Hochpreiszeiten einspeisen kann – genau dann, wenn Speichererlöse am wichtigsten sind.

Die Faustregel: Nähe zum Regional Reference Node und ein starker MLF sind genauso wichtig wie die Wahl des Bundesstaats.

Ergebnis: Die Kosten pro MWh sind insgesamt gesunken, von etwa 990 $/kWh bei Hornsdale auf 560 $/kWh im Jahr 2025 – ein Rückgang um etwa 27 %. Dies spiegelt den globalen Preisverfall bei Zellen und die zunehmende Projektgröße wider.

Die Kosten pro kW sind weniger eindeutig. Sie sanken 2023 auf 770 $/kW, bevor sie wieder stiegen. Das liegt vor allem daran, dass neue Projekte meist 2- bis 4-Stunden-Systeme sind, also mehr kWh pro kW Leistung bieten, was den kW-Preis trotz sinkendem kWh-Preis erhöht.

3. Finanzanalysten: Vertragsbedingungen, Erlöshistorie und Markttiefe

​Finanzanalysten können Ko nutzen, um Daten und Analysen für Due-Diligence-Reports zu erhalten. Dazu gehören Vertragsbedingungen, Erlöshistorie, Asset-Benchmarks sowie Forschung zu Deal-Strukturen, M&A und Risikoverteilung.

​So können Teams vorgeschlagene Konditionen mit dem Markt vergleichen. Vertragslaufzeit, Struktur und Volumen geben Aufschluss über die Positionierung eines Offtakes, was Gegenparteien akzeptieren und wo sich Verhandlungsspielräume befinden.

Die folgenden Prompts zeigen mit Ko, wie sich Vertragslaufzeiten verändert haben, wie sich die Erlöse von FCAS zu Energie verschoben haben und wie viel Offtake-Volumen seit 2020 abgeschlossen wurde.

Ergebnis: Über alle Vertragstypen hinweg haben sich die durchschnittlichen Laufzeiten seit 2020 im Allgemeinen verlängert – das zeigt das wachsende Vertrauen der Abnehmer in langfristige BESS-Engagements.

• Physische Tolls. Die dominierende Struktur im gesamten Zeitraum. Laufzeiten starteten 2020 bei 12,5 Jahren, sanken 2021/2022 auf 10 Jahre, stiegen dann stark an und lagen 2023 bei durchschnittlich 16,7 Jahren sowie 2024/2025 bei 14 bis 15 Jahren. Der Anstieg 2023 resultierte aus mehreren 15- bis 20-jährigen Verträgen.
• Virtuelle Tolls. Seit 2022 bei 7 Jahren eingeführt, danach deutlich verlängert – 10,5 Jahre in 2024 und 13,3 Jahre in 2025. Allein 2025 wurden 6 virtuelle Tolls abgeschlossen, was diese Struktur zur aktivsten in diesem Jahr machte.
• PPAs. Erst ab 2024, aber direkt mit langen Laufzeiten: 12,5 Jahre in 2024 und 17,5 Jahre in 2025. Das deutet darauf hin, dass sie für Assets mit dem Wunsch nach langfristiger Erlössicherheit genutzt werden.
• Revenue Swaps. Ein kleiner Markt, beobachtet 2021, 2023 sowie 2025/2026. Laufzeiten zwischen 7 und 12 Jahren ohne klaren Trend.

Die 2025er Kohorte über alle Strukturen zeigt eine klare Präferenz für 10- bis 20-jährige Verpflichtungen.

Ergebnis: Energiearbitrage macht inzwischen fast alle Erlöse von NEM-Batterien aus. FCAS ist von der Hauptquelle 2022 zu einer kleinen Nebenrolle 2026 geworden.

• 2022. FCAS dominiert. Besonders Raise und Lower Regulation sowie Raise und Lower 6-sec machten einen Großteil der Gesamterlöse aus. Im November 2022 lag der Gesamterlös bei etwa 360.000 $/MW/Jahr, davon nur etwa 34.000 $ (9 %) durch Energie, während FCAS den Großteil ausmachte.
• 2023. Ausgeglicheneres Verhältnis. FCAS blieb hoch, aber der Energieanteil stieg auf 40 bis 50 % der Gesamterlöse in den meisten Monaten.
• 2024. Energie übernimmt. Ab Anfang 2024 kam es zu einem deutlichen Umschwung. Energiearbitrage stieg auf bis zu 244.000 $/MW/Jahr Mitte 2024, während einzelne FCAS-Dienste meist unter 10.000 $/MW/Jahr fielen.
• 2025 bis 2026. Energie dominiert, FCAS fast bedeutungslos. Ab 2025 sanken die FCAS-Erlöse für die meisten Dienste nahezu auf Null. Energie macht nun regelmäßig 90 bis 95 % oder mehr der Gesamterlöse aus.

• 2023. Wendepunkt am Markt. Die unterzeichnete MW-Zahl sprang von 160 MW in 2022 auf fast 1 GW, getrieben durch große physische Toll- und Revenue Swap-Deals, da Projektentwickler sich Finanzierung sicherten.
• 2024. Durchbruch für virtuelle Tolls. 640 MW wurden über virtuelle Toll-Strukturen abgeschlossen, die sich als echte Alternative zum physischen Toll entwickelten – vermutlich durch das wachsende Interesse von Energieversorgern an finanzieller Beteiligung ohne Dispatch-Verpflichtungen.
• 2025. Rekordjahr mit 2,2 GW. Erstmals waren alle vier Strukturen parallel aktiv, und PPAs stiegen auf 640 MW – der höchste Wert bisher.
• 2026. Bisheriges Jahr (bis Mai), 244 MW bislang.

Physische Tolls bleiben das Rückgrat, sind jedes Jahr vertreten und weiterhin die größte Einzelstruktur, aber ihr Anteil an der Gesamt-MW sinkt allmählich, während virtuelle Tolls und PPAs wachsen.

​Wichtige Erkenntnisse

In allen drei Beispielen hilft Ko Nutzern, schneller von einer Frage zu den relevanten Daten und Analysen zu gelangen als mit manuellen Methoden.

Der Mehrwert zeigt sich besonders, wenn eine Frage mehrere Quellen betrifft. Ko kann die relevanten Daten identifizieren, das Ergebnis liefern und die Bedeutung im Kontext erklären. So erhalten Nutzer einen schnelleren Ausgangspunkt für Analysen – egal ob sie ein Marktgeschehen prüfen, eine Projektannahme testen oder kommerzielle Unterlagen vorbereiten.

Ko ersetzt nicht das Urteilsvermögen von Analysten. Es hilft, die erste Antwort zu prüfen, die zugrundeliegenden Daten zu verstehen und zu entscheiden, wo eine tiefere Analyse nötig ist.

Wenn Sie wissen möchten, wie Ko Ihre Arbeit unterstützen kann, kontaktieren Sie das Modo Energy Team.