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

Dieser Artikel zeigt anhand von drei Beispielen, wie Nutzer Kos Analysen mit gestaffelten Prompts einsetzen können. Die Beispiele richten sich an Marktanalysten, Entwickler und Finanzanalysten. In jeder Fallstudie zeigen wir den Prompt an Ko, Diagramme basierend auf den von Ko gelieferten Daten und die daraus gewonnenen Erkenntnisse.

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1. Marktanalysten: Von Engpassereignissen zur Preisbildung

Marktanalysten können Ko nutzen, um aktuelle Aktivitäten im NEM zu untersuchen. Ko kombiniert Live-AEMO-Daten mit Modos Anlagenbibliothek und Marktdatensätzen und verknüpft regionale Preisergebnisse mit den zugrunde liegenden Anlagen und Engpässen.

In New South Wales ist dies besonders nützlich, um zu verstehen, wie lokale Engpässe die Einnahmen von Batterien beeinflussen. Die folgenden Prompts nutzen Ko, um Engpassverluste über den gesamten Anlagenpark zu vergleichen, Limondales schlimmstes lokales Preisereignis zu untersuchen und die zunehmende Rolle von Batterien bei der Festlegung des Energiepreises zu bewerten.

Ergebnis: Lokale Preisengpässe in NSW von November 2025 bis Mai 2026 waren ein sehr gezieltes Problem. Nur fünf Batterien verzeichneten Einnahmeverluste, wobei sich der Großteil auf eine Anlage konzentrierte.

• ​Broken Hill dominiert mit 225.962 $ — fast das Fünffache der nächstschlechtesten Anlage. 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 Engpasspfad abgeschaltet wurden.
• Limondale BESS liegt mit 8.116 $ auf Platz 5 — ein eher bescheidener Wert, da die Anlage erst seit 7 Wochen in Betrieb ist.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 und Wallgrove hatten keine qualifizierenden Intervalle — ihre Standorte sind weitgehend von den Engpässen im Westen und Fernwesten von NSW abgeschirmt.

Ergebnis: Das Engpassfenster lag etwa zwischen 08:15 und 18:00 AEST, rund 9,75 Stunden. Das Muster ist auffällig und eindeutig.

• 00:00–08:10: Kein Engpass. Der lokale Preis folgt exakt dem NSW RRP, beide bewegen sich im Bereich von 58 bis 80 $ pro MWh, typisch für Nacht- und Morgenstunden.
• 08:15: Engpass tritt abrupt auf. Der lokale Preis weicht sofort vom RRP ab und fällt in stark negative Bereiche, ausgelöst durch hohe Solarstromerzeugung und Netzüberlastung in Limondales Riverina-Region.
• 10:15–14:45: Maximale Abweichung. Lokale Preise erreichen wiederholt das Marktminimum von -1.000 $ pro MWh, während der NSW RRP moderat bei 22 bis 105 $ pro MWh bleibt. Das schlechteste Intervall war um 10:45 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 Preisdifferenz verringert sich schrittweise.
• Ab 18:10: Engpass vollständig aufgehoben. Der lokale Preis folgt wieder dem RRP bei rund 75 bis 80 $ pro MWh.

Ergebnis: Der Sprung ab Januar 2026 ist deutlich.

• April bis Dezember 2025. BESS hatten einen relativ stabilen Anteil von etwa 3 bis 6 %, mit einem Höchststand von 6,3 % im Dezember.
• Ab Januar 2026. Der Anteil verdreifachte sich fast von Monat zu Monat, 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 die Inbetriebnahme bedeutender neuer BESS-Kapazitäten in NSW Ende 2025 und Anfang 2026 wider. Dadurch steigt der Wettbewerb am Markt und Batterien erhalten deutlich mehr Einfluss auf die Spotpreisbildung. Bis März 2026 waren etwa 1 von 4 bis 5 Dispatch-Intervallen in NSW von BESS als marginale Einheit bestimmt.

2. Entwickler: Wo bauen, welche Dauer und zu welchen Kosten

Entwickler können Ko nutzen, um Investitionsannahmen in der Frühphase mit Modos Forschungskatalog abzugleichen. Dazu gehören regionale Ausblicke, Substaatsanalysen, Capex-Daten, Vertragsforschung und das Anlagenregister.

Die nachstehenden Prompts nutzen Ko, um Renditen auf Bundesstaatsebene für einen Bau im Jahr 2029 zu vergleichen, zu zeigen, wie sich der Standort innerhalb von New South Wales auf das Ergebnis auswirkt, und Baukosten anhand offengelegter Projektdaten zu bewerten.

Ergebnis: South Australia führt im Zentralszenario 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 es die ausgeprägteste Preisvolatilität innerhalb eines Tages aufweist und große Energiespreizungen bietet, die eine 4-Stunden-Batterie sowohl morgens als auch abends nutzen kann.
• Victoria sticht beim Zykluspotenzial hervor. Die Schließung von Yallourn West schafft kurzfristige Volatilität und hebt die Einnahmen an. Die morgendliche Lastspitze des Staates bietet ein zweites lukratives Dispatch-Fenster.
• New South Wales bleibt flach in den frühen 2030er Jahren. Der Rückzug von Eraring sorgt für einen geringeren Volatilitätsschub als die Kohleausstiege im Süden.
• Queensland liegt unter den Festlandstaaten hinten. Die Stilllegung von Gladstone bringt einen Einnahmeschub zur Mitte des Jahrzehnts, aber die Einnahmen sinken bis in die 2040er Jahre stärker.

Ergebnis: NSW hat die größte IRR-Spanne innerhalb eines Bundesstaates auf dem Festland. Im Zentralszenario reicht die unverschuldete IRR einer 4-Stunden-Batterie von 11,8 % in Zentral-NSW (Regional Reference Node) über 11,3 % in Süd-NSW bis zu 10,0 % in Nord-NSW. Diese Spanne von 1,8 Prozentpunkten ist die höchste Standortstrafe in einem NEM-Bundesstaat und kann Investitionsentscheidungen wesentlich beeinflussen – größer als die Nord/Süd-Differenz in Queensland.

Zwei Faktoren verstärken diese Lücke:

• MLF-Effekt. MLFs wirken sich direkt auf die Energieerlöse über die gesamte Lebensdauer der Anlage aus. Nord-NSW hat die niedrigsten MLFs aller Festlandregionen, sodass jede eingespeiste MWh anteilig weniger wert ist.
• Netzengpässe. Engpässe in Teilregionen begrenzen, wie oft eine Batterie in Hochpreisintervallen einspeisen kann – genau die Zeiträume, in denen Speicheranlagen die höchsten Erträge erzielen müssen.

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

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

Die Kosten pro kW sind weniger eindeutig. Sie sanken 2023 stark auf 770 $/kW, stiegen danach aber wieder an. Das liegt vor allem daran, dass neue Projekte überwiegend 2- bis 4-Stunden-Systeme sind, also mehr kWh pro kW Leistung bieten, was den kW-Preis erhöht, selbst wenn der kWh-Preis fällt.

3. Finanzanalysten: Vertragsbedingungen, Einnahmenhistorie und Markttiefe

​Finanzanalysten können Ko nutzen, um die Daten und Analysen zu erhalten, die Due-Diligence-Berichte untermauern. Dazu gehören Vertragsbedingungen, Einnahmenhistorie, Benchmarks für Anlagen sowie Forschung zu Vertragsstrukturen, M&A und Risikoverteilung.

​Dies hilft Teams, vorgeschlagene Vertragsbedingungen mit dem Markt zu vergleichen. Vertragslaufzeit, Struktur und unterzeichnetes Volumen geben Hinweise darauf, wie ein Vertrag positioniert ist, welche Gegenparteien akzeptieren und wo Verhandlungsspielräume bestehen.

Die nachstehenden Prompts nutzen Ko, um zu zeigen, wie sich Vertragslaufzeiten verändert haben, wie sich die Einnahmen von FCAS zu Energie verschoben haben und wie viel Vertragsvolumen seit 2020 unterzeichnet wurde.

Ergebnis: Über alle Vertragsarten hinweg haben sich die durchschnittlichen Laufzeiten seit 2020 tendenziell verlängert, was das wachsende Vertrauen der Abnehmer in langfristige BESS-Verpflichtungen widerspiegelt.

• Physische Tolls. Die dominierende Struktur im gesamten Zeitraum. Die Laufzeiten starteten 2020 bei 12,5 Jahren, sanken 2021–2022 auf 10 Jahre, stiegen dann aber deutlich an und lagen 2023 im Schnitt bei 16,7 Jahren sowie 2024–2025 bei 14 bis 15 Jahren. Der Anstieg 2023 wurde durch mehrere 15- bis 20-Jahres-Deals getrieben.
• Virtuelle Tolls. Entstanden 2022 mit 7 Jahren, haben sich aber deutlich verlängert: 10,5 Jahre 2024 und 13,3 Jahre 2025. 2025 wurden allein 6 virtuelle Tolls abgeschlossen, womit dies die aktivste Struktur des Jahres war.
• PPAs. Erst ab 2024, aber sofort mit langen Laufzeiten: 12,5 Jahre 2024 und 17,5 Jahre 2025 – ein Zeichen, dass sie für Anlagen mit dem Wunsch nach langfristiger Einnahmensicherheit genutzt werden.
• Revenue Swaps. Ein kleinerer Markt, zu sehen 2021, 2023 und 2025–2026. Laufzeiten zwischen 7 und 12 Jahren, ohne klaren Trend.

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

Ergebnis: Energiearbitrage ist mittlerweile die Hauptquelle für NEM-Batterieerlöse. FCAS ist von der dominierenden Einnahmequelle 2022 zu einer Nebenrolle 2026 geworden.

• 2022. FCAS-Dominanz. FCAS, insbesondere Raise und Lower Regulation sowie Raise und Lower 6-sec, machten einen Großteil der Gesamterlöse aus. Im November 2022 lagen die Gesamterlöse bei rund 360.000 $/MW/Jahr (annualisiert), wobei Energie nur etwa 34.000 $ bzw. 9 % beitrug – der Großteil entfiel auf FCAS.
• 2023. Ausgeglicheneres Verhältnis. FCAS blieb hoch, aber der Anteil der Energie stieg auf etwa 40–50 % der Gesamterlöse in den meisten Monaten.
• 2024. Energie übernimmt. Ab Anfang 2024 kam es zu einer deutlichen Verschiebung. Energiearbitrage stieg auf bis zu 244.000 $/MW/Jahr Mitte 2024, während einzelne FCAS-Services meist unter 10.000 $/MW/Jahr lagen.
• 2025–2026. Energie dominant, FCAS nahezu bedeutungslos. Ab 2025 sanken die FCAS-Erlöse für die meisten Services auf nahezu Null. Energie macht jetzt regelmäßig 90–95 % oder mehr der Gesamterlöse aus.

• 2023. Wendepunkt am Markt. Die unterzeichnete Gesamtleistung stieg von 160 MW im Jahr 2022 auf fast 1 GW, getrieben von großen physischen Toll- und Revenue-Swap-Deals, da Projektentwickler sich um Finanzierung bemühten.
• 2024. Durchbruch für virtuelle Tolls. 640 MW wurden über virtuelle Toll-Strukturen abgeschlossen – ein echter Ersatz für physische Tolls, was auf zunehmendes Interesse von Energiehändlern an finanzieller Beteiligung ohne Dispatch-Verpflichtung hindeutet.
• 2025. Rekordjahr mit 2,2 GW. Erstmals waren alle vier Strukturen gleichzeitig aktiv, und PPAs stiegen auf 640 MW – ihr bisher größtes Jahr.
• 2026. Teildaten für das Jahr, bisher 244 MW bis Anfang Mai.

Physische Tolls bleiben das Rückgrat – jedes Jahr vertreten und stets die größte Einzelstruktur –, aber ihr Anteil an der Gesamtleistung sinkt allmählich, während virtuelle Tolls und PPAs zulegen.

​Wichtige Erkenntnisse

In den drei Beispielen hilft Ko Nutzern, von einer Frage schneller zur relevanten Datenbasis und Analyse zu gelangen als auf manuellem Weg.

Der Mehrwert wird besonders deutlich, wenn eine Frage mehrere Quellen betrifft. Ko kann die relevanten Daten identifizieren, das Ergebnis liefern und die Bedeutung im Kontext erklären. Das gibt Nutzern einen schnelleren Ausgangspunkt für Analysen – egal, ob sie ein Marktereignis prüfen, eine Projektannahme testen oder kommerzielle Unterlagen vorbereiten.

Ko ersetzt nicht das Urteilsvermögen des Analysten. Es hilft, die erste Antwort zu testen, die zugrunde liegenden Daten zu verstehen und zu entscheiden, wo eine vertiefte Analyse nötig ist.

Wenn Sie wissen möchten, wie Ko Sie in Ihrer Rolle unterstützen kann, kontaktieren Sie gern das Modo Energy Team.