​Ko verändert die Art und Weise, wie Nutzer mit der Marktintelligenz 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 führt anhand von drei Beispielen durch die Nutzung von Ko mit gestaffelten Prompts. Die Beispiele richten sich an Marktanalysten, Entwickler und Finanzanalysten. In jeder Fallstudie zeigen wir den an Ko gestellten Prompt, die von Ko zurückgelieferten Diagramme und die daraus gewonnenen Erkenntnisse.

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1. Marktanalysten: Von Constraint-Events zur Preisbildung

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

In New South Wales ist dies besonders hilfreich, um zu verstehen, wie lokale Netzrestriktionen die Batterieerlöse beeinflussen. Die folgenden Prompts nutzen Ko, um Constraint-Verluste über den gesamten Bestand zu vergleichen, Limondales schlimmstes lokales Preisereignis zu untersuchen und die wachsende Rolle von Batterien bei der Preisbildung zu bewerten.

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

• ​Broken Hill dominiert mit 225.962 $ — fast das Fünffache des nächstschlechtesten Assets. 148 restriktierte Intervalle mit einem durchschnittlichen RRP von 339 $/MWh bedeuten, dass die Restriktionen während echter Hochpreisphasen galten.
• 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 restriktiven Pfad betroffen sind.
• Limondale BESS liegt mit 8.116 $ auf Platz 5 — ein geringerer Wert aufgrund der kurzen Betriebsdauer von 7 Wochen.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 und Wallgrove hatten keine qualifizierenden Intervalle — ihre Standorte scheinen weitgehend von den Restriktionen im Westen und Fernwesten von NSW abgeschirmt zu sein.

Ergebnis: Das Restriktionsfenster lief etwa von 08:15 bis 18:00 Uhr AEST, also rund 9,75 Stunden. Das Muster ist auffällig und eindeutig.

• 00:00-08:10: Keine Restriktion. Der lokale Preis folgt exakt dem NSW RRP, beide liegen im Bereich von 58 bis 80 $ pro MWh, typisch für Nacht- und Morgenstunden.
• 08:15: Restriktionen treten abrupt in Kraft. Der lokale Preis weicht sofort vom RRP ab und fällt tief ins Negative, verursacht durch steigende Solarstromproduktion und Engpässe im lokalen Netz rund um Limondale in Riverina.
• 10:15-14:45: Maximale Abweichung. Lokale Preise erreichen wiederholt das Markttief von -1.000 $ pro MWh, während der NSW RRP moderat bei 22 bis 105 $ pro MWh bleibt. Das schlechteste Einzelintervall war 10:45 mit einer lokalen Preisanpassung von -1.009,89 $ pro MWh.
• 16:55-18:05: Restriktionen lassen nach. Die Solarproduktion nimmt am späten Nachmittag ab, und die Preisdifferenz verringert sich nach und nach.
• Ab 18:10: Restriktionen sind vollständig 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 hatte einen stabilen Anteil von etwa 3 bis 6 %, mit einem Höchstwert von 6,3 % im Dezember.
• Ab Januar 2026. Der Anteil verdreifachte sich fast monatlich, stieg von 6,3 % auf 17,3 % in nur einem Monat und kletterte weiter auf 22,4 % im März 2026.

Diese Entwicklung spiegelt mit hoher Wahrscheinlichkeit die Inbetriebnahme bedeutender neuer BESS-Kapazitäten in NSW Ende 2025 und Anfang 2026 wider, was den Wettbewerb erhöht und Batterien mehr Einfluss auf die Spotpreisbildung gibt. Im März 2026 wurde bei etwa jedem vierten bis fünften Dispatch-Intervall in NSW BESS als marginale Einheit eingesetzt.

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

Entwickler können Ko nutzen, um Investitionsannahmen in der Frühphase anhand des Modos-Forschungskatalogs zu testen. Dies umfasst regionale Ausblicke, Substate-Analysen, Capex-Daten, Vertragsforschung und das Asset-Register.

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

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 dank der ausgeprägten täglichen Preisschwankungen, die große Energiespreads schaffen, die eine 4-Stunden-Batterie morgens und abends nutzen kann.
• Victoria ist der Spitzenreiter beim Cycling-Potenzial. Die Schließung von Yallourn West sorgt für kurzfristige Volatilität, die die Einnahmen steigert, und die morgendliche Peak-Struktur schafft ein zweites profitables Dispatch-Fenster.
• New South Wales bleibt stabil bis in die frühen 2030er Jahre. Die Stilllegung von Eraring sorgt für einen geringeren Volatilitätsschub als die Kohleausstiege in den südlichen Bundesstaaten.
• Queensland belegt den letzten Platz unter den Festlandstaaten. Die Stilllegung von Gladstone bringt einen mittelfristigen Einnahmeschub, aber die Einnahmen sinken in den 2040er Jahren stärker.

Ergebnis: NSW weist die größte IRR-Spanne innerhalb eines Bundesstaates auf. 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 10,0 % in Nord-NSW. Diese Spanne von 1,8 Prozentpunkten ist das größte Standort-Malus im NEM und kann eine Investitionsentscheidung maßgeblich beeinflussen – größer als der Nord/Süd-Unterschied in Queensland.

Zwei Faktoren verstärken den Unterschied:

• MLF-Drag. MLFs wirken sich direkt auf die Energieerlöse über die gesamte Anlagenlaufzeit aus. Nord-NSW hat die niedrigsten MLFs aller Festlandregionen, sodass jede abgegebene MWh anteilig weniger wert ist.
• Netzrestriktionen. Einschränkungen in Teilregionen begrenzen, wie oft eine Batterie in Hochpreisintervallen einspeisen kann – genau die Zeiträume, in denen Speicheranlagen die höchsten Erträge erzielen.

Die Faustregel: Nähe zum Regional Reference Node und ein starker MLF sind ebenso wichtig wie die Bundesstaatenwahl.

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

Die Kosten pro kW sind weniger eindeutig. Sie sanken 2023 stark auf 770 $/kW, stiegen danach aber wieder. Grund ist vor allem der Trend zu längeren Systemdauern: Neue Projekte sind überwiegend 2- bis 4-Stunden-Systeme, wodurch mehr kWh pro kW Leistung installiert werden – dies erhöht die kW-Kosten, auch wenn die kWh-Kosten sinken.

3. Finanzanalysten: Vertragskonditionen, Ertragsgeschichte und Markttiefe

​Finanzanalysten können mit Ko die Daten und Analysen abrufen, die Due-Diligence-Berichte untermauern. Dazu gehören Vertragsbedingungen, Ertragsverläufe, Asset-Benchmarks und Forschung zu Deal-Strukturen, M&A und Risikoverteilung.

​So können Teams vorgeschlagene Konditionen mit dem Markt vergleichen. Vertragslaufzeit, Struktur und unterzeichnetes Volumen zeigen, wie ein Vertrag positioniert ist, was Gegenparteien akzeptieren und wo Verhandlungsspielräume liegen.

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

Ergebnis: Über alle Vertragsarten hinweg haben sich die durchschnittlichen Laufzeiten seit 2020 verlängert – ein Zeichen für wachsendes Vertrauen der Abnehmer in langfristige BESS-Verpflichtungen.

• 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 – 16,7 Jahre im Schnitt 2023 und stabil bei 14–15 Jahren in 2024/25. Der Anstieg 2023 resultierte aus mehreren 15- bis 20-jährigen Verträgen.
• Virtuelle Tolls. Seit 2022 mit 7 Jahren eingeführt, seitdem deutlich verlängert: 10,5 Jahre 2024, 13,3 Jahre 2025. 2025 wurden allein 6 virtuelle Tolls abgeschlossen – die aktivste Struktur in diesem Jahr.
• PPAs. Erst ab 2024, aber sofort mit langen Laufzeiten: 12,5 Jahre 2024, 17,5 Jahre 2025. Sie werden offenbar für Anlagen mit maximaler Planungssicherheit genutzt.
• Revenue Swaps. Ein dünner Markt, beobachtet 2021, 2023 und 2025/26. Laufzeiten zwischen 7 und 12 Jahren ohne klaren Trend.

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

Ergebnis: Energiearbitrage treibt inzwischen fast alle Batterieerlöse im NEM. FCAS ist von der Haupteinnahmequelle 2022 auf eine kleine Nebenrolle 2026 zurückgegangen.

• 2022. FCAS dominiert. 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, davon entfielen nur 34.000 $ oder 9 % auf Energie, der Rest auf FCAS.
• 2023. Ausgeglicheneres Verhältnis. FCAS blieb hoch, aber der Energieanteil wuchs auf rund 40–50 % der Gesamterlöse in den meisten Monaten.
• 2024. Energie übernimmt. Ab Anfang 2024 kam es zu einem klaren Wechsel: Energiearbitrage stieg auf bis zu 244.000 $/MW/Jahr Mitte 2024, während einzelne FCAS-Dienste meist unter 10.000 $/MW/Jahr fielen.
• 2025–2026. Energie dominiert, FCAS nahezu vernachlässigbar. 2025 sanken FCAS-Erlöse auf nahezu null für die meisten Dienste. Energie macht nun regelmäßig 90–95 % oder mehr der Gesamterlöse aus.

• 2023. Marktwende. Die unterzeichnete MW-Menge stieg von 160 MW 2022 auf fast 1 GW, angetrieben durch große physische Toll- und Revenue-Swap-Deals, da Projektentwickler sich die Finanzierung sichern wollten.
• 2024. Durchbruch für virtuelle Tolls. 640 MW wurden per virtuellem Toll abgeschlossen – ein echtes Alternativmodell zum physischen Toll, offenbar beliebt bei Energieversorgern, die finanzielle Beteiligung ohne Dispatch-Verpflichtung suchen.
• 2025. Rekordjahr mit 2,2 GW. Erstmals waren alle vier Strukturen gleichzeitig aktiv, und PPAs stiegen auf 640 MW – ihr bislang stärkstes Jahr.
• 2026. Bislang nur Teildaten, 244 MW bis Anfang Mai.

Physische Tolls bleiben das Rückgrat, sind jedes Jahr vertreten und stets die größte Einzelstruktur, verlieren aber allmählich Marktanteile, 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 größte Mehrwert zeigt sich, 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 Einstieg in die Analyse – egal, ob sie ein Marktgeschehen überprüfen, eine Projektannahme testen oder kommerzielle Unterlagen vorbereiten.

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

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