Ko cambia la forma en que los usuarios interactúan con la inteligencia de mercado de Modo Energy dentro del Terminal. Responde preguntas utilizando la misma investigación, bases de datos propietarias y datos de mercado que sustentan el análisis de Modo.

Este artículo recorre tres ejemplos de cómo los usuarios pueden aprovechar el análisis de Ko con indicaciones encadenadas. Los ejemplos cubren a analistas de mercado, desarrolladores y analistas financieros. En cada caso de estudio, mostramos la indicación dada a Ko, los gráficos generados a partir de los datos que Ko devolvió y los insights generados por Ko.

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1. Analistas de mercado: de eventos de restricción a formación de precios

Los analistas de mercado pueden utilizar Ko para investigar la actividad reciente del NEM. Ko combina datos en vivo de AEMO con la biblioteca de activos de Modo y conjuntos de datos de mercado, vinculando los resultados de precios regionales con los activos y restricciones detrás de ellos.

En Nueva Gales del Sur, esto es especialmente útil para entender cómo las restricciones locales afectan los ingresos de las baterías. Las indicaciones a continuación usan Ko para comparar pérdidas por restricciones en toda la flota, examinar el peor evento de precios locales de Limondale y evaluar el papel creciente de las baterías en la formación del precio de la energía.

Resultado: Las restricciones de precios locales en NSW de noviembre de 2025 a mayo de 2026 fueron un problema muy focalizado. Solo cinco baterías registraron alguna pérdida de ingresos, y el impacto se concentró fuertemente en un solo activo.

• Broken Hill lidera con $225,962 — casi 5 veces más que el siguiente peor activo. 148 intervalos restringidos, con un RRP promedio de $339/MWh, indican que las restricciones se activaron durante eventos genuinos de precios altos.
• El corredor de Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) representa aproximadamente $100,000 en conjunto — recuentos de intervalos y promedios de RRP casi idénticos confirman que están siendo restringidos simultáneamente en la misma ruta vinculante.
• Limondale BESS es quinto con $8,116 — una cifra más modesta debido a sus solo 7 semanas de operación.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 y Wallgrove no tuvieron intervalos calificados — sus ubicaciones parecen estar en gran medida aisladas de las restricciones que afectan al oeste y extremo oeste de NSW.

Resultado: La ventana de restricción fue aproximadamente de 08:15 a 18:00 AEST, unas 9,75 horas. El patrón es claro y contundente.

• 00:00-08:10: Sin restricción. El precio local sigue exactamente al RRP de NSW, ambos en el rango de $58 a $80 por MWh, típico de los períodos nocturnos y matutinos.
• 08:15: Se activan restricciones de forma abrupta. El precio local se desvía instantáneamente del RRP y cae a territorio profundamente negativo, impulsado por el aumento de la generación solar que genera congestión en la red local que abastece la ubicación Riverina de Limondale.
• 10:15-14:45: Máxima divergencia. Los precios locales tocan repetidamente el piso del mercado de -$1,000 por MWh, mientras que el RRP de NSW se mantiene en un modesto rango de $22 a $105 por MWh. El peor intervalo fue a las 10:45, con un ajuste de precio local de -$1,009.89 por MWh.
• 16:55-18:05: La restricción disminuye. La generación solar baja al final de la tarde y la diferencia entre precio local y RRP se reduce gradualmente.
• 18:10 en adelante: Las restricciones desaparecen por completo. El precio local vuelve a seguir al RRP alrededor de $75 a $80 por MWh.

Resultado: El cambio abrupto desde enero de 2026 es notable.

• Abril a diciembre de 2025. Las BESS mantuvieron una cuota estable de alrededor del 3 al 6%, alcanzando un máximo del 6.3% en diciembre.
• Enero de 2026 en adelante. La cuota casi se triplicó mes a mes, pasando del 6.3% al 17.3% en solo un mes, y continuó creciendo hasta el 22.4% en marzo de 2026.

Este punto de inflexión casi con seguridad refleja la entrada en operación de una capacidad significativa de BESS en NSW a finales de 2025 e inicios de 2026, aumentando la competencia marginal y dando a las baterías mayor influencia sobre la formación del precio spot. Para marzo de 2026, aproximadamente 1 de cada 4 a 5 intervalos de despacho en NSW tuvo a una BESS como unidad marginal.

2. Desarrolladores: dónde construir, qué duración y a qué costo

Los desarrolladores pueden usar Ko para contrastar supuestos de inversión en etapas tempranas con el catálogo de investigación de Modo. Esto incluye perspectivas regionales, análisis a nivel subestatal, datos de capex, investigación sobre contratos y el registro de activos.

Las indicaciones siguientes usan Ko para comparar retornos a nivel estatal para una construcción en 2029, mostrar cómo la ubicación cambia el resultado dentro de Nueva Gales del Sur y comparar costos de construcción con datos de proyectos divulgados.

Resultado: Australia Meridional lidera el escenario Central con un IRR de 12.7%, seguida de Victoria con 12.4%, Nueva Gales del Sur con 11.8% y Queensland con 11.5%.

• Australia Meridional lidera porque tiene la mayor volatilidad intradía de precios, generando grandes diferenciales de energía que una batería de 4 horas puede capturar tanto en los picos matutinos como vespertinos.
• Victoria destaca por su potencial de ciclado. El cierre de Yallourn West genera volatilidad a corto plazo que aumenta los ingresos, y la estructura del pico matutino del estado crea una segunda ventana rentable de despacho.
• Nueva Gales del Sur es estable durante los primeros años de la década de 2030. El retiro de Eraring aporta un impulso de volatilidad menor que las salidas de carbón en los estados del sur.
• Queensland ocupa el último lugar entre los estados continentales. Los retiros de Gladstone ofrecen un impulso de ingresos a mitad de década, pero los ingresos disminuyen más rápidamente en la década de 2040.

Resultado: NSW tiene la mayor brecha de IRR intrarregional de cualquier estado continental. En el escenario Central, el IRR no apalancado de una batería de 4 horas varía del 11.8% en el centro de NSW (Nodo de Referencia Regional), al 11.3% en el sur de NSW, y al 10.0% en el norte de NSW. Esa diferencia de 1.8 puntos porcentuales es la penalización por ubicación más grande en cualquier estado del NEM, suficiente para influir materialmente en una decisión de inversión, y mayor que la división norte/sur equivalente en Queensland.

Dos mecanismos compuestos generan la brecha:

• Arrastre de MLF. Los MLF ajustan directamente los ingresos energéticos a lo largo de la vida del activo. El norte de NSW tiene los MLF más bajos de cualquier región continental, por lo que cada MWh despachado vale proporcionalmente menos en el medidor.
• Restricciones de red. Las subregiones restringidas limitan la frecuencia con la que una batería puede despachar en intervalos de alto precio, precisamente los periodos que más necesita acceder un activo de almacenamiento para generar retornos.

La regla general es que la proximidad al Nodo de Referencia Regional y un MLF fuerte son tan importantes como la elección del estado.

Resultado: El costo por MWh ha disminuido en general, de alrededor de $990 por kWh en Hornsdale a $560 por kWh en 2025, una reducción aproximada del 27%. Esto refleja la caída global del costo de las celdas y el aumento de la escala de los proyectos.

El costo por kW no es tan claro. Cayó bruscamente en 2023 a $770 por kW antes de volver a subir. Esto refleja principalmente la tendencia a sistemas de mayor duración: los proyectos más nuevos son predominantemente de 2 a 4 horas, lo que significa más kWh por kW de capacidad de potencia, lo que infla la cifra por kW incluso cuando la de kWh disminuye.

3. Analistas financieros: términos de contratos, historial de ingresos y profundidad de mercado

Los analistas financieros pueden usar Ko para extraer los datos y análisis que sustentan los informes de due diligence. Esto incluye términos de contratos de compraventa, historial de ingresos, benchmarks de activos e investigación sobre estructuras de acuerdos, fusiones y adquisiciones y asignación de riesgos.

Esto ayuda a los equipos a comparar los términos propuestos con el mercado. El plazo del contrato, la estructura y el volumen firmado pueden indicar cómo se posiciona un contrato, qué aceptan las contrapartes y dónde pueden estar los rangos de negociación.

Las indicaciones siguientes usan Ko para mostrar cómo ha cambiado el plazo de los contratos, cómo los ingresos han pasado del FCAS a la energía, y cuántos MW de contratos se han firmado desde 2020.

Resultado: En todos los tipos de contrato, los plazos promedio han tendido a alargarse desde 2020, reflejando una mayor confianza de los compradores en compromisos BESS a largo plazo.

• Peajes físicos. La estructura dominante durante todo el periodo. Los plazos comenzaron en 12.5 años en 2020, bajaron a 10 años en 2021 y 2022, luego subieron bruscamente, promediando 16.7 años en 2023 y manteniéndose en 14 a 15 años en 2024 y 2025. El pico de 2023 fue impulsado por varios acuerdos de 15 a 20 años.
• Peajes virtuales. Surgieron en 2022 con 7 años, pero han crecido considerablemente, llegando a 10.5 años en 2024 y 13.3 años en 2025. Solo en 2025 se confirmaron 6 peajes virtuales, siendo la estructura más activa ese año.
• PPAs. Solo aparecieron a partir de 2024, pero con plazos largos desde el inicio. 12.5 años en 2024 y 17.5 años en 2025, lo que sugiere que se usan para activos que buscan la mayor certidumbre de ingresos a largo plazo.
• Swaps de ingresos. Un mercado más reducido, visto en 2021, 2023 y 2025 a 2026. Los plazos han variado de 7 a 12 años sin una tendencia clara.

El grupo de 2025 en todas las estructuras muestra una clara preferencia por compromisos de 10 a 20 años.

Resultado: El arbitraje de energía ahora impulsa casi todos los ingresos de las baterías del NEM. El FCAS ha pasado de ser la principal fuente de ingresos en 2022 a un papel secundario en 2026.

• 2022. Dominio del FCAS. El FCAS, especialmente regulación "raise" y "lower" y los servicios de 6 segundos, representaban una parte sustancial del ingreso total. En noviembre de 2022, el ingreso total alcanzó unos $360,000 por MW por año anualizado, con la energía aportando solo unos $34,000 o 9%, mientras que el FCAS era la mayor parte.
• 2023. Mezcla más equilibrada. El FCAS se mantuvo alto, pero la energía aumentó su proporción, representando entre el 40 y 50% del ingreso total la mayoría de los meses.
• 2024. La energía toma el control. Se produjo un cambio decisivo desde principios de 2024. El arbitraje de energía se disparó, alcanzando un máximo de unos $244,000 por MW por año a mediados de 2024, mientras que los servicios individuales de FCAS bajaron en su mayoría de $10,000 por MW por año.
• 2025 a 2026. Energía dominante, FCAS casi insignificante. Para 2025, los ingresos de FCAS cayeron casi a cero para la mayoría de los servicios. La energía representa ahora regularmente el 90 a 95% o más del ingreso total.

• 2023. Punto de inflexión de mercado. Los MW firmados totales saltaron de 160 MW en 2022 a casi 1 GW, impulsados por grandes acuerdos de peaje físico y swaps de ingresos a medida que los desarrolladores de proyectos se apresuraban a asegurar financiamiento.
• 2024. Año destacado para peajes virtuales. 640 MW firmados mediante estructuras de peaje virtual, emergiendo como una alternativa real al peaje físico, probablemente reflejando el creciente interés de minoristas energéticos en exposición financiera sin obligaciones de despacho.
• 2025. El mayor año registrado con 2.2 GW. Las cuatro estructuras estuvieron activas simultáneamente por primera vez y los PPAs se dispararon a 640 MW, su mayor año.
• 2026. Datos parciales del año, 244 MW hasta principios de mayo.

Los peajes físicos siguen siendo la columna vertebral, presentes cada año y consistentemente la estructura individual más grande, pero su cuota de MW totales disminuye gradualmente a medida que crecen los peajes virtuales y los PPAs.

Conclusiones clave

En los tres ejemplos, Ko ayuda a los usuarios a pasar de una pregunta a los datos y análisis relevantes más rápido que el método manual.

El valor es más claro cuando una pregunta abarca múltiples fuentes. Ko puede identificar los datos relevantes, devolver el resultado y explicar su significado en contexto. Esto da a los usuarios un punto de partida más rápido para el análisis, ya sea revisando un evento de mercado, probando un supuesto de proyecto o preparando material comercial.

Ko no reemplaza el juicio del analista. Ayuda a los usuarios a poner a prueba la primera respuesta, entender los datos de respaldo y decidir dónde se requiere un análisis más profundo.

Si quieres saber cómo Ko puede apoyar tu función, por favor ponte en contacto con el equipo de Modo Energy.