​Ko révolutionne la manière dont les utilisateurs interagissent avec l’intelligence de marché de Modo Energy dans le Terminal. Il répond aux questions en s'appuyant sur les mêmes recherches, jeux de données propriétaires et données de marché qui fondent l’analyse de Modo.

Cet article présente trois exemples illustrant comment exploiter l’analyse de Ko à l’aide de consignes successives. Les exemples concernent les analystes de marché, les développeurs et les analystes financiers. Pour chaque étude de cas, nous montrons la consigne donnée à Ko, les graphiques issus des données renvoyées par Ko, ainsi que les enseignements générés.

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1. Analystes de marché : des événements de contrainte à la formation des prix

Les analystes de marché peuvent utiliser Ko pour examiner les activités récentes du NEM. Ko combine les données en temps réel de l’AEMO avec la bibliothèque d’actifs et les jeux de données de Modo, reliant les résultats régionaux des prix aux actifs et contraintes qui les sous-tendent.

En Nouvelle-Galles du Sud, cela s’avère particulièrement utile pour comprendre comment les contraintes locales affectent les revenus des batteries. Les consignes ci-dessous utilisent Ko pour comparer les pertes dues aux contraintes à travers la flotte, examiner le pire événement tarifaire local de Limondale, et évaluer le rôle croissant des batteries dans la fixation du prix de l’énergie.

Résultat : Les contraintes tarifaires locales en NSW de novembre 2025 à mai 2026 ont été un problème très ciblé. Seules cinq batteries ont enregistré une perte de revenus, l’impact étant fortement concentré sur un seul actif.

• ​Broken Hill domine avec 225 962 $ — près de 5 fois le second actif. 148 intervalles contraints, avec un prix moyen de 339 $/MWh, indiquent que les contraintes survenaient lors d’événements de prix élevé.
• Le corridor Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) représente ~100 000 $ combinés — des intervalles et prix moyens quasi identiques confirment qu’ils sont contraints simultanément sur le même chemin contraignant.
• Limondale BESS est 5e avec 8 116 $ — un chiffre plus modeste dû à ses 7 semaines d’exploitation seulement.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 et Wallgrove n’ont eu aucun intervalle qualifiant — leurs emplacements semblent largement protégés des contraintes affectant l’ouest et l’extrême ouest du NSW.

Résultat : La fenêtre de contrainte s’est étendue d’environ 08h15 à 18h00 AEST, soit près de 9h45. Le schéma est frappant et sans ambiguïté.

• 00:00-08:10 : Pas de contrainte. Le prix local suit exactement le RRP NSW, tous deux entre 58 $ et 80 $/MWh, typique de la nuit et du matin.
• 08:15 : Les contraintes s’activent brusquement. Le prix local diverge instantanément du RRP et plonge en territoire très négatif, sous l’effet de la production solaire qui crée une congestion sur le réseau local desservant Limondale.
• 10:15-14:45 : Divergence maximale. Les prix locaux atteignent à plusieurs reprises le plancher du marché à -1 000 $/MWh, tandis que le RRP NSW reste modéré entre 22 $ et 105 $/MWh. Le pire intervalle était à 10h45, avec un ajustement de -1 009,89 $/MWh.
• 16:55-18:05 : La contrainte se relâche. La production solaire diminue en fin d’après-midi, et l’écart local/RRP se réduit progressivement.
• Après 18:10 : Les contraintes disparaissent totalement. Le prix local retrouve le suivi du RRP autour de 75 à 80 $/MWh.

Résultat : Le saut à partir de janvier 2026 est frappant.

• Avril à décembre 2025. Les BESS détenaient une part assez stable de 3 à 6 %, culminant à 6,3 % en décembre.
• À partir de janvier 2026. La part a presque triplé d’un mois à l’autre, passant de 6,3 % à 17,3 % en un mois, puis atteignant 22,4 % en mars 2026.

Ce point d’inflexion reflète presque certainement l’arrivée de capacités BESS significatives en NSW fin 2025 et début 2026, augmentant la concurrence à la marge et donnant aux batteries une influence bien plus grande sur la formation du prix spot. En mars 2026, environ 1 intervalle de dispatch sur 4 à 5 en NSW avait une BESS comme unité marginale.

2. Développeurs : où construire, quelle durée et à quel coût

Les développeurs peuvent utiliser Ko pour tester leurs hypothèses d’investissement en phase amont, grâce au catalogue de recherches de Modo. Cela inclut les perspectives régionales, analyses infrarégionales, données CAPEX, recherches sur les contrats et le registre des actifs.

Les consignes ci-dessous utilisent Ko pour comparer les rendements par État pour une mise en service en 2029, montrer comment la localisation au sein de la Nouvelle-Galles du Sud change le résultat, et comparer les coûts de construction aux données de projets publiées.

Résultat : L’Australie-Méridionale mène le scénario central avec un TRI de 12,7 %, suivie du Victoria à 12,4 %, de la Nouvelle-Galles du Sud à 11,8 % et du Queensland à 11,5 %.

• L’Australie-Méridionale domine grâce à la volatilité intrajournalière la plus marquée, offrant des écarts de prix importants qu’une batterie 4h peut exploiter sur les pics du matin et du soir.
• Le Victoria se distingue pour le cyclage. La fermeture de Yallourn West crée une volatilité à court terme qui augmente les revenus, et la structure du pic matinal de l’État offre une seconde fenêtre de dispatch rentable.
• La Nouvelle-Galles du Sud est stable au début des années 2030. La fermeture d’Eraring apporte un effet volatilité plus modéré que les arrêts de centrales dans le sud.
• Le Queensland est le dernier parmi les États continentaux. Les fermetures de Gladstone offrent un gain temporaire à mi-décennie, mais les revenus chutent plus fortement dans les années 2040.

Résultat : Le NSW présente l’écart de TRI intra-étatique le plus important du continent. Dans le scénario central, le TRI non levier d’une batterie 4h varie de 11,8 % au centre du NSW (nœud de référence régional), à 11,3 % au sud et 10,0 % au nord. Cet écart de 1,8 point de pourcentage est le plus élevé du NEM, suffisant pour influencer une décision d’investissement, et supérieur à l’écart nord/sud du Queensland.

Deux mécanismes majeurs expliquent cet écart :

• Effet MLF. Les MLF impactent directement les revenus énergétiques sur toute la durée de vie de l’actif. Le nord du NSW a les MLF les plus bas du continent, chaque MWh injecté valant donc moins au compteur.
• Contraintes réseau. Les sous-régions contraintes limitent la fréquence à laquelle une batterie peut injecter lors des intervalles de prix élevé, moments clés pour générer des revenus.

La règle générale : la proximité du nœud de référence régional et un MLF élevé sont aussi importants que le choix de l’État.

Résultat : Le coût par MWh a globalement diminué, passant d’environ 990 $/kWh à Hornsdale à 560 $/kWh en 2025, soit une baisse d’environ 27 %. Cela reflète la baisse mondiale du coût des cellules et l’augmentation de l’échelle des projets.

Le coût par kW est moins tranché. Il a nettement baissé en 2023 à 770 $/kW avant de remonter. Cela reflète surtout l’allongement de la durée des nouveaux projets : la plupart sont désormais des systèmes de 2 à 4 heures, donc plus de kWh par kW, ce qui gonfle le coût par kW même si le coût par kWh baisse.

3. Analystes financiers : conditions contractuelles, historique de revenus et profondeur du marché

​Les analystes financiers peuvent utiliser Ko pour extraire les données et analyses utiles à la rédaction de rapports de due diligence. Cela inclut les termes d’offtake, l’historique des revenus, les benchmarks d’actifs et les recherches sur les structures de deals, fusions-acquisitions et la répartition des risques.

​Cela aide les équipes à comparer les conditions proposées au marché. La durée, la structure et le volume signé d’un contrat d’offtake fournissent des indications sur le positionnement, les contreparties et les marges de négociation possibles.

Les consignes ci-dessous utilisent Ko pour montrer l’évolution de la durée des contrats, le transfert des revenus du FCAS vers l’énergie, et le volume d’offtake signé depuis 2020.

Résultat : Pour tous types de contrats, la durée moyenne s’est globalement allongée depuis 2020, reflétant une confiance croissante des offtakers dans les engagements BESS de long terme.

• Physical tolls. Structure dominante sur la période. Durée moyenne de 12,5 ans en 2020, descendue à 10 ans en 2021-2022, puis forte hausse à 16,7 ans en 2023 et maintien à 14-15 ans en 2024-2025. Le pic de 2023 est lié à plusieurs contrats de 15-20 ans.
• Virtual tolls. Apparus en 2022 à 7 ans, puis extension rapide à 10,5 ans en 2024 et 13,3 ans en 2025. 6 virtual tolls confirmés rien qu’en 2025, structure la plus active cette année-là.
• PPA. Seulement à partir de 2024 mais avec des durées longues d’emblée : 12,5 ans en 2024 et 17,5 ans en 2025, signe d’une recherche de sécurité de revenus à long terme.
• Revenue swaps. Marché plus limité, vu en 2021, 2023 et 2025-2026. Durées de 7 à 12 ans sans tendance claire.

La cohorte 2025, toutes structures confondues, montre une nette préférence pour les engagements de 10 à 20 ans.

Résultat : L’arbitrage énergie génère désormais presque tous les revenus des batteries du NEM. Le FCAS est passé de principale source en 2022 à un rôle secondaire en 2026.

• 2022. Domination du FCAS. Le FCAS, en particulier la régulation raise/lower et le 6-sec, représentait une large part du total. En novembre 2022, les revenus atteignaient 360 000 $/MW/an annualisés, l’énergie ne représentant que 34 000 $ (9 %), le reste provenant du FCAS.
• 2023. Répartition plus équilibrée. Le FCAS restait élevé mais l’énergie a progressé, représentant 40 à 50 % des revenus la plupart des mois.
• 2024. L’énergie prend le dessus. Changement décisif début 2024 : l’arbitrage énergie a grimpé à 244 000 $/MW/an mi-2024, alors que les services FCAS sont passés sous 10 000 $/MW/an.
• 2025-2026. L’énergie domine, FCAS quasi nul. En 2025, le FCAS est proche de zéro pour la plupart des services. L’énergie représente désormais 90 à 95 % ou plus des revenus totaux.

• 2023. Point d’inflexion du marché. Les MW signés sont passés de 160 MW en 2022 à près de 1 GW, portés par de gros contrats physical toll et revenue swap, les développeurs cherchant à sécuriser le financement.
• 2024. Année record pour les virtual tolls. 640 MW signés via des virtual tolls, devenus une vraie alternative au physical toll, probablement en réponse à la demande croissante des fournisseurs voulant une exposition financière sans obligation d’exploitation.
• 2025. Année la plus importante avec 2,2 GW. Les quatre structures actives en même temps pour la première fois, et les PPA atteignent 640 MW, leur record.
• 2026. Données partielles, 244 MW à début mai.

Les physical tolls restent la colonne vertébrale, présents chaque année et toujours la structure la plus importante, mais leur part diminue progressivement au profit des virtual tolls et PPA.

​Points clés à retenir

À travers ces trois exemples, Ko aide les utilisateurs à passer plus rapidement d’une question aux données et analyses pertinentes qu’en procédant manuellement.

La valeur ajoutée est particulièrement visible lorsque la question couvre plusieurs sources. Ko identifie les données utiles, renvoie le résultat et explique la signification dans le contexte. Cela donne un point de départ rapide pour l’analyse, que ce soit pour étudier un événement de marché, tester une hypothèse projet ou préparer des supports commerciaux.

Ko ne remplace pas le jugement des analystes. Il aide à tester la première réponse, comprendre les données sous-jacentes et décider où approfondir l’analyse.

Si vous souhaitez comprendre comment Ko peut accompagner votre rôle, contactez l’équipe Modo Energy.