Ko transforme la façon 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 sous-tendent les analyses de Modo.

Cet article présente trois exemples illustrant comment les utilisateurs peuvent exploiter l’analyse de Ko avec des requêtes en plusieurs étapes. Les exemples concernent les analystes de marché, les développeurs et les analystes financiers. Pour chaque cas d’étude, nous montrons la requête envoyée à Ko, les graphiques issus des données retournées, ainsi que les insights générés par Ko.

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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 explorer l’activité récente du NEM. Ko combine les données en temps réel de l’AEMO avec la bibliothèque d’actifs et les jeux de données de marché de Modo, reliant les résultats régionaux de prix aux actifs et contraintes qui les sous-tendent.

En Nouvelle-Galles du Sud, cela est particulièrement utile pour comprendre comment les contraintes locales affectent les revenus des batteries. Les requêtes ci-dessous utilisent Ko pour comparer les pertes dues aux contraintes sur l’ensemble du parc, examiner le pire événement tarifaire local de Limondale, et évaluer le rôle croissant des batteries dans la fixation du prix de l’électricité.

Résultat : Les contraintes de prix local en NSW de novembre 2025 à mai 2026 étaient un problème très ciblé. Seules cinq batteries ont enregistré une perte de revenus, et l’impact s’est fortement concentré sur un seul actif.

• Broken Hill domine avec 225 962 $ — près de 5 fois plus que le deuxième actif le plus touché. 148 intervalles contraints, avec un prix moyen (RRP) de 339 $/MWh, montrent que les contraintes étaient actives lors de véritables épisodes de prix élevés.
• Le corridor de Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) cumule environ 100 000 $ — des nombres d’intervalles et des moyennes RRP quasi identiques confirment qu’ils sont contraints simultanément sur le même axe de contrainte.
• Limondale BESS est 5e avec 8 116 $ — un montant plus modeste en raison de sa courte période d’exploitation (7 semaines).
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 et Wallgrove n’ont eu aucun intervalle qualifiant — leur localisation semble largement protégée des contraintes affectant l’ouest et l’extrême ouest de la NSW.

Résultat : La fenêtre de contrainte a duré environ de 08h15 à 18h00 AEST, soit environ 9,75 heures. Le schéma est frappant et sans ambiguïté.

• 00h00-08h10 : Aucune contrainte. Le prix local suit exactement le RRP de NSW, les deux oscillant entre 58 et 80 $/MWh, typique des périodes nocturnes et matinales.
• 08h15 : Les contraintes s’activent soudainement. Le prix local diverge instantanément du RRP et plonge en territoire fortement négatif, dû à la forte production solaire créant une congestion sur le réseau local desservant Limondale (Riverina).
• 10h15-14h45 : Divergence maximale. Les prix locaux atteignent à plusieurs reprises le plancher du marché à -1 000 $/MWh, tandis que le RRP reste modeste entre 22 et 105 $/MWh. Le pire intervalle unique était à 10h45, avec un ajustement du prix local de -1 009,89 $/MWh.
• 16h55-18h05 : La contrainte s’atténue. La production solaire diminue en fin d’après-midi, et l’écart local/RRP se réduit progressivement.
• Après 18h10 : Les contraintes disparaissent complètement. Le prix local revient à suivre le RRP autour de 75 à 80 $/MWh.

Résultat : Le changement à partir de janvier 2026 est net.

• Avril à décembre 2025. Les BESS détenaient une part relativement stable autour de 3 à 6 %, avec un pic 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 seul mois, et a continué d’augmenter jusqu’à 22,4 % en mars 2026.

Ce point d’inflexion reflète presque certainement l’arrivée de nouvelles 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 des prix spot. En mars 2026, environ 1 intervalle de dispatch sur 4 ou 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, les analyses par sous-région, les données CAPEX, les recherches sur les contrats et le registre des actifs.

Les requêtes ci-dessous utilisent Ko pour comparer les rendements au niveau des États pour un projet livré en 2029, montrer comment la localisation modifie le résultat en NSW, et comparer les coûts de construction aux données de projets publiées.

Résultat : L’Australie-Méridionale est en tête dans 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 plus forte volatilité intrajournalière des prix, créant d’importants écarts que la batterie 4h peut exploiter lors des pics du matin et du soir.
• Le Victoria se distingue pour le potentiel de 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 reste stable jusqu’au début des années 2030. La fermeture d’Eraring apporte un effet volatilité moindre que les arrêts de centrales au charbon dans les États du sud.
• Le Queensland est dernier parmi les États continentaux. Les fermetures de Gladstone offrent un surcroît de revenus vers le milieu de la décennie, mais ceux-ci diminuent plus fortement dans les années 2040.

Résultat : La 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 de la NSW (nœud de référence régional), à 11,3 % au sud, et à 10,0 % au nord. Cet écart de 1,8 point de pourcentage est la plus forte pénalité de localisation du NEM, suffisante pour influencer une décision d’investissement, et supérieure à l’écart nord/sud observé dans le Queensland.

Deux mécanismes principaux expliquent cet écart :

• Effet MLF. Les MLF ajustent directement les revenus énergétiques sur toute la durée de vie de l’actif. Le nord de la NSW a les MLF les plus bas du continent, ce qui signifie que chaque MWh injecté vaut proportionnellement moins au compteur.
• Contraintes réseau. Les sous-régions contraintes limitent la capacité d’une batterie à injecter lors des intervalles à prix élevé, précisément ceux dont un stockage a besoin pour générer des revenus.

La règle empirique est que 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 lisible. Il a fortement chuté en 2023 à 770 $/kW avant de remonter. Cela s’explique surtout par l’allongement de la durée moyenne : les nouveaux projets sont majoritairement 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 de marché

Les analystes financiers peuvent utiliser Ko pour extraire les données et analyses nécessaires à la due diligence. Cela inclut les conditions d’offtake, l’historique des revenus, les benchmarks d’actifs et les recherches sur la structuration des deals, les 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 permettent de positionner une offre, de comprendre les attentes des contreparties et d’identifier les marges de négociation possibles.

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

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

• Physical tolls. Structure dominante sur la période. Durées moyennes de 12,5 ans en 2020, chute à 10 ans en 2021-2022, puis forte hausse avec une moyenne de 16,7 ans en 2023, stabilisée à 14-15 ans en 2024-2025. Le pic de 2023 s’explique par plusieurs deals de 15 à 20 ans.
• Virtual tolls. Apparus en 2022 à 7 ans, ils se sont allongés jusqu’à 10,5 ans en 2024 et 13,3 ans en 2025. Six virtual tolls confirmés en 2025, faisant de cette structure la plus active cette année-là.
• PPAs. Introduits seulement à partir de 2024 mais avec des durées longues dès le départ : 12,5 ans en 2024 et 17,5 ans en 2025, ce qui indique qu’ils sont utilisés pour sécuriser les revenus les plus longs.
• Revenue swaps. Marché plus étroit, observé 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 la quasi-totalité des revenus des batteries du NEM. Le FCAS, qui était la principale source en 2022, n’a plus qu’un rôle mineur en 2026.

• 2022. Domination du FCAS. Le FCAS, notamment regulation raise/lower et 6-sec raise/lower, représentait une part substantielle du revenu total. En novembre 2022, le revenu total atteignait environ 360 000 $/MW/an annualisé, dont seulement 34 000 $ (9 %) pour l’énergie, le reste venant du FCAS.
• 2023. Répartition plus équilibrée. Le FCAS restait élevé mais l’énergie a rapidement augmenté, atteignant 40 à 50 % du revenu total sur la plupart des mois.
• 2024. L’énergie prend le dessus. Décrochage net dès début 2024 : l’arbitrage énergie a bondi jusqu’à 244 000 $/MW/an mi-2024, tandis que les revenus FCAS individuels sont tombés sous 10 000 $/MW/an.
• 2025-2026. L’énergie domine, FCAS quasi-négligeable. En 2025, les revenus FCAS sont proches de zéro pour la plupart des services. L’énergie représente désormais régulièrement 90 à 95 % (ou plus) du revenu total.

• 2023. Virage du marché. Les MW signés ont bondi de 160 MW en 2022 à près de 1 GW, portés par de grands contrats physical toll et revenue swap, alors que les développeurs cherchaient à sécuriser leur financement.
• 2024. Année record pour les virtual tolls. 640 MW signés via des virtual tolls, qui s’imposent comme une véritable alternative au physical toll, probablement en réponse à l’appétit croissant des fournisseurs d’énergie pour une exposition financière sans obligation de dispatch.
• 2025. Année la plus active avec 2,2 GW. Les quatre structures actives pour la première fois simultanément, et les PPAs bondissent à 640 MW, leur record annuel.
• 2026. Données partielles, 244 MW enregistrés jusqu’à début mai.

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

​Points clés à retenir

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

La valeur ajoutée est la plus visible lorsqu’une question mobilise plusieurs sources. Ko sait identifier les données pertinentes, fournir le résultat et expliquer leur signification dans le contexte. Cela donne aux utilisateurs un point de départ plus rapide pour l’analyse, que ce soit pour examiner un événement de marché, tester une hypothèse de projet ou préparer un support commercial.

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

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