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 fondent l’analyse de Modo.

Cet article présente trois exemples illustrant comment utiliser l’analyse de Ko avec des consignes imbriquées. 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 générés à partir des données retournées, ainsi que les enseignements issus de 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 AEMO en temps réel avec la bibliothèque d’actifs de Modo et les jeux de données de marché, reliant les résultats de prix régionaux aux actifs et contraintes sous-jacents.

En Nouvelle-Galles du Sud, cela est 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 de tarification locale de Limondale, et évaluer le rôle croissant des batteries dans la fixation du prix de l’énergie.

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, l’impact étant fortement concentré sur un seul actif.

• Broken Hill domine avec 225 962 $ — près de 5 fois le second actif le plus touché. 148 intervalles contraints, avec un prix moyen RRP de 339 $/MWh, indiquent que les contraintes étaient actives lors de véritables pics de prix élevés.
• Le corridor Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) représente ~100k $ au total — des nombres d’intervalles et des moyennes RRP quasi identiques confirment qu’ils sont contraints simultanément sur le même axe contraignant.
• Limondale BESS est 5ème 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 — leur localisation semble largement protégée 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 9,75 heures. Le schéma est frappant et sans ambiguïté.

• 00:00-08:10 : Pas de contrainte. Le prix local suit exactement le RRP du NSW, tous deux dans la fourchette de 58 à 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 fortement négatif, sous l’effet d’une production solaire importante créant une congestion sur le réseau local desservant la zone Riverina de 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 du NSW reste modéré, entre 22 et 105 $/MWh. Le pire intervalle unique a été 10h45, avec un ajustement de prix local 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 sont totalement levées. Le prix local revient à suivre le RRP autour de 75 à 80 $/MWh.

Résultat : Le changement brutal à partir de janvier 2026 est frappant.

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

Ce point d’inflexion reflète presque certainement une nouvelle capacité BESS significative mise en service 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 les hypothèses d’investissement en phase amont grâce au catalogue de recherches de Modo. Cela inclut les perspectives régionales, l’analyse infra-étatique, les données CAPEX, les études de contrats et le registre des actifs.

Les consignes ci-dessous utilisent Ko pour comparer les rendements par État pour une construction en 2029, montrer comment la localisation change le résultat en Nouvelle-Galles du Sud, 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 une volatilité intra-journalière très marquée, créant de larges écarts de prix que la batterie 4h peut exploiter sur les pics matin et soir.
• Le Victoria se démarque pour le potentiel de cyclage. La fermeture de Yallourn West crée une volatilité à court terme qui augmente les revenus, et la structure des pics matinaux de l’État crée une seconde fenêtre de dispatch rentable.
• La Nouvelle-Galles du Sud est stable au début des années 2030. La fermeture d’Eraring offre un effet volatilité moindre que les arrêts de centrales au charbon dans le sud.
• Le Queensland est dernier parmi les États continentaux. Les retraits de Gladstone apportent un surcroît de revenus au milieu de la décennie, mais ceux-ci chutent plus fortement dans les années 2040.

Résultat : Le NSW présente l’écart de TRI intra-étatique le plus important de tous les États continentaux. Dans le scénario central, le TRI non levé d’une batterie 4h varie de 11,8 % au centre du NSW (nœud de référence régional), à 11,3 % au sud du NSW, et 10,0 % au nord du NSW. Cet écart de 1,8 point est le plus grand « malus » de localisation de tout le NEM, suffisant pour influencer une décision d’investissement, et supérieur à la différence nord/sud du Queensland.

Deux facteurs amplifient cet écart :

• Effet MLF. Les MLF impactent directement les revenus énergétiques pendant toute la durée de vie de l’actif. Le nord du NSW a les MLF les plus faibles du continent, ce qui réduit la valeur de chaque MWh injecté.
• Contraintes réseau. Les sous-régions contraintes limitent la capacité d’une batterie à injecter lors des intervalles de prix élevé, précisément les périodes où le stockage doit accéder au marché pour générer des revenus.

La règle d’or : 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 la taille des projets.

Le coût par kW est moins net. Il a chuté fortement en 2023 à 770 $/kW avant de remonter. Cela reflète surtout l’allongement de la durée des systèmes : les nouveaux projets sont principalement des systèmes de 2 à 4 heures, donc plus de kWh par kW de puissance, ce qui gonfle le coût par kW même si celui par kWh baisse.

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

Les analystes financiers peuvent utiliser Ko pour extraire les données et analyses qui alimentent les 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, 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 l’accord, de comprendre ce que les contreparties acceptent et d’identifier les marges de négociation potentielles.

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 : Tous types de contrats confondus, les durées moyennes se sont généralement allongées depuis 2020, reflétant une confiance croissante des offtakers dans des engagements BESS de long terme.

• Physical tolls. Structure dominante sur la période. Durées de 12,5 ans en 2020, tombées à 10 ans en 2021-2022, puis forte hausse à 16,7 ans en 2023, et stabilisation à 14-15 ans en 2024-2025. Le pic de 2023 vient de plusieurs accords sur 15-20 ans.
• Virtual tolls. Apparus en 2022 à 7 ans, ils se sont ensuite nettement allongés, atteignant 10,5 ans en 2024 et 13,3 ans en 2025. 6 virtual tolls confirmés en 2025, structure la plus active cette année-là.
• PPA. Seulement à partir de 2024 mais avec de longues durées d’emblée. 12,5 ans en 2024 et 17,5 ans en 2025, suggérant qu’ils visent les actifs recherchant la plus grande sécurité de revenus.
• Revenue swaps. Marché plus mince, 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 presque tous les revenus des batteries du NEM. Le FCAS, qui était la principale source en 2022, joue un rôle mineur en 2026.

• 2022. Domination du FCAS. Le FCAS, notamment les services de régulation et de réserve 6 sec, constituait une part importante du revenu total. En novembre 2022, le revenu total atteignait environ 360k $/MW/an annualisé, avec l’énergie ne représentant que 34k $ ou 9 %, le reste venant du FCAS.
• 2023. Répartition plus équilibrée. Le FCAS restait élevé mais l’énergie a augmenté sa part, représentant 40 à 50 % du total la plupart des mois.
• 2024. L’énergie prend le dessus. Changement décisif début 2024 : l’arbitrage énergie a bondi, culminant à 244k $/MW/an mi-2024, tandis que les services FCAS individuels tombaient sous 10k $/MW/an.
• 2025 à 2026. L’énergie domine, le FCAS devient négligeable. Dès 2025, le FCAS chute à presque zéro pour la plupart des services. L’énergie représente désormais régulièrement 90 à 95 % (ou plus) du revenu total.

• 2023. Point d’inflexion du marché. Les MW signés sont passés de 160 MW en 2022 à près de 1 GW, portés par de grands contrats physical toll et revenue swap, alors que les développeurs sécurisaient leur financement.
• 2024. Année décisive pour les virtual tolls. 640 MW signés sous forme de virtual toll, devenant une véritable alternative au physical toll, reflet de l’intérêt croissant des fournisseurs d’énergie pour une exposition financière sans obligation de dispatch.
• 2025. Année record avec 2,2 GW. Les quatre structures étaient actives simultanément pour la première fois, et les PPA ont bondi à 640 MW, leur record annuel.
• 2026. Données partielles, 244 MW signés à début mai.

Les physical tolls restent la colonne vertébrale, présents chaque année et structure dominante en MW, 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 d’une question aux données et analyses pertinentes plus rapidement qu’en procédant manuellement.

La valeur ajoutée est la plus évidente quand une question mobilise plusieurs sources. Ko peut identifier les données pertinentes, restituer le résultat et expliquer le contexte. Cela donne aux utilisateurs un point de départ plus rapide, que ce soit pour analyser un événement de marché, tester une hypothèse projet ou préparer du matériel commercial.

Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. 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 soutenir votre rôle, contactez l’équipe Modo Energy.