​Ko rivoluziona il modo in cui gli utenti interagiscono con l’intelligence di mercato di Modo Energy all’interno del Terminal. Risponde alle domande utilizzando le stesse ricerche, i dati proprietari e i dati di mercato che sono alla base delle analisi di Modo.

Questo articolo illustra tre esempi di come gli utenti possono sfruttare l’analisi di Ko tramite prompt a livelli. Gli esempi riguardano analisti di mercato, sviluppatori e analisti finanziari. In ogni caso di studio, mostriamo il prompt fornito a Ko, i grafici generati dai dati restituiti da Ko e gli insight prodotti.

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1. Analisti di mercato: dagli eventi di vincolo alla formazione del prezzo

Gli analisti di mercato possono usare Ko per indagare sulle attività recenti del NEM. Ko combina i dati AEMO in tempo reale con la libreria di asset di Modo e i dataset di mercato, collegando gli esiti dei prezzi regionali agli asset e ai vincoli che li determinano.

Nel New South Wales, questo è particolarmente utile per comprendere come i vincoli locali influenzino i ricavi delle batterie. I prompt qui sotto utilizzano Ko per confrontare le perdite dovute ai vincoli tra le varie batterie, esaminare il peggior evento di prezzo locale di Limondale e valutare il ruolo crescente delle batterie nella determinazione del prezzo dell’energia.

Risultato: I vincoli sui prezzi locali nel NSW da novembre 2025 a maggio 2026 sono stati un problema molto mirato. Solo cinque batterie hanno registrato perdite di ricavi e l’impatto si è concentrato fortemente su un unico asset.

• ​Broken Hill domina con 225.962 $ — quasi 5 volte il secondo asset peggiore. 148 intervalli vincolati, con un prezzo medio RRP di 339 $/MWh, indicano che i vincoli erano attivi durante veri eventi di prezzo elevato.
• Il corridoio Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) rappresenta circa 100.000 $ in totale — conteggi di intervalli quasi identici e medie RRP confermano che sono vincolati simultaneamente sullo stesso percorso.
• Limondale BESS è quinto con 8.116 $ — una cifra più modesta dovuta alle sole 7 settimane di operatività.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 e Wallgrove non hanno avuto intervalli qualificanti — le loro posizioni sembrano in gran parte isolate dai vincoli che colpiscono il NSW occidentale e remoto.

Risultato: La finestra di vincolo è durata circa dalle 08:15 alle 18:00 AEST, per circa 9,75 ore. Il pattern è evidente e inequivocabile.

• 00:00-08:10: Nessun vincolo. Il prezzo locale segue esattamente il RRP del NSW, entrambi tra 58 e 80 $/MWh, tipici delle ore notturne e mattutine.
• 08:15: I vincoli si attivano improvvisamente. Il prezzo locale si discosta istantaneamente dal RRP e precipita in territorio fortemente negativo, spinto dall’aumento della generazione solare che crea congestione nella rete locale che serve Limondale nella Riverina.
• 10:15-14:45: Massima divergenza. I prezzi locali raggiungono ripetutamente il minimo di mercato di -1.000 $/MWh, mentre il RRP del NSW resta tra 22 e 105 $/MWh. Il peggior intervallo singolo è stato alle 10:45, con un aggiustamento del prezzo locale di -1.009,89 $/MWh.
• 16:55-18:05: Il vincolo si attenua. La produzione solare cala nel tardo pomeriggio e la divergenza tra prezzo locale e RRP si riduce progressivamente.
• Dalle 18:10 in poi: Vincoli completamente rimossi. Il prezzo locale torna a seguire il RRP intorno a 75-80 $/MWh.

Risultato: Il cambiamento da gennaio 2026 è netto.

• Da aprile a dicembre 2025. Le BESS hanno mantenuto una quota stabile tra il 3 e il 6%, con un picco del 6,3% a dicembre.
• Da gennaio 2026 in poi. La quota è triplicata quasi mese su mese, passando dal 6,3% al 17,3% in un solo mese, continuando a salire fino al 22,4% a marzo 2026.

Questa svolta riflette quasi certamente l’entrata in servizio di una significativa nuova capacità BESS nel NSW tra fine 2025 e inizio 2026, aumentando la concorrenza e dando alle batterie una maggiore influenza sulla formazione del prezzo spot. A marzo 2026, circa 1 intervallo su 4-5 nel NSW vedeva una BESS come unità marginale.

2. Sviluppatori: dove costruire, quale durata e a quale costo

Gli sviluppatori possono usare Ko per testare le ipotesi di investimento iniziali rispetto al catalogo di ricerche di Modo. Questo include prospettive regionali, analisi substatali, dati CAPEX, ricerca sui contratti e il registro degli asset.

I prompt qui sotto utilizzano Ko per confrontare i rendimenti a livello statale per una costruzione nel 2029, mostrare come la posizione cambi il risultato all’interno del NSW e confrontare i costi di costruzione con i dati di progetto dichiarati.

Risultato: Il South Australia guida lo scenario centrale con un IRR del 12,7%, seguito dal Victoria al 12,4%, dal New South Wales all’11,8% e dal Queensland all’11,5%.

• Il South Australia è in testa grazie alla maggiore volatilità intragiornaliera dei prezzi, che crea ampi spread energetici che una batteria da 4 ore può sfruttare sia nei picchi mattutini che serali.
• Il Victoria si distingue per il potenziale di ciclaggio. La chiusura di Yallourn West genera volatilità a breve termine che aumenta i ricavi e la struttura del picco mattutino dello stato crea una seconda finestra di dispacciamento redditizia.
• Il New South Wales è stabile nei primi anni 2030. Il pensionamento di Eraring offre un aumento di volatilità più contenuto rispetto all’uscita del carbone negli stati meridionali.
• Il Queensland è ultimo tra gli stati continentali. I pensionamenti di Gladstone offrono un aumento dei ricavi a metà decennio, ma i ricavi calano più rapidamente negli anni 2040.

Risultato: Il NSW presenta la maggiore differenza di IRR intra-statale tra gli stati continentali. Nello scenario centrale, l’IRR non levered di una batteria da 4 ore va dall’11,8% nel NSW centrale (Regional Reference Node), all’11,3% nel sud del NSW, fino al 10% nel nord del NSW. Questo spread di 1,8 punti percentuali è la maggiore penalità geografica di qualsiasi stato NEM, sufficiente a influenzare materialmente una decisione di investimento, e superiore alla differenza nord/sud vista in Queensland.

Due meccanismi si sommano per generare questo divario:

• Penalizzazione MLF. Gli MLF incidono direttamente sui ricavi energetici durante la vita dell’asset. Il nord del NSW ha i MLF più bassi di qualsiasi regione continentale, quindi ogni MWh erogato vale proporzionalmente meno sul contatore.
• Vincoli di rete. Le subregioni vincolate limitano la frequenza con cui una batteria può essere dispacciata nei periodi di prezzo elevato, proprio quelli che una risorsa di accumulo deve poter sfruttare per generare ricavi.

La regola empirica è che la vicinanza al Regional Reference Node e un MLF forte sono importanti quanto la scelta dello stato.

Risultato: Il costo per MWh è generalmente diminuito, passando da circa 990 $/kWh a Hornsdale a 560 $/kWh nel 2025, una riduzione di circa il 27%. Questo riflette la deflazione globale dei costi delle celle e l’aumento della scala dei progetti.

Il costo per kW è meno lineare. È sceso bruscamente nel 2023 a 770 $/kW per poi risalire. Questo riflette principalmente il fatto che la durata media dei nuovi progetti si sta allungando: i progetti più recenti sono prevalentemente sistemi da 2 a 4 ore, quindi più kWh per ogni kW di potenza, il che fa aumentare la cifra per kW anche se quella per kWh cala.

3. Analisti finanziari: termini contrattuali, storia dei ricavi e profondità di mercato

​Gli analisti finanziari possono usare Ko per ottenere dati e analisi che supportano le due diligence. Questo include termini di offtake, storia dei ricavi, benchmark sugli asset e ricerche su strutture contrattuali, M&A e allocazione del rischio.

​Questo aiuta i team a confrontare i termini proposti con il mercato. Durata, struttura e volume firmato dei contratti possono indicare come si posiziona un offtake, cosa accettano le controparti e dove si collocano le fasce di negoziazione.

I prompt qui sotto utilizzano Ko per mostrare come è cambiata la durata dei contratti, come i ricavi si sono spostati dai servizi FCAS all’energia e quanta capacità di offtake è stata firmata dal 2020.

Risultato: Considerando tutte le tipologie contrattuali, la durata media è generalmente aumentata dal 2020, riflettendo una crescente fiducia degli offtaker nei confronti di impegni BESS a lungo termine.

• Toll fisici. La struttura dominante per tutto il periodo. La durata media era di 12,5 anni nel 2020, scesa a 10 anni nel 2021-2022, poi salita bruscamente a 16,7 anni nel 2023 e mantenuta tra 14 e 15 anni nel 2024-2025. Il picco del 2023 è dovuto a diversi contratti da 15-20 anni.
• Toll virtuali. Introdotti nel 2022 a 7 anni, poi estesi significativamente fino a 10,5 anni nel 2024 e 13,3 anni nel 2025. Solo nel 2025 sono stati confermati 6 toll virtuali, rendendola la struttura più attiva di quell’anno.
• PPA. Comparsi solo dal 2024 ma subito con durate lunghe: 12,5 anni nel 2024 e 17,5 anni nel 2025, indicando che vengono usati per asset che cercano la massima certezza sui ricavi a lungo termine.
• Revenue swap. Mercato più sottile, visti nel 2021, 2023 e 2025-2026. Le durate vanno da 7 a 12 anni senza una chiara tendenza.

La coorte del 2025 in tutte le strutture mostra una chiara preferenza per impegni da 10 a 20 anni.

Risultato: L’arbitraggio energetico ora genera quasi tutti i ricavi delle batterie NEM. L’FCAS è passato dall’essere la fonte principale nel 2022 a un ruolo marginale nel 2026.

• 2022. Dominio FCAS. FCAS, in particolare regulation raise/lower e 6-sec raise/lower, rappresentava una quota sostanziale dei ricavi totali. Nel novembre 2022, i ricavi totali erano circa 360.000 $/MW/anno, con l’energia a soli 34.000 $ (9%), mentre l’FCAS costituiva la maggior parte.
• 2023. Mix più equilibrato. L’FCAS restava elevato ma l’energia aumentava la sua quota, rappresentando circa il 40-50% dei ricavi totali la maggior parte dei mesi.
• 2024. L’energia prende il sopravvento. Da inizio 2024 si verifica un cambio netto. L’arbitraggio energetico è salito fino a 244.000 $/MW/anno a metà 2024, mentre i singoli servizi FCAS sono scesi sotto i 10.000 $/MW/anno.
• 2025-2026. Energia dominante, FCAS quasi trascurabile. Dal 2025, i ricavi FCAS sono crollati vicino allo zero per la maggior parte dei servizi. L’energia rappresenta ora regolarmente il 90-95% o più dei ricavi totali.

• 2023. Svolta di mercato. I MW firmati sono passati da 160 MW nel 2022 a quasi 1 GW, trainati da grandi accordi toll fisici e revenue swap mentre gli sviluppatori cercavano di ottenere finanziamenti.
• 2024. Anno di svolta per i toll virtuali. 640 MW firmati tramite strutture toll virtuali, diventate una vera alternativa al toll fisico, probabilmente per la crescente domanda dei retailer di energia di esporsi finanziariamente senza obblighi di dispacciamento.
• 2025. Anno record con 2,2 GW. Tutte e quattro le strutture attive contemporaneamente per la prima volta, con le PPA che salgono a 640 MW, loro massimo storico.
• 2026. Dati parziali, 244 MW fino a inizio maggio.

I toll fisici restano la spina dorsale, presenti ogni anno e sempre la struttura più grande, ma la loro quota sta diminuendo gradualmente mentre crescono toll virtuali e PPA.

​Principali conclusioni

Nei tre esempi, Ko aiuta gli utenti a passare da una domanda ai dati e alle analisi rilevanti molto più velocemente rispetto al metodo manuale.

Il valore è massimo quando una domanda coinvolge più fonti. Ko può identificare i dati rilevanti, restituire il risultato e spiegare il significato nel contesto. Questo offre agli utenti un punto di partenza più rapido per l’analisi, sia che stiano esaminando un evento di mercato, testando un’ipotesi di progetto o preparando materiale commerciale.

Ko non sostituisce il giudizio dell’analista. Aiuta a testare la prima risposta, comprendere i dati di supporto e decidere dove serve un’analisi più approfondita.

Se vuoi capire come Ko può supportare il tuo ruolo, contatta il team di Modo Energy.