​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, dataset proprietari e dati di mercato che sono alla base delle analisi di Modo.

Questo articolo illustra tre esempi pratici di come gli utenti possono sfruttare l’analisi di Ko tramite prompt a più 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 e le intuizioni prodotte da Ko.

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

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

Nel Nuovo Galles del Sud, questo è particolarmente utile per capire come i vincoli locali influenzano i ricavi delle batterie. I prompt seguenti usano Ko per confrontare le perdite da vincolo nella flotta, esaminare il peggior evento di prezzo locale di Limondale e valutare il ruolo crescente delle batterie nella formazione del prezzo dell’energia.

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

• ​Broken Hill domina con $225.962 — quasi 5 volte il secondo asset peggiore. 148 intervalli vincolati, con un RRP medio 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 — il numero di intervalli e le medie RRP quasi identici confermano che sono vincolati simultaneamente sullo stesso percorso critico.
• Limondale BESS è quinto con $8.116 — un importo più contenuto dovuto alle sole 7 settimane di operatività.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 e Wallgrove non hanno avuto intervalli qualificanti — le loro posizioni sembrano largamente 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, circa 9,75 ore. Il pattern è netto e inequivocabile.

• 00:00-08:10: Nessun vincolo. Il prezzo locale segue esattamente l’RRP del NSW, entrambi tra $58 e $80 per MWh, tipici delle ore notturne e del mattino.
• 08:15: Vincoli attivati bruscamente. Il prezzo locale diverge immediatamente dall’RRP e crolla in territorio fortemente negativo, spinto dall’aumento della produzione solare che crea congestione sulla rete locale a servizio di Limondale nella Riverina.
• 10:15-14:45: Massima divergenza. I prezzi locali raggiungono ripetutamente il minimo di mercato di -$1.000 per MWh, mentre l’RRP rimane tra $22 e $105 per MWh. Il peggior intervallo singolo è stato alle 10:45, con una variazione locale di -$1.009,89 per MWh.
• 16:55-18:05: Il vincolo si attenua. La produzione solare cala nel tardo pomeriggio e la divergenza tra locale e RRP si riduce progressivamente.
• Dalle 18:10 in poi: Vincoli completamente rimossi. Il prezzo locale torna a seguire l’RRP intorno a $75-80 per MWh.

Risultato: Il cambiamento a partire da gennaio 2026 è evidente.

• Aprile-dicembre 2025. Le BESS hanno mantenuto una quota stabile tra il 3 e il 6%, raggiungendo il picco al 6,3% a dicembre.
• Da gennaio 2026 in poi. La quota è triplicata quasi di mese in 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 funzione di importanti nuove capacità BESS in NSW tra fine 2025 e inizio 2026, aumentando la concorrenza marginale e dando alle batterie molta più influenza nella formazione dei prezzi spot. A marzo 2026, circa 1 intervallo su 4-5 in NSW vedeva le BESS come unità marginale.

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

Gli sviluppatori possono usare Ko per testare ipotesi di investimento nelle fasi iniziali confrontandole con il catalogo di ricerche di Modo. Questo include prospettive regionali, analisi sub-statali, dati capex, ricerche sui contratti e il registro degli asset.

I prompt seguenti utilizzano Ko per confrontare i rendimenti a livello statale di una costruzione prevista per il 2029, mostrare come la posizione cambi il risultato all’interno del Nuovo Galles del Sud 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%, Nuovo Galles del Sud all’11,8% e Queensland all’11,5%.

• Il South Australia è in testa grazie alla maggiore volatilità intragiornaliera dei prezzi, che crea ampi spread energetici sfruttabili da una batteria da 4 ore sia nei picchi mattutini che serali.
• Il Victoria spicca per la possibilità di cicli. La chiusura di Yallourn West crea volatilità di breve termine che aumenta i ricavi e la struttura dei picchi mattutini dello stato crea una seconda finestra di dispacciamento redditizia.
• Il Nuovo Galles del Sud è stabile nei primi anni 2030. Il ritiro di Eraring offre un aumento di volatilità minore rispetto alle chiusure del carbone negli stati del sud.
• Il Queensland è ultimo tra gli stati continentali. I ritiri di Gladstone offrono un impulso ai ricavi a metà decennio, ma questi calano più bruscamente negli anni 2040.

Risultato: Il NSW presenta il più ampio divario di IRR intra-statale di tutti 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 NSW meridionale, fino al 10,0% nel NSW settentrionale. Questo divario di 1,8 punti percentuali è la maggiore penalità di posizione di qualsiasi stato NEM, sufficiente a influenzare materialmente una decisione di investimento, e maggiore della differenza nord/sud del Queensland.

Due meccanismi si sommano nel creare il divario:

• Trascinamento MLF. Gli MLF influiscono direttamente sui ricavi energetici per tutta la vita dell’asset. Il NSW settentrionale ha i MLF più bassi tra le regioni continentali, quindi ogni MWh dispacciato vale proporzionalmente meno al contatore.
• Vincoli di rete. Le subregioni vincolate limitano la frequenza con cui una batteria può accedere agli intervalli di prezzo elevato, proprio i periodi in cui un sistema di accumulo deve generare ricavi.

La regola pratica 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 diminuito in modo significativo, da circa $990/kWh a Hornsdale a $560/kWh nel 2025, una riduzione di circa il 27%. Questo riflette la diminuzione globale dei costi delle celle e la crescita della scala dei progetti.

Il costo per kW è meno lineare. È sceso bruscamente nel 2023 a $770/kW prima di risalire. Questo riflette soprattutto la tendenza verso durate maggiori: i progetti più recenti sono prevalentemente sistemi da 2 a 4 ore, quindi più kWh per ogni kW di potenza, il che gonfia 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 i dati e le analisi che informano i report di due diligence. Questo include termini di offtake, storico dei ricavi, benchmark degli asset e ricerche su strutture contrattuali, M&A e allocazione dei rischi.

​Questo aiuta i team a confrontare i termini proposti con il mercato. La durata, la struttura e il volume firmato di un contratto possono indicare il posizionamento di un offtake, cosa accettano le controparti e dove potrebbero collocarsi i range di negoziazione.

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

Risultato: Per tutte le tipologie contrattuali, la durata media si è generalmente allungata dal 2020, riflettendo una crescente fiducia degli offtaker negli impegni BESS a lungo termine.

• Tolli fisici. La struttura dominante nel periodo. Le durate sono partite da 12,5 anni nel 2020, scese a 10 anni nel 2021-2022, poi fortemente risalite, con una media di 16,7 anni nel 2023 e mantenendosi tra 14 e 15 anni nel 2024-2025. Il picco del 2023 è stato causato da diversi accordi da 15-20 anni.
• Tolli virtuali. Introdotti nel 2022 a 7 anni, hanno poi visto un’estensione significativa, raggiungendo 10,5 anni nel 2024 e 13,3 anni nel 2025. Solo nel 2025 sono stati confermati 6 tolli virtuali, rendendola la struttura più attiva dell’anno.
• PPA. Sono apparsi solo dal 2024, ma subito con durate lunghe: 12,5 anni nel 2024 e 17,5 anni nel 2025, suggerendo 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. Durate tra 7 e 12 anni senza una chiara tendenza.

Il gruppo del 2025, in tutte le strutture, mostra una chiara preferenza per impegni da 10 a 20 anni.

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

• 2022. Dominanza FCAS. L’FCAS, in particolare regolazione raise/lower e raise/lower 6-sec, costituiva una quota sostanziale dei ricavi totali. Nel novembre 2022, il ricavo totale era di circa $360.000 per MW/anno, con l’energia a soli $34.000 (9%) e l’FCAS a coprire la maggior parte.
• 2023. Mix più bilanciato. L’FCAS rimane elevato ma l’energia cresce, rappresentando circa il 40-50% dei ricavi totali nella maggior parte dei mesi.
• 2024. L’energia prende il sopravvento. Da inizio 2024, l’arbitraggio energetico è aumentato, arrivando a circa $244.000 per MW/anno a metà 2024, mentre i servizi FCAS sono scesi sotto $10.000 per MW/anno.
• 2025-2026. Energia dominante, FCAS quasi nullo. Dal 2025, i ricavi FCAS sono quasi a zero per la maggior parte dei servizi. L’energia ora rappresenta 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, grazie a grandi accordi di tolli fisici e revenue swap mentre gli sviluppatori cercavano finanziamenti.
• 2024. Anno di svolta per i tolli virtuali. 640 MW firmati tramite tolli virtuali, diventati una vera alternativa ai tolli fisici, probabilmente grazie all’interesse crescente dei retailer energetici per l’esposizione finanziaria senza obblighi di dispacciamento.
• 2025. Anno record con 2,2 GW. Per la prima volta tutte e quattro le strutture sono attive contemporaneamente e i PPA salgono a 640 MW, il loro massimo storico.
• 2026. Dati parziali, 244 MW fino a inizio maggio.

I tolli fisici restano la spina dorsale, presenti ogni anno e sempre la struttura singola più grande, ma la loro quota sui MW totali sta calando gradualmente a favore di tolli virtuali e PPA.

​Conclusioni principali

Nei tre esempi, Ko aiuta gli utenti a passare dalla domanda ai dati e all’analisi rilevanti più rapidamente rispetto al metodo manuale.

Il valore è più evidente quando la domanda coinvolge più fonti. Ko può identificare i dati rilevanti, restituire il risultato e spiegarne 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 gli utenti a testare la prima risposta, comprendere i dati di supporto e decidere dove è necessaria un’analisi più approfondita.

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