​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 utilizzare l'analisi di Ko con prompt a strati. Gli esempi riguardano analisti di mercato, sviluppatori e analisti finanziari. In ogni caso di studio, mostriamo il prompt fornito a Ko, i grafici costruiti dai dati restituiti e le intuizioni generate da Ko.

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

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

Nel Nuovo Galles del Sud, ciò è particolarmente utile per comprendere come i vincoli locali influenzino i ricavi delle batterie. I prompt qui sotto utilizzano Ko per confrontare le perdite da vincolo tra le batterie, esaminare il peggior evento di prezzo locale per Limondale e valutare il ruolo crescente delle batterie nella formazione del prezzo dell'energia.

Risultato: I vincoli di prezzo locale in 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 solo 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 si sono verificati durante eventi di prezzo elevato.
• Il corridoio Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) rappresenta circa $100.000 in totale — conteggi di intervalli e medie RRP quasi identici confermano che sono stati disattivati contemporaneamente sullo stesso percorso di vincolo.
• Limondale BESS è quinto con $8.116 — una cifra più modesta dovuta alle sole 7 settimane di attività.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 e Wallgrove non hanno avuto intervalli qualificanti — le loro posizioni sembrano ampiamente isolate dai vincoli che colpiscono l'ovest e l'estremo ovest del NSW.

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

• 00:00-08:10: Nessun vincolo. Il prezzo locale segue esattamente il RRP NSW, entrambi tra $58 e $80 per MWh, tipici delle ore notturne e mattutine.
• 08:15: I vincoli si attivano improvvisamente. Il prezzo locale si discosta immediatamente dal RRP e crolla in territorio fortemente negativo, a causa dell'aumento della generazione solare che crea congestione sulla rete locale che serve la zona di Riverina di Limondale.
• 10:15-14:45: Massima divergenza. I prezzi locali toccano ripetutamente il minimo di mercato di -$1.000 per MWh, mentre il RRP NSW rimane tra $22 e $105 per MWh. Il peggior intervallo singolo è stato alle 10:45, con una variazione di prezzo locale di -$1.009,89 per MWh.
• 16:55-18:05: Il vincolo si allenta. La generazione solare cala nel tardo pomeriggio e la divergenza tra prezzo locale e RRP si riduce progressivamente.
• Dalle 18:10 in poi: I vincoli si risolvono completamente. Il prezzo locale torna a seguire il RRP intorno a $75-$80 per MWh.

Risultato: Il cambiamento da gennaio 2026 è netto.

• Aprile-dicembre 2025. Le BESS avevano una quota abbastanza 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 crescere fino al 22,4% a marzo 2026.

Questa svolta riflette quasi certamente l'entrata in funzione di una significativa nuova capacità BESS in NSW tra fine 2025 e inizio 2026, aumentando la concorrenza al margine e dando alle batterie maggiore influenza sulla formazione del prezzo spot. A marzo 2026, circa 1 intervallo di dispacciamento su 4 o 5 in NSW aveva 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 in fase iniziale rispetto al catalogo di ricerche di Modo. Ciò include prospettive regionali, analisi substatali, dati capex, ricerche sui contratti e il registro degli asset.

I prompt seguenti 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 rispetto ai dati di progetto dichiarati.

Risultato: L'Australia Meridionale guida lo scenario centrale con un IRR del 12,7%, seguita da Victoria al 12,4%, Nuovo Galles del Sud all'11,8% e Queensland all'11,5%.

• L'Australia Meridionale è in testa grazie alla maggiore volatilità intragiornaliera dei prezzi, che crea forti differenze di prezzo che una batteria da 4 ore può sfruttare sia nei picchi mattutini che serali.
• Victoria si distingue per il potenziale di ciclaggio. La chiusura di Yallourn West genera una volatilità a 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 '30. Il ritiro di Eraring offre un modesto aumento della volatilità rispetto alle uscite del carbone negli stati del sud.
• Il Queensland è ultimo tra gli stati continentali. Il ritiro di Gladstone offre un incremento dei ricavi a metà decennio, ma questi calano più rapidamente dopo il 2040.

Risultato: Il NSW presenta il maggior divario IRR intrastatale di tutti gli stati continentali. Nello scenario centrale, l'IRR non levered di una batteria da 4 ore varia dall'11,8% al nodo di riferimento centrale, all'11,3% nel sud del NSW, fino al 10,0% nel nord. Questo spread di 1,8 punti percentuali è la penalità di posizione più ampia di qualsiasi stato NEM, sufficiente a influenzare materialmente una decisione di investimento, e maggiore rispetto alla differenza nord/sud del Queensland.

Due meccanismi si sommano per creare il divario:

• Effetto MLF. Gli MLF influenzano direttamente i ricavi energetici sull'intera vita dell'asset. Il nord del NSW ha gli MLF più bassi di qualsiasi regione continentale, il che significa che ogni MWh erogato vale proporzionalmente meno al contatore.
• Vincoli di rete. Le subregioni vincolate limitano la frequenza con cui una batteria può erogare nei periodi di prezzo elevato, proprio quelli di cui lo storage ha più bisogno per generare ricavi.

La regola generale è che la vicinanza al nodo di riferimento regionale e un MLF elevato sono importanti quanto la scelta dello stato.

Risultato: Il costo per MWh è generalmente diminuito, passando da circa $990 per kWh a Hornsdale a $560 per 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 per kW prima di risalire. Questo riflette principalmente il passaggio a sistemi di durata maggiore: i nuovi progetti sono prevalentemente da 2 a 4 ore, il che aumenta i kWh per kW di potenza, gonfiando il dato per kW anche se quello per kWh diminuisce.

3. Analisti finanziari: condizioni contrattuali, storico ricavi e profondità di mercato

​Gli analisti finanziari possono usare Ko per estrarre 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 del rischio.

​Questo aiuta i team a confrontare le condizioni proposte con quelle di mercato. Durata, struttura e volume firmato di un contratto possono indicare come viene posizionato un offtake, cosa accettano le controparti e dove possono 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 dai servizi FCAS all'energia e quanta capacità di offtake è stata firmata dal 2020.

Risultato: Per tutti i tipi di contratto, la durata media è generalmente aumentata dal 2020, riflettendo una maggiore fiducia degli offtaker negli impegni BESS a lungo termine.

• Physical tolls. La struttura dominante per tutto il periodo. Le durate sono partite da 12,5 anni nel 2020, scese a 10 anni tra 2021 e 2022, poi salite bruscamente, con una media di 16,7 anni nel 2023 e mantenendosi tra 14 e 15 anni nel 2024-25. Il picco del 2023 è dovuto a diversi accordi da 15-20 anni.
• Virtual tolls. Introdotti nel 2022 a 7 anni, ma poi estesi significativamente, raggiungendo 10,5 anni nel 2024 e 13,3 anni nel 2025. Solo nel 2025 sono stati confermati 6 virtual toll, rendendola la struttura più attiva dell'anno.
• PPA. Apparsi solo dal 2024, ma già con durate lunghe: 12,5 anni nel 2024 e 17,5 anni nel 2025, il che suggerisce che vengono utilizzati per asset che cercano la massima certezza dei ricavi a lungo termine.
• Revenue swap. Mercato più sottile, visti nel 2021, 2023 e 2025-26. Le durate vanno da 7 a 12 anni senza un trend chiaro.

La coorte del 2025 mostra una chiara preferenza per impegni tra 10 e 20 anni per tutte le strutture.

Risultato: L'arbitraggio energetico ora genera quasi tutti i ricavi delle batterie NEM. I servizi FCAS sono passati da principale fonte di ricavo nel 2022 a ruolo secondario nel 2026.

• 2022. Dominio FCAS. FCAS, in particolare regolazione raise/lower e raise/lower 6-sec, rappresentava una quota sostanziale dei ricavi totali. A novembre 2022, i ricavi totali erano circa $360k per MW/anno, con l'energia a soli $34k (9%), mentre FCAS rappresentava la maggior parte.
• 2023. Mix più equilibrato. FCAS ancora elevato ma l'energia cresce, rappresentando il 40-50% dei ricavi totali nella maggior parte dei mesi.
• 2024. L'energia prende il sopravvento. Da inizio 2024, l'arbitraggio energetico è esploso, raggiungendo $244k per MW/anno a metà 2024, mentre i singoli servizi FCAS sono scesi sotto $10k per MW/anno.
• 2025-26. Energia dominante, FCAS quasi irrilevante. Dal 2025, i ricavi FCAS sono quasi azzerati 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 physical toll e revenue swap mentre gli sviluppatori cercavano finanziamenti.
• 2024. Anno di svolta per i virtual toll. 640 MW firmati tramite virtual toll, diventati una vera alternativa ai physical toll, probabilmente grazie all'interesse dei retailer per l'esposizione finanziaria senza obblighi di dispacciamento.
• 2025. Anno record con 2,2 GW. Tutte e quattro le strutture attive contemporaneamente per la prima volta, e i PPA sono saliti a 640 MW, il loro massimo storico.
• 2026. Dati parziali, 244 MW fino a inizio maggio.

I physical toll restano la spina dorsale, presenti ogni anno e sempre la struttura più grande, ma la loro quota di MW totali sta diminuendo gradualmente mentre crescono virtual toll e PPA.

​Principali takeaway

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

Il valore è più evidente quando una domanda riguarda 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 analizzando 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, a comprendere i dati di supporto e a decidere dove è necessaria un'analisi più approfondita.

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