O Ko muda a forma como os usuários interagem com a inteligência de mercado da Modo Energy dentro do Terminal. Ele responde a perguntas utilizando as mesmas pesquisas, bases de dados proprietárias e dados de mercado que sustentam as análises da Modo.

Este artigo apresenta três exemplos de como os usuários podem utilizar a análise do Ko com prompts encadeados. Os exemplos abrangem analistas de mercado, desenvolvedores e analistas financeiros. Em cada estudo de caso, mostramos o prompt enviado ao Ko, os gráficos gerados a partir dos dados retornados e os insights produzidos pelo Ko.

Acesse o Ko gratuitamente no Terminal aqui.

1. Analistas de mercado: de eventos de restrição à formação de preços

Analistas de mercado podem usar o Ko para investigar atividades recentes no NEM. O Ko combina dados ao vivo da AEMO com a biblioteca de ativos e bases de dados de mercado da Modo, ligando resultados regionais de preços aos ativos e restrições que os influenciam.

Em New South Wales, isso é especialmente útil para entender como restrições locais afetam a receita de baterias. Os prompts abaixo usam o Ko para comparar perdas por restrição em toda a frota, examinar o pior evento local de preços da Limondale e avaliar o papel crescente das baterias na definição do preço da energia.

Resultado: As restrições de preço local em NSW de novembro de 2025 a maio de 2026 foram um problema bastante pontual. Apenas cinco baterias registraram qualquer perda de receita, e o impacto foi fortemente concentrado em um único ativo.

• Broken Hill lidera com $225.962 — quase 5 vezes o segundo pior ativo. 148 intervalos restritos, com preço médio (RRP) de $339/MWh, indicam que as restrições ocorreram durante eventos genuínos de preços altos.
• O corredor Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) soma cerca de $100 mil — contagem de intervalos e médias de RRP quase idênticas confirmam que são restringidos simultaneamente no mesmo caminho de restrição.
• Limondale BESS está em 5º com $8.116 — valor mais modesto devido ao curto período de operação de 7 semanas.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 e Wallgrove não tiveram intervalos qualificados — suas localizações parecem estar protegidas das restrições que afetam o oeste e extremo oeste de NSW.

Resultado: A janela de restrição durou aproximadamente das 08:15 às 18:00 AEST, cerca de 9,75 horas. O padrão é marcante e inequívoco.

• 00:00-08:10: Sem restrição. O preço local acompanha exatamente o RRP de NSW, ambos na faixa de $58 a $80 por MWh, típico dos períodos noturnos e da manhã.
• 08:15: Restrições ativadas abruptamente. O preço local diverge instantaneamente do RRP e colapsa para território fortemente negativo, impulsionado pelo aumento da geração solar que cria congestionamento na rede local que atende a Limondale em Riverina.
• 10:15-14:45: Pico de divergência. Os preços locais atingem repetidamente o piso do mercado de -$1.000 por MWh, enquanto o RRP de NSW permanece entre $22 e $105 por MWh. O pior intervalo foi às 10:45, com ajuste de preço local de -$1.009,89 por MWh.
• 16:55-18:05: Restrição diminui. A geração solar reduz no final da tarde, e a diferença entre o preço local e o RRP diminui progressivamente.
• 18:10 em diante: Restrições totalmente liberadas. O preço local volta a acompanhar o RRP em torno de $75 a $80 por MWh.

Resultado: A mudança a partir de janeiro de 2026 é marcante.

• Abril a dezembro de 2025. As BESS mantiveram uma participação relativamente estável de cerca de 3 a 6%, atingindo o pico de 6,3% em dezembro.
• De janeiro de 2026 em diante. A participação triplicou quase mês a mês, saltando de 6,3% para 17,3% em apenas um mês, e continuou subindo até 22,4% em março de 2026.

Essa inflexão provavelmente reflete a entrada em operação de capacidade significativa de BESS em NSW no final de 2025 e início de 2026, aumentando a competição na margem e dando às baterias muito mais influência na formação do preço spot. Em março de 2026, cerca de 1 em cada 4 a 5 intervalos de despacho em NSW tinham BESS como unidade marginal.

2. Desenvolvedores: onde construir, qual duração e a que custo

Desenvolvedores podem usar o Ko para testar premissas de investimento iniciais com base no catálogo de pesquisas da Modo. Isso inclui perspectivas regionais, análises subestaduais, dados de capex, pesquisas sobre contratos e o registro de ativos.

Os prompts abaixo usam o Ko para comparar retornos em nível estadual para uma construção em 2029, mostrar como a localização altera o resultado dentro de New South Wales e comparar custos de construção com dados divulgados de projetos.

Resultado: A Austrália do Sul lidera o cenário Central com 12,7% de IRR, seguida por Victoria com 12,4%, New South Wales com 11,8% e Queensland com 11,5%.

• A Austrália do Sul lidera pois apresenta a maior volatilidade intradiária de preços, criando grandes spreads de energia que uma bateria de 4 horas pode capturar nos picos da manhã e noite.
• Victoria se destaca pelo potencial de ciclos. O fechamento de Yallourn West gera volatilidade de curto prazo que eleva receitas, e o perfil de pico matinal do estado cria uma segunda janela lucrativa de despacho.
• New South Wales é estável até o início dos anos 2030. A aposentadoria de Eraring oferece um impulso menor de volatilidade do que o fechamento das usinas a carvão do sul.
• Queensland é o último entre os estados do continente. As aposentadorias de Gladstone trazem um aumento de receita em meados da década, mas as receitas caem mais acentuadamente nos anos 2040.

Resultado: NSW apresenta a maior diferença de IRR intrarregional entre os estados continentais. No cenário Central, o IRR não alavancado de uma bateria de 4 horas varia de 11,8% em NSW Central (Regional Reference Node), para 11,3% em NSW Sul e 10,0% em NSW Norte. Essa diferença de 1,8 ponto percentual é a maior penalidade de localização em qualquer estado do NEM, suficiente para influenciar uma decisão de investimento, e maior que a diferença equivalente Norte/Sul em Queensland.

Dois mecanismos principais explicam essa diferença:

• Impacto do MLF. O MLF afeta diretamente as receitas de energia ao longo da vida útil do ativo. NSW Norte possui o menor MLF do continente, tornando cada MWh despachado proporcionalmente menos valioso no medidor.
• Restrições de rede. Sub-regiões restritas limitam a frequência com que uma bateria pode despachar nos intervalos de preços altos, justamente os períodos mais necessários para retorno financeiro do armazenamento.

A regra prática é que proximidade ao Regional Reference Node e um MLF forte são tão importantes quanto a escolha do estado.

Resultado: O custo por MWh caiu de forma geral, de cerca de $990 por kWh em Hornsdale para $560 por kWh em 2025, uma redução de aproximadamente 27%. Isso reflete a queda global no custo das células e o aumento da escala dos projetos.

O custo por kW é menos claro. Caiu acentuadamente em 2023 para $770 por kW antes de subir novamente. Isso reflete principalmente a mudança para durações maiores: projetos recentes são predominantemente sistemas de 2 a 4 horas, significando mais kWh por kW de potência, o que eleva o custo por kW mesmo com a queda do custo por kWh.

3. Analistas financeiros: termos de contratos, histórico de receitas e profundidade de mercado

Analistas financeiros podem usar o Ko para acessar os dados e análises que fundamentam relatórios de due diligence. Isso inclui termos de contratos de compra, histórico de receitas, benchmarks de ativos e pesquisas sobre estruturas de contratos, M&A e alocação de riscos.

Isso ajuda as equipes a comparar os termos propostos com o mercado. Prazo, estrutura e volume assinado de contratos podem indicar como um contrato está posicionado, o que as contrapartes estão aceitando e onde podem estar as faixas de negociação.

Os prompts abaixo usam o Ko para mostrar como o prazo dos contratos mudou, como as receitas migraram de FCAS para energia e quanto volume de contratos foi assinado desde 2020.

Resultado: Em todos os tipos de contrato, os prazos médios vêm se alongando desde 2020, refletindo maior confiança dos compradores em compromissos de longo prazo com BESS.

• Tolls físicos. Estrutura dominante em todo o período. Os prazos começaram em 12,5 anos em 2020, caíram para 10 anos em 2021-2022 e subiram rapidamente, chegando a 16,7 anos em 2023 e mantendo-se entre 14 e 15 anos em 2024-2025. O pico de 2023 foi impulsionado por vários contratos de 15 a 20 anos.
• Tolls virtuais. Surgiram em 2022 com 7 anos, mas se estenderam significativamente, chegando a 10,5 anos em 2024 e 13,3 anos em 2025. Apenas em 2025, 6 tolls virtuais foram confirmados, tornando-se a estrutura mais ativa do ano.
• PPAs. Só apareceram a partir de 2024, mas já com prazos longos. 12,5 anos em 2024 e 17,5 anos em 2025, indicando uso para ativos que buscam maior segurança de receitas.
• Swaps de receita. Mercado mais restrito, visto em 2021, 2023 e 2025-2026. Os prazos variaram de 7 a 12 anos sem tendência clara.

A safra de 2025 em todas as estruturas mostra preferência clara por compromissos de 10 a 20 anos.

Resultado: A arbitragem de energia agora responde por quase toda a receita das baterias do NEM. O FCAS deixou de ser a principal fonte em 2022 para um papel de suporte em 2026.

• 2022. Domínio do FCAS. FCAS, especialmente regulação raise/lower e raise/lower 6-sec, representava grande parte da receita. Em novembro de 2022, a receita total chegou a cerca de $360 mil por MW/ano, com energia contribuindo apenas $34 mil (9%), enquanto o FCAS era a maior parte.
• 2023. Mix mais equilibrado. O FCAS permaneceu elevado, mas a energia aumentou sua participação, representando cerca de 40 a 50% da receita na maioria dos meses.
• 2024. Energia assume o protagonismo. Mudança decisiva desde o início de 2024. A arbitragem de energia disparou, atingindo cerca de $244 mil por MW/ano em meados de 2024, enquanto os serviços de FCAS caíram para menos de $10 mil por MW/ano.
• 2025-2026. Energia dominante, FCAS quase irrelevante. Em 2025, as receitas de FCAS caíram para quase zero para a maioria dos serviços. A energia agora representa regularmente 90 a 95% ou mais da receita total.

• 2023. Inflexão de mercado. O total de MW assinados saltou de 160 MW em 2022 para quase 1 GW, impulsionado por grandes contratos de toll físico e swaps de receita, com desenvolvedores correndo para garantir financiamento.
• 2024. Ano de destaque para tolls virtuais. 640 MW assinados via estruturas de toll virtual, tornando-se alternativa real ao toll físico, refletindo o apetite crescente de varejistas por exposição financeira sem obrigações de despacho.
• 2025. Maior ano da história, com 2,2 GW. Todas as quatro estruturas ativas simultaneamente pela primeira vez, e os PPAs subiram para 640 MW, seu maior volume anual.
• 2026. Dados parciais, 244 MW até início de maio.

Os tolls físicos seguem como base do mercado, presentes todos os anos e sempre como maior estrutura individual, mas sua participação no total de MW está caindo gradualmente à medida que tolls virtuais e PPAs crescem.

​Principais conclusões

Nos três exemplos, o Ko ajuda os usuários a ir da pergunta aos dados e análises relevantes mais rápido do que o método manual.

O valor fica mais claro quando a pergunta envolve múltiplas fontes. O Ko identifica os dados relevantes, retorna o resultado e explica o significado no contexto. Isso oferece um ponto de partida mais ágil para a análise, seja revisando um evento de mercado, testando uma premissa de projeto ou preparando material comercial.

O Ko não substitui o julgamento do analista. Ele ajuda o usuário a testar a primeira resposta, entender os dados de suporte e decidir onde aprofundar a análise.

Se quiser entender como o Ko pode apoiar sua função, entre em contato com a equipe da Modo Energy.