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

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

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 bancos de dados de mercado da Modo, conectando os resultados regionais de preços aos ativos e restrições por trás deles.

Em New South Wales, isso é especialmente útil para entender como restrições locais afetam a receita das baterias. Os comandos abaixo usam o Ko para comparar perdas por restrição entre as baterias, examinar o pior evento de preço local 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, significam que as restrições ocorreram durante eventos genuínos de preços altos.
• O corredor de Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) soma cerca de $100 mil — contagens de intervalos quase idênticas e médias de RRP confirmam que estão sendo desligadas simultaneamente no mesmo caminho restrito.
• 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 amplamente protegidas das restrições que afetam o oeste e extremo oeste de NSW.

Resultado: A janela de restrição foi 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, típica do período noturno e da manhã.
• 08:15: Ativação abrupta da restrição. O preço local diverge instantaneamente do RRP e cai para território fortemente negativo, impulsionado pelo aumento da geração solar causando congestionamento na rede local que atende Limondale em Riverina.
• 10:15-14:45: Máxima divergência. Preços locais atingem repetidamente o piso do mercado de -$1.000 por MWh, enquanto o RRP de NSW permanece moderado, de $22 a $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: Alívio da restrição. A geração solar diminui no final da tarde e a diferença entre preço local e RRP vai se estreitando progressivamente.
• 18:10 em diante: Restrição totalmente liberada. 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 notável.

• Abril a dezembro de 2025. As BESS mantiveram uma participação estável de cerca de 3 a 6%, atingindo pico de 6,3% em dezembro.
• Janeiro de 2026 em diante. A participação triplicou quase mês a mês, saltando de 6,3% para 17,3% em apenas um mês, continuando a subir até 22,4% em março de 2026.

Essa inflexão certamente reflete a entrada de nova capacidade significativa de BESS em NSW no final de 2025 e início de 2026, aumentando a concorrência na margem e dando às baterias muito mais influência sobre a formação do preço spot. Em março de 2026, aproximadamente 1 em cada 4 a 5 intervalos de despacho em NSW teve 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 por subestado, dados de capex, pesquisas de contratos e o registro de ativos.

Os comandos abaixo usam o Ko para comparar retornos por estado 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: South Australia lidera o cenário Central com IRR de 12,7%, seguida por Victoria com 12,4%, New South Wales com 11,8% e Queensland com 11,5%.

• South Australia lidera devido à maior volatilidade intradiária de preços, criando diferenças de energia que uma bateria de 4 horas pode capturar nos picos da manhã e noite.
• Victoria se destaca pelo potencial de ciclagem. O fechamento de Yallourn West gera volatilidade de curto prazo que eleva as receitas, e a estrutura do 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 traz um impulso menor de volatilidade do que as saídas de carvão nos estados do sul.
• Queensland fica em último entre os estados do continente. As aposentadorias de Gladstone proporcionam um aumento de receita no meio da década, mas as receitas caem mais rapidamente a partir dos anos 2040.

Resultado: NSW apresenta a maior diferença de IRR intrarregional entre os estados do continente. No cenário Central, o IRR não alavancado de uma bateria de 4 horas varia de 11,8% no Centro de NSW (Regional Reference Node), para 11,3% no Sul e 10,0% no Norte do estado. 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 Norte/Sul vista em Queensland.

Dois mecanismos compõem essa diferença:

• Penalização do MLF. Os MLFs impactam diretamente as receitas de energia ao longo da vida útil do ativo. O Norte de NSW tem os menores MLFs 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 em intervalos de preços altos — justamente os períodos em que o armazenamento mais precisa acessar para gerar retorno.

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 aproximada de 27%. Isso reflete a queda global do 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 mais recentes são predominantemente sistemas de 2 a 4 horas, resultando em 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 receita e profundidade de mercado

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

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

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

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

• Physical tolls. Estrutura dominante ao longo do período. Os prazos começaram em 12,5 anos em 2020, caíram para 10 anos em 2021-2022, depois subiram rapidamente, com média de 16,7 anos em 2023 e mantendo-se em 14-15 anos em 2024-2025. O pico de 2023 foi impulsionado por vários contratos de 15 a 20 anos.
• Virtual tolls. Surgiram em 2022 com 7 anos, mas se estenderam significativamente, chegando a 10,5 anos em 2024 e 13,3 anos em 2025. Seis virtual tolls foram confirmados só em 2025, tornando-se a estrutura mais ativa naquele ano.
• PPAs. Só apareceram a partir de 2024, mas já com prazos longos: 12,5 anos em 2024 e 17,5 anos em 2025, sugerindo que estão sendo usados para ativos que buscam maior segurança de receita de longo prazo.
• Revenue swaps. Mercado mais restrito, visto em 2021, 2023 e 2025-2026. Prazos variaram de 7 a 12 anos sem tendência clara.

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

Resultado: A arbitragem de energia agora responde por quase toda a receita das baterias no NEM. O FCAS caiu de principal fonte em 2022 para papel secundário em 2026.

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

• 2023. Ponto de inflexão. O total de MW assinados saltou de 160 MW em 2022 para quase 1 GW, impulsionado por grandes contratos de physical toll e revenue swap com desenvolvedores buscando financiamento.
• 2024. Ano de destaque para virtual tolls. 640 MW assinados via virtual tolls, surgindo como alternativa real ao physical toll, refletindo o apetite crescente de varejistas de energia por exposição financeira sem obrigação de despacho.
• 2025. Maior ano da história, com 2,2 GW. Todas as quatro estruturas ativas simultaneamente pela primeira vez, e os PPAs saltaram para 640 MW, seu maior volume anual.
• 2026. Dados parciais, 244 MW até o início de maio.

Physical tolls continuam sendo a espinha dorsal, presentes todos os anos e consistentemente a maior estrutura individual, mas sua participação no total de MW está caindo gradualmente à medida que virtual tolls e PPAs crescem.

​Principais conclusões

Nos três exemplos, o Ko ajuda os usuários a passar de uma pergunta aos dados e análises relevantes mais rapidamente do que o processo manual.

O valor é mais evidente quando a pergunta abrange múltiplas fontes. O Ko pode identificar os dados relevantes, retornar o resultado e explicar 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 auxilia o usuário a testar a primeira resposta, entender os dados de apoio e decidir onde é preciso análise mais aprofundada.

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