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 comandos em camadas. Os exemplos abrangem analistas de mercado, desenvolvedores e analistas financeiros. Em cada estudo de caso, mostramos o comando utilizado, gráficos gerados a partir dos dados retornados pelo Ko e os insights produzidos pelo Ko.

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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 em tempo real da AEMO com a biblioteca de ativos e bases de dados de mercado da Modo, conectando 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 comandos abaixo utilizam o Ko para comparar perdas por restrição em toda a frota, examinar o pior evento de preços locais 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 direcionado. 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 mais que o segundo pior ativo. 148 intervalos restritos, com preço médio de $339/MWh, indicam que as restrições ocorreram durante eventos autênticos de preços elevados.
• O corredor de Riverina (Riverina 1, Riverina 2, Darlington Point) soma cerca de $100 mil — contagem de intervalos e médias de preço praticamente idênticas confirmam que estão sendo restringidos simultaneamente no mesmo caminho de restrição.
• Limondale BESS está em 5º com $8.116 — valor mais modesto devido às apenas 7 semanas de operação.
• Waratah, Smithfield, Eraring 1 e Wallgrove não tiveram intervalos qualificados — suas localizações parecem em grande parte protegidas das restrições que afetam o oeste e extremo oeste de NSW.

Resultado: O período de restrição ocorreu 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 variando entre $58 e $80 por MWh, típico dos períodos noturnos e da manhã.
• 08:15: As restrições ativam abruptamente. O preço local se descola instantaneamente do RRP e cai para valores fortemente negativos, impulsionado pelo aumento da geração solar e 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: A restrição diminui. A geração solar reduz no final da tarde e a diferença entre preço local e RRP diminui progressivamente.
• 18:10 em diante: Restrições totalmente eliminadas. O preço local volta a acompanhar o RRP, em torno de $75 a $80 por MWh.

Resultado: A mudança brusca a partir de janeiro de 2026 é evidente.

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

Essa inflexão quase certamente reflete a entrada em operação de significativa nova capacidade 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 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 subestaduais, dados de capex, estudos de contratos e o registro de ativos.

Os comandos abaixo utilizam o Ko para comparar retornos estaduais 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 spreads de energia que uma bateria de 4 horas pode capturar nos picos da manhã e da noite.
• Victoria se destaca pelo potencial de ciclos. O fechamento de Yallourn West gera volatilidade de curto prazo que eleva as receitas, e a estrutura de pico matinal do estado cria uma segunda janela de despacho lucrativa.
• New South Wales permanece estável até o início dos anos 2030. A aposentadoria de Eraring traz um impulso menor de volatilidade do que as saídas de carvão dos estados do sul.
• Queensland fica em último entre os estados continentais. As aposentadorias de Gladstone trazem um aumento de receita em meados da década, mas as receitas caem mais rapidamente até os anos 2040.

Resultado: NSW apresenta a maior diferença de IRR intraestadual entre os estados continentais. No cenário Central, o IRR não alavancado de uma bateria de 4 horas varia de 11,8% em Central NSW (Regional Reference Node), para 11,3% em Southern NSW e 10,0% em Northern NSW. 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 fatores principais explicam essa diferença:

• MLF. O MLF impacta diretamente as receitas de energia ao longo da vida do ativo. Northern NSW tem os menores MLFs entre as regiões continentais, o que significa que cada MWh despachado vale proporcionalmente menos.
• Restrições de rede. Sub-regiões restritas limitam com que frequência uma bateria pode despachar durante intervalos de preço elevado, justamente os períodos mais importantes para retorno do investimento.

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

O custo por kW é menos claro. Houve queda acentuada em 2023 para $770 por kW antes de subir novamente. Isso reflete principalmente a tendência de projetos mais longos: sistemas mais recentes são predominantemente de 2 a 4 horas, com mais kWh por kW de potência, o que eleva o valor por kW mesmo com a queda por kWh.

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

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

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

Os comandos abaixo utilizam 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 todas as estruturas de contrato, os prazos médios aumentaram desde 2020, refletindo maior confiança dos compradores em compromissos de longo prazo com BESS.

• Physical tolls. Estrutura dominante durante o período. Os prazos começaram em 12,5 anos em 2020, caíram para 10 anos em 2021-2022, depois subiram fortemente, chegando a 16,7 anos em 2023 e permanecendo entre 14 e 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, atingindo 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 são usados para ativos que buscam maior certeza de receita.
• Revenue swaps. Mercado mais restrito, vistos 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: Hoje, a arbitragem de energia impulsiona quase toda a receita das baterias do NEM. O FCAS caiu de principal fonte em 2022 para papel secundário em 2026.

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

• 2023. Inflação do mercado. 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, à medida que desenvolvedores buscavam garantir financiamento.
• 2024. Ano de destaque para virtual tolls. 640 MW assinados via estruturas de virtual toll, surgindo como alternativa real ao physical toll, provavelmente refletindo maior interesse de varejistas de energia em exposição financeira sem obrigações de despacho.
• 2025. Maior ano já registrado, com 2,2 GW. Todas as quatro estruturas estiveram ativas simultaneamente pela primeira vez, e os PPAs cresceram para 640 MW, seu maior volume anual.
• 2026. Dados parciais, 244 MW até o início de maio.

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

​Principais aprendizados

Nos três exemplos, o Ko ajuda os usuários a passar da pergunta para os dados e análises relevantes mais rapidamente do que o método manual.

O valor é mais evidente quando a pergunta envolve múltiplas fontes. O Ko identifica os dados relevantes, retorna o resultado e explica o significado no contexto. Isso proporciona um ponto de partida mais rápido 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 os usuários a testar a primeira resposta, compreender os dados de apoio e decidir onde é necessário aprofundar a análise.

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