据储能界了解到，2024年3月12 ，西班牙日前市场（联营）上演了一场奇观，这种奇观将在未来几天、几周甚至几年内以这种形式重复出现。联营价格在 10:30 至 16:30 之间跌至 0 欧元/兆瓦时，但在 21:00 时才升至 173 欧元/MWh。平均价格为 42 欧元/MWh。“鸭子曲线”——西班牙语“pato”——清楚地显示了太阳能发电在西班牙的影响，而更昂贵的发电方法的影响可以在高峰消费时间（晚上 9 点左右）看到，此时太阳不再照耀。令人惊讶的是，通常是水力发电厂决定了边际成本价格。3 月 12 日 21:00，燃气发电厂设定了 173 欧元/MWh的边际成本价格。
2024 年春天，西班牙的特殊情况是风很大，阳光明媚，西班牙西北部的水库部分蓄水量达到 100%，因此它们可以（必须）持续发电。此外，由于冬季气候温和，空调系统尚未开启，私人用电仍然很低。这种状况导致西班牙的电价较低，并自愿部分削减核电站的发电量。在满负荷的情况下，西班牙核电站每天发电量约为 170 GW/h，最后一次并网是在 2 月 21 日。
自那时以来，发电量有时远低于满负荷，例如 2 月 24 日，发电量仅为 112 GW/h。核电站的所有者倾向于关闭核电站并提前进行维护工作，而不是以无法覆盖运行成本的价格出售能源。
3 月 20 日，西班牙批发价已降至 26.24 欧元/MWh，而德国批发价为 68.36 欧元/兆瓦时，法国批发价为 63.59 欧元/MWh。不幸的是，由于缺乏输电线路，伊比利亚半岛无法向欧洲出口足够的电力来利用价格差异。因此，如果伊比利亚半岛的价格情况没有改变，西班牙光伏系统运营商现在面临的问题是，如何在未来盈利地运营他们的系统。
第一个解决方案是电池储能系统，它可以实现峰值转移，即在批发价较高的时候向电网输送电力，通常是在日落之前和之后。
幸运的是，从监管角度来看，在西班牙改造电池储能系统没有问题。现有的馈入点可用于所谓的混合电站，尽管这意味着最大馈入容量受到现有电网连接的限制。这意味着，如果最初授予的电网连接容量为 30 MW，那么最多只能输入 30 MW，即使在扩建后安装了 30 MW 的光伏发电和 10 MW 的电池储能。
独立解决方案的规划更加复杂，其中 RDL 7/2023 引入的 60,000 欧元/MW的电网债券可能是立法者的疏忽，根据新闻稿将被取消。
如果电池储能系统从电网充电（购买）的电力随后反馈回电网（出售），则无需支付输电费（peajes），RD Real Decreto 148/2021。
西班牙也在考虑引入容量市场。根据其设计，这可能是额外的收入来源（除了参与日间交易、一次和 二次调频外），对于支持储能的决定可能起到决定性作用。
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