截至2022年3月10日，山東省首批5個獨立儲能示范項目中的4個項目完成了山東電力交易中心的注冊，并通過公示，正式進入現貨市場。
公開信息顯示，3月2日至3月7日，海陽國電投、華電滕州、三峽新能源（慶云）儲能項目成功參與了電力項目市場，實現了價差套利。
最大峰谷價差0.612元/kWh
3月2日至3月7日的運行中，根據實時電價，儲能電站充電最低價為-0.023元/千瓦時，放電最高價為0.596元/千瓦時，最大峰谷價差達到0.612元/千瓦時。
相比于示范項目每度電0.2元/kWh的固定補貼，現貨市場價差套利，盈利空間明顯增大。
每日實現1次充放電循環
3月2日至3月7日的運行中，3家儲能電站累計充放電17次，實現交易電量323.4萬千瓦時。
按申報容量計算，三家儲能電站的總容量為303MW/606MWh，因此日均實現滿充滿放約0.9次（323.4萬千瓦/606MW/6天），考慮充放電深度（通常為90%）因素，每天大約可實現一個充放電循環。
是否承擔輸配電價與政府基金，成盈利關鍵
根據2021年4月山東能監辦發布的《關于開展儲能示范應用的實施意見》，儲能示范項目在提供調峰輔助服務時，充放電電價執行“平進平出”政策，充放電損耗按工商業及其他用單一制電價執行。
但現貨市場下，利用價差套利，顯然與“平進平出”，賺取調峰補償的模式完全不同。
充電時，是否收取輸配電價及政府基金，將成為決定獨立儲能電站參與項目市場是否盈利的關鍵。
國網山東省電力公司2022年3月發布的代購電價顯示，220kV及以上的電力用戶，電度輸配電價為0.1169元/kWh，政府性基金及附加為0.02716875元/kWh。
如果獨立儲能電站充電將承擔這部分費用，則最大峰谷價差0.612元/kWh將變為0.4679元/kWh（0.612元/kWh-0.1169元/kWh-0.02716875元/kWh）。
另外，是否能準確預測電價，制定現貨市場參與策略，也對現有的儲能電站的運營提出了新的挑戰。現貨市場的復雜程度顯然超過了預先設定的每天由電網調度管理，提供調峰輔助服務的功能設定。
