截至2022年3月10日，山东省首批5个独立储能示范项目中的4个项目完成了山东电力交易中心的注册，并通过公示，正式进入现货市场。
公开信息显示，3月2日至3月7日，海阳国电投、华电滕州、三峡新能源（庆云）储能项目成功参与了电力项目市场，实现了价差套利。
最大峰谷价差0.612元/kWh
3月2日至3月7日的运行中，根据实时电价，储能电站充电最低价为-0.023元/千瓦时，放电最高价为0.596元/千瓦时，最大峰谷价差达到0.612元/千瓦时。
相比于示范项目每度电0.2元/kWh的固定补贴，现货市场价差套利，盈利空间明显增大。
每日实现1次充放电循环
3月2日至3月7日的运行中，3家储能电站累计充放电17次，实现交易电量323.4万千瓦时。
按申报容量计算，三家储能电站的总容量为303MW/606MWh，因此日均实现满充满放约0.9次（323.4万千瓦/606MW/6天），考虑充放电深度（通常为90%）因素，每天大约可实现一个充放电循环。
是否承担输配电价与政府基金，成盈利关键
根据2021年4月山东能监办发布的《关于开展储能示范应用的实施意见》，储能示范项目在提供调峰辅助服务时，充放电电价执行“平进平出”政策，充放电损耗按工商业及其他用单一制电价执行。
但现货市场下，利用价差套利，显然与“平进平出”，赚取调峰补偿的模式完全不同。
充电时，是否收取输配电价及政府基金，将成为决定独立储能电站参与项目市场是否盈利的关键。
国网山东省电力公司2022年3月发布的代购电价显示，220kV及以上的电力用户，电度输配电价为0.1169元/kWh，政府性基金及附加为0.02716875元/kWh。
如果独立储能电站充电将承担这部分费用，则最大峰谷价差0.612元/kWh将变为0.4679元/kWh（0.612元/kWh-0.1169元/kWh-0.02716875元/kWh）。
另外，是否能准确预测电价，制定现货市场参与策略，也对现有的储能电站的运营提出了新的挑战。现货市场的复杂程度显然超过了预先设定的每天由电网调度管理，提供调峰辅助服务的功能设定。
