目前，北歐電力交易所里有來自20個國家的大約380個成員單位，絕大部分成員每天都會參與交易，每天產生大約2000個左右的交易訂單。這些會員單位除了電力供需兩端的電力公司、售電公司、大用戶之外，也包括投資基金、投資公司、銀行、中介公司等金融機構。
除了交易中心進行的現貨交易之外，購售電雙方也可以簽訂場外的中長期合約，在丹麥，這類合約一般是金融合同。中長期交易與現貨市場的結合，為各類金融機構參與電力市場，創造各類電力交易衍生品創造了條件。
日前市場和日內市場所提供的電力供需信息，基本上保證了電網公司能夠以此為依據維持電力系統平衡，然而實際運行依然有可能出現超出預測的情況。Vittrup介紹，丹麥電網公司還會根據實際運行情況和自己的預測，向一些調節性好的電廠購買備用容量和輔助服務，在其他發電機組出現意外的時候，這些電廠可以迅速啟動，應對調峰調頻需求。
通過這一整套機制成熟且覆蓋區域廣泛的電力交易市場，丹麥的風電可以靈活地通過在電力市場上報價來尋找到消納的用戶，而在風電供應不足的時候，又可以通過其他電源和周邊國家購買電力來維持本國的電力供應。
Vittrup對《財經》記者展示了2015年9月第一周的丹麥國內電力需求、風電出力與電價變化的典型場景。在2015年8月31日上午10點，電力需求為443萬千瓦，當時風力較小，風電功率為37.8萬千瓦，此時丹麥從周邊國家進口的電力達到240萬千瓦，上網電價達到約55歐元每兆瓦時，是該周內電價的峰值。
9月2日凌晨2點，正是用電的低谷時段，全國需求為291萬千瓦，其中風電出力達到了286萬千瓦，此時丹麥向周邊國家出口電力21萬千瓦，上網電價也低至約10歐元每兆瓦時。
而到了9月5日凌晨4點左右，僅僅風電出力就超過了丹麥的電力負荷，此時丹麥不僅出口電力，而且上網電價為負數。
在整個變化的周期中，大型火電機組會根據市場電價的情況決定是否發電。在用電高峰時期，上網電價較高，火電所占比例也較高；而在用電低谷時期，電價較低，火電比例也隨之降低，如果再加上風電出力較好，火電甚至會全部停機。電力市場的價格信號，而非行政命令在其中起到了調節的作用。風電由于具有零邊際成本的特點，保證了它在市場中的競爭力，能夠在有風力的時候滿額發電，而火電則具有調節性好的優點，能夠根據價格信號來決定啟停時間。
價格機制
在成熟的市場機制下，丹麥的風電市場一直吸引著投資者。2016年11月，丹麥海上風電項目Kriegers Flak招標結果出爐，瑞典能源巨頭Vattenfall以0.372丹麥克朗每度電的價格中標，創下了海上風電史上最低電價。這一電價折算過來僅僅約合人民幣0.37元每度電，與之相比，最新的現行政策下，國內的海上風電的標桿電價為0.85元每度。
針對海上風電項目，丹麥在其運行的前5萬個小時內按照中標的固定電價結算，也就意味著雖然業主會參與電力市場競價，但是政府會補貼市場電價與中標電價之間的差額部分。不過在風電報負價時不享受補貼。5萬個小時之后，按照市場價結算。這一補貼模式與中國現行的標桿電價政策類似，即通過國家可再生能源發展基金補貼當地火電電價與新能源標桿電價之間的差額。
而陸上風電則采取了不同的補貼政策，丹麥在風電市場電價的基礎上給予每度電0.25丹麥克朗的定額補貼，補貼時間為滿負荷運行2.2萬個小時。
在中國對新能源的標桿電價補貼模式下，對新能源的補貼費用是基于新能源標桿電價與燃煤標桿電價的差額。對于甘肅、內蒙古等風電裝機已經嚴重過剩的省份，由于當地燃煤標桿電價也比較低，標桿電價模式下，意味著對新能源的補貼標準反而會高于東部。風電規模上來之后，這并不是正確的價格信號。
事實上，對新能源發電實行定額補貼制度也是中國政策制定者正在考慮的方向。2016年，國家發改委價格司的官員曾多次在不同公開場合表示，正在研究改變新能源補貼機制，原有的固定電價模式難以為繼，考慮改為燃煤標桿電價加上定額補貼的模式。
關于丹麥的電價，需要指出的一點是，上網側的低價并不意味著用戶的低價，用戶側電價還需要在上網電價基礎上加上稅費、新能源附加費、輸配成本費用。丹麥的上網電價在歐洲處于較低水平，但是用戶側居民電價約為2.3丹麥克朗每度電，工業電價約為1.14丹麥克朗每度電，電價水平是歐洲最高的（1元人民幣約合1.02丹麥克朗）。
Energinet提供的一個統計數據顯示，以一個年用電量為4000度左右的家庭為例，其居民電價中，稅費占到了58％，輸電成本占3％，配電成本占16％，用于可再生能源補貼的附加費（PSO）約占9％，上網側的市場電價成本僅占14％。
對中國的啟示
縱觀丹麥的風電利用，可以發現其能源轉型并非單純增加風電的裝機容量，裝了之后就不管不顧，而是有一整套完善的電力市場的硬件與軟件來支持風電使用。
市場架構上，丹麥將電網公司變成了一個獨立、非營利的國有公司，保證電網對所有的市場參與者公平開放。電網公司Energinet是一個輸電網運營商，而發電、配售電放開，讓供應方、用戶之間形成多買多賣的完全競爭格局。這為市場的形成創造了條件。
輸電網的建設也是必要條件。丹麥國內能源稟賦并不突出，也曾以化石能源為主要能源，但是通過建設輸電網將周邊各國連接起來，使得多種能源有條件互相配合，來幫助風電消納并同時滿足國內電力需求。
在此基礎上，借助以北歐為主、覆蓋大部分歐洲國家的電力市場，將供應和需求轉換為價格信號，通過電力市場來實現資源配置。由于風電具備零邊際成本但不穩定的特點，而傳統能源則有較好的調節性，使得市場競爭中風電總是能夠優先使用，其他能源品種根據市場信號為之配合來滿足電力供應。
對于電力消費來說，將丹麥與中國直接類比并不合適，其做法也無法直接借鑒。不過若是以整個歐洲來考察，其經驗仍然具有一定的借鑒意義。
從2015年3月發布“電改9號文”以來，中國正在緩步推進新一輪電力體制改革。“放開兩頭，管住中間”是這一輪電改的核心，在上一輪電改已經放開發電側的基礎上，逐漸放開售電側和新增的配電網市場。與此同時，電網公司的盈利模式將面臨根本改變，從此前的吃購銷差價變為準許成本加合理收益，電網公司將面臨更嚴格的監管。
輸配電價核定是“管住中間”的第一步，從2014年開展輸配電價改革試點到2016年9月將試點范圍擴大到全國，在此基礎上，2017年1月2日，國家發改委發布了《省級電網輸配電價定價辦法》，規定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法。發改委有關負責人在答記者問時表示，制定出臺《辦法》，有利于加快構建主要由市場配置電力資源的體制機制。
在搭建市場機制上，中國剛剛邁出了第一步。而在輸電網建設上，中國是世界上進行特高壓建設經驗最豐富的國家。2016年，國家電網建成了“三交一直”四個特高壓工程，總建成的特高壓工程項目達到11個，還有7個特高壓工程在建。對于甘肅、內蒙古等風電棄風率高的省份，這些特高壓項目以及西北750千伏主網架工程的建設將有助于風電的消納。
而最大的困難，或許在于未來電力市場的范圍，究竟是區域電力市場還是省級電力市場。
此輪電改，降電價成為了一個附屬的政治任務，在2016年初的中央經濟工作會議上，甚至明確有“要降低電力價格，推進電價市場化改革”這樣的表述。電費是工業用戶、尤其是高耗能企業中成本的重頭，電價的降低能直接提升這些企業的利潤水平，在目前已經開展電力交易試點和直購電的不少省份，電價都有不同程度的下降，地方政府也因此樂于推動。
以省為實體開展工作，更符合中國的政府治理特點。在以省為實體的基礎上，各省更容易建立起自己的省級電力市場。并且，在電力供應相對過剩的條件下，地方政府都更愿意用戶購買本省電力。
到2016年底，全國已經有超過20個省（自治區、直轄市）的電改綜合試點獲得批復，幾乎所有省份都已經成立了省級電力交易中心，省級市場推進可謂如火如荼。與之相比，區域電力市場的進程堪稱慘淡。
在2016年初國家能源局公布的年度能源工作指導意見中提出，推進南方、京津冀等區域電力市場。京津冀區域電力市場一度被視作區域電力市場的突破點，然而一年過去，區域電力市場試點工作仍未啟動，但京、津兩地各自的綜合電改試點方案先后獲批。
參考丹麥的情況可以發現，在風電占比較高的情況下維持供應穩定，以北歐電力交易所為中心的電力市場的作用非常關鍵。從最初的挪威到北歐四國再到如今業務覆蓋到多個國家，意味著可以實現更大區域的資源有效配置，有更豐富的能源品種可以接入電網并隨時調用，可以降低電網系統風險，有效支撐新能源的利用。
若與之對比，中國省級市場的如火如荼，如同歐洲各國單獨建立起自己的電力市場。然而如果沒有切實有效的區域市場，就無法實現更大范圍內有效的資源配置。
中國西北部的陜甘寧區域與丹麥的情況有些類似，甘肅有著嚴重富裕風電、光伏裝機，青海水電資源較為豐富，而陜西是西北區域相對而言的負荷中心，火電為主要發電能源。
在《財經》記者今年6月參加的一次西北電力市場研討會中，一位甘肅省的官員在發言中認為建設西北區域電力市場有助于電能資源在更大范圍內配置、消納，減少棄風棄光，而這首先需要破除省間壁壘，實現省區間互聯互通。
一位國家能源局的官員也在該次研討會的發言中提到了丹麥，他認為丹麥風電消納很好源于周圍挪威水電、德國火電有調節能力。而甘肅棄風的原因，一是系統調節能力不足，二與省間壁壘、調度機制有關系，更重要的是價格因素。
中國人民大學能源經濟系主任鄭新業在2016年底發表的一篇文章中曾有這樣的評論：本輪電改暴露出來的最大缺陷，是以省為單位推進改革，這等同于是在培育“電力諸侯經濟”，造成省間壁壘進一步加強，最終形成各省市寧要本地區的高價電、不要其他省份低價電的格局，阻礙電力資源的優化配置。
