目前，北欧电力交易所里有来自20个国家的大约380个成员单位，绝大部分成员每天都会参与交易，每天产生大约2000个左右的交易订单。这些会员单位除了电力供需两端的电力公司、售电公司、大用户之外，也包括投资基金、投资公司、银行、中介公司等金融机构。
除了交易中心进行的现货交易之外，购售电双方也可以签订场外的中长期合约，在丹麦，这类合约一般是金融合同。中长期交易与现货市场的结合，为各类金融机构参与电力市场，创造各类电力交易衍生品创造了条件。
日前市场和日内市场所提供的电力供需信息，基本上保证了电网公司能够以此为依据维持电力系统平衡，然而实际运行依然有可能出现超出预测的情况。Vittrup介绍，丹麦电网公司还会根据实际运行情况和自己的预测，向一些调节性好的电厂购买备用容量和辅助服务，在其他发电机组出现意外的时候，这些电厂可以迅速启动，应对调峰调频需求。
通过这一整套机制成熟且覆盖区域广泛的电力交易市场，丹麦的风电可以灵活地通过在电力市场上报价来寻找到消纳的用户，而在风电供应不足的时候，又可以通过其他电源和周边国家购买电力来维持本国的电力供应。
Vittrup对《财经》记者展示了2015年9月第一周的丹麦国内电力需求、风电出力与电价变化的典型场景。在2015年8月31日上午10点，电力需求为443万千瓦，当时风力较小，风电功率为37.8万千瓦，此时丹麦从周边国家进口的电力达到240万千瓦，上网电价达到约55欧元每兆瓦时，是该周内电价的峰值。
9月2日凌晨2点，正是用电的低谷时段，全国需求为291万千瓦，其中风电出力达到了286万千瓦，此时丹麦向周边国家出口电力21万千瓦，上网电价也低至约10欧元每兆瓦时。
而到了9月5日凌晨4点左右，仅仅风电出力就超过了丹麦的电力负荷，此时丹麦不仅出口电力，而且上网电价为负数。
在整个变化的周期中，大型火电机组会根据市场电价的情况决定是否发电。在用电高峰时期，上网电价较高，火电所占比例也较高；而在用电低谷时期，电价较低，火电比例也随之降低，如果再加上风电出力较好，火电甚至会全部停机。电力市场的价格信号，而非行政命令在其中起到了调节的作用。风电由于具有零边际成本的特点，保证了它在市场中的竞争力，能够在有风力的时候满额发电，而火电则具有调节性好的优点，能够根据价格信号来决定启停时间。
价格机制
在成熟的市场机制下，丹麦的风电市场一直吸引着投资者。2016年11月，丹麦海上风电项目Kriegers Flak招标结果出炉，瑞典能源巨头Vattenfall以0.372丹麦克朗每度电的价格中标，创下了海上风电史上最低电价。这一电价折算过来仅仅约合人民币0.37元每度电，与之相比，最新的现行政策下，国内的海上风电的标杆电价为0.85元每度。
针对海上风电项目，丹麦在其运行的前5万个小时内按照中标的固定电价结算，也就意味着虽然业主会参与电力市场竞价，但是政府会补贴市场电价与中标电价之间的差额部分。不过在风电报负价时不享受补贴。5万个小时之后，按照市场价结算。这一补贴模式与中国现行的标杆电价政策类似，即通过国家可再生能源发展基金补贴当地火电电价与新能源标杆电价之间的差额。
而陆上风电则采取了不同的补贴政策，丹麦在风电市场电价的基础上给予每度电0.25丹麦克朗的定额补贴，补贴时间为满负荷运行2.2万个小时。
在中国对新能源的标杆电价补贴模式下，对新能源的补贴费用是基于新能源标杆电价与燃煤标杆电价的差额。对于甘肃、内蒙古等风电装机已经严重过剩的省份，由于当地燃煤标杆电价也比较低，标杆电价模式下，意味着对新能源的补贴标准反而会高于东部。风电规模上来之后，这并不是正确的价格信号。
事实上，对新能源发电实行定额补贴制度也是中国政策制定者正在考虑的方向。2016年，国家发改委价格司的官员曾多次在不同公开场合表示，正在研究改变新能源补贴机制，原有的固定电价模式难以为继，考虑改为燃煤标杆电价加上定额补贴的模式。
关于丹麦的电价，需要指出的一点是，上网侧的低价并不意味着用户的低价，用户侧电价还需要在上网电价基础上加上税费、新能源附加费、输配成本费用。丹麦的上网电价在欧洲处于较低水平，但是用户侧居民电价约为2.3丹麦克朗每度电，工业电价约为1.14丹麦克朗每度电，电价水平是欧洲最高的（1元人民币约合1.02丹麦克朗）。
Energinet提供的一个统计数据显示，以一个年用电量为4000度左右的家庭为例，其居民电价中，税费占到了58％，输电成本占3％，配电成本占16％，用于可再生能源补贴的附加费（PSO）约占9％，上网侧的市场电价成本仅占14％。
对中国的启示
纵观丹麦的风电利用，可以发现其能源转型并非单纯增加风电的装机容量，装了之后就不管不顾，而是有一整套完善的电力市场的硬件与软件来支持风电使用。
市场架构上，丹麦将电网公司变成了一个独立、非营利的国有公司，保证电网对所有的市场参与者公平开放。电网公司Energinet是一个输电网运营商，而发电、配售电放开，让供应方、用户之间形成多买多卖的完全竞争格局。这为市场的形成创造了条件。
输电网的建设也是必要条件。丹麦国内能源禀赋并不突出，也曾以化石能源为主要能源，但是通过建设输电网将周边各国连接起来，使得多种能源有条件互相配合，来帮助风电消纳并同时满足国内电力需求。
在此基础上，借助以北欧为主、覆盖大部分欧洲国家的电力市场，将供应和需求转换为价格信号，通过电力市场来实现资源配置。由于风电具备零边际成本但不稳定的特点，而传统能源则有较好的调节性，使得市场竞争中风电总是能够优先使用，其他能源品种根据市场信号为之配合来满足电力供应。
对于电力消费来说，将丹麦与中国直接类比并不合适，其做法也无法直接借鉴。不过若是以整个欧洲来考察，其经验仍然具有一定的借鉴意义。
从2015年3月发布“电改9号文”以来，中国正在缓步推进新一轮电力体制改革。“放开两头，管住中间”是这一轮电改的核心，在上一轮电改已经放开发电侧的基础上，逐渐放开售电侧和新增的配电网市场。与此同时，电网公司的盈利模式将面临根本改变，从此前的吃购销差价变为准许成本加合理收益，电网公司将面临更严格的监管。
输配电价核定是“管住中间”的第一步，从2014年开展输配电价改革试点到2016年9月将试点范围扩大到全国，在此基础上，2017年1月2日，国家发改委发布了《省级电网输配电价定价办法》，规定了省级电网输配电价的定价原则、计算办法。发改委有关负责人在答记者问时表示，制定出台《办法》，有利于加快构建主要由市场配置电力资源的体制机制。
在搭建市场机制上，中国刚刚迈出了第一步。而在输电网建设上，中国是世界上进行特高压建设经验最丰富的国家。2016年，国家电网建成了“三交一直”四个特高压工程，总建成的特高压工程项目达到11个，还有7个特高压工程在建。对于甘肃、内蒙古等风电弃风率高的省份，这些特高压项目以及西北750千伏主网架工程的建设将有助于风电的消纳。
而最大的困难，或许在于未来电力市场的范围，究竟是区域电力市场还是省级电力市场。
此轮电改，降电价成为了一个附属的政治任务，在2016年初的中央经济工作会议上，甚至明确有“要降低电力价格，推进电价市场化改革”这样的表述。电费是工业用户、尤其是高耗能企业中成本的重头，电价的降低能直接提升这些企业的利润水平，在目前已经开展电力交易试点和直购电的不少省份，电价都有不同程度的下降，地方政府也因此乐于推动。
以省为实体开展工作，更符合中国的政府治理特点。在以省为实体的基础上，各省更容易建立起自己的省级电力市场。并且，在电力供应相对过剩的条件下，地方政府都更愿意用户购买本省电力。
到2016年底，全国已经有超过20个省（自治区、直辖市）的电改综合试点获得批复，几乎所有省份都已经成立了省级电力交易中心，省级市场推进可谓如火如荼。与之相比，区域电力市场的进程堪称惨淡。
在2016年初国家能源局公布的年度能源工作指导意见中提出，推进南方、京津冀等区域电力市场。京津冀区域电力市场一度被视作区域电力市场的突破点，然而一年过去，区域电力市场试点工作仍未启动，但京、津两地各自的综合电改试点方案先后获批。
参考丹麦的情况可以发现，在风电占比较高的情况下维持供应稳定，以北欧电力交易所为中心的电力市场的作用非常关键。从最初的挪威到北欧四国再到如今业务覆盖到多个国家，意味着可以实现更大区域的资源有效配置，有更丰富的能源品种可以接入电网并随时调用，可以降低电网系统风险，有效支撑新能源的利用。
若与之对比，中国省级市场的如火如荼，如同欧洲各国单独建立起自己的电力市场。然而如果没有切实有效的区域市场，就无法实现更大范围内有效的资源配置。
中国西北部的陕甘宁区域与丹麦的情况有些类似，甘肃有着严重富裕风电、光伏装机，青海水电资源较为丰富，而陕西是西北区域相对而言的负荷中心，火电为主要发电能源。
在《财经》记者今年6月参加的一次西北电力市场研讨会中，一位甘肃省的官员在发言中认为建设西北区域电力市场有助于电能资源在更大范围内配置、消纳，减少弃风弃光，而这首先需要破除省间壁垒，实现省区间互联互通。
一位国家能源局的官员也在该次研讨会的发言中提到了丹麦，他认为丹麦风电消纳很好源于周围挪威水电、德国火电有调节能力。而甘肃弃风的原因，一是系统调节能力不足，二与省间壁垒、调度机制有关系，更重要的是价格因素。
中国人民大学能源经济系主任郑新业在2016年底发表的一篇文章中曾有这样的评论：本轮电改暴露出来的最大缺陷，是以省为单位推进改革，这等同于是在培育“电力诸侯经济”，造成省间壁垒进一步加强，最终形成各省市宁要本地区的高价电、不要其他省份低价电的格局，阻碍电力资源的优化配置。
