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比如Horns Rev II 风电场，丹麦企业东能源以0.52 丹麦克朗/ 千瓦时的上网电价中标特许经营权，该电价适用于10TWh（100 亿千瓦时）发电量（相当于约50000 满负荷运行小时）。其后生产的电力则必须执行实时市场电价。Rødsand II 项目的中标企业是瑞典E.ON AB，中标电价为0.63 丹麦克朗/ 千瓦时，适用于10TWh（100亿千瓦时）发电量（相当于约50000满负荷运行小时）。Anholt 项目的中标电价为1.05 丹麦克朗/ 千瓦时，适用于20TWh（200 亿千瓦时）发电量（相当于约50000 满负荷运行小时）。
2016年 , 丹麦又进行了两轮竞标。第一个项目是35 万千瓦的2 个北海近海项目，Vattenfall 以0.475 丹麦克朗/ 千瓦时[ 前17.5TWh（175 亿千瓦时）电量] 的电价中标，明显低于《能源政策协议》预期的0.7 丹麦克朗/ 千瓦时。
第二个招标结果于2016 年底揭晓，位于波罗的海的KriegersFlak项目再次刷新了海上风电电价纪录，Vattenfall 以0.372 丹麦克朗/ 千瓦时的电价赢得30TWh（300 亿千瓦时）电量合同。
海上风电场规划
丹麦转向海上风电开发的一个主要驱动因素在于，陆上风电场址可用的土地资源不足，但其广阔的浅海水域有着丰富的风资源。自1991 年起，在充分考虑了发电量及积累的经验后，丹麦政府开始有意识地在东、西部海域部署了大型海上风电场。
1985 年，丹麦政府要求两家大型垂直一体化（即拥有发电、输电/ 配电所有权）的电力公司建设大型海上风电场，以积累相关经验。
此举的另外一个目的是研究大型海上风电项目对环境的影响。为此，针对风电场的环境监测项目也同期开展，包括调查各种海上状况，即不同盐度、洋流和潮汐，不同物种所在地、栖息地及对迁徙模式的影响等。所有信息均以英文向公众披露。
通过开发丹麦东、西部的两个试点项目，电力公司履行了其建设海上风电场的义务。试点项目分别位于北海和波罗的海，也有助于丹麦获取东、西部输电网在以下两个方面的经验：处理海上升压站平台的并网问题；电网系统运行，即应对风电的间歇性。
大型海上风电场往往远离主要负荷中心，且被并入人口稀少地区的输电网。其产生的电力必须能够长距离地输送出来。在确定场址时，需要利用空间规划方法，同时考虑并网线路及其他相关方面。
在2007 年发布的“富有远见的丹麦能源政策2025”中，丹麦政府制定了通过风电开发战略规划增加风力发电量的目标。战略规划包括为丹麦风电发展制定良好的空间规划框架，推广陆上和海上示范试点项目，起草海上风电基础设施规划。
一、海上风电场海洋空间规划
尽管是一种颇具吸引力的替代能源，但海上风电开发应基于全面、审慎的规划。
在建设风电场时，必须考虑所在地的自然和人文环境。因此，有必要利用规划系统来显示海洋空间承受的压力程度。规划中的很重要一点是，识别众多的海洋相关利益，并尝试减少相关影响。这是确保在尊重环境与其他海洋用户的同时，恰当进行海上风电场选址的唯一途径。
