从分布式能源（DG）市场占有情况、配电网运营商（DSO）监管框架、DG市场准入、电网准入等几个方面比较欧盟成员国DG的监管框架。
DG市场占有情况指DG在系统中的比例；DSO监管框架包括分拆、经济激励等监管激励措施；市场准入包括不同市场和平衡条件下的准入情况；电网准入包括接网的流程、连接和系统使用费、技术要求。
DG市场占有情况
欧盟15国DG市场占有情况存在较大不同。一些国家DG装机水平很低，而另一些国家DG装机几乎占全部装机的一半。
丹麦、德国、荷兰、葡萄牙、西班牙是成员国中DG装机比例最高的几个国家。这些国家长期以来支持DG发展。丹麦自1980年以来支持小城镇CHP发展，同时也支持风电和其他可再生能源发展。因为丹麦新建风电站主要是大型海上风电场，预计未来DG份额将不会显著增加。
西班牙和德国DG比例也较大。两国大力支持可再生能源（特别是风电）发展。与丹麦不同，两国仍在发展陆上风电。因此，预计未来DG比例将进一步提高。
成员国的DG类型也不同。丹麦大部分是天然气CHP区域供热。芬兰和瑞典是生物燃料工业CHP。大部分国家都在部署风电。小规模水电、光伏和风电占间歇性DG的比例最大。
DSO监管框架
分拆是重要的监管形式之一。存在几种形式的分拆：所有权分拆、法律分拆、管理分拆、账目分拆。所有权分拆是影响最深远的，意味着资产完全分离，变成独立的经济实体。其他种类的分拆效果都有所下降。
欧盟已经将法律分拆作为对DSO的最低要求。欧盟15国的进展不同。8个成员国已经引入法律分拆。6个仅完成账目或管理分拆。希腊已正式分拆，但该国唯一的国家电网公司仍是输配一体。
3个DG比例最大的国家——丹麦、荷兰、西班牙已经完成法律分拆。分拆也促进了法国DG发展。法国DG仅占全国电力装机的2.1%，基本上由市政控制。独立分销商主要由EDF掌握（大约95%），分拆是确保非歧视接入的必要保证。
尽管欧盟已经要求分拆进程，但很多DSO可以免除分拆。少于10万个连接、服务小型独立系统的DSO可以免除法律分拆要求。这一规定意味着较大的DSO也免除了分拆要求。小型风电等DG通常部署在低压电网和农村地区，这些地区通常由少于10万个连接的DSO管理。这些地区分拆要求的缺失可能引起新的接入障碍。
市场准入
市场准入是DG成功部署的先决条件。在北欧市场和英国，最大的电力生产商只有15%-20%的份额。而在其他国家，份额较高，比利时、法国、爱尔兰达到85%，希腊达到96%。较小的DG运营商在同等条件下价格很难有竞争力。此外，也有其他障碍，例如DG市场准入的限制，缺乏市场透明度，技术和经济要求，电力市场高的交易费用。
国家支持机制旨在提高DG渗透率，加强DG竞争力。各国DG支持机制不同，大部分采用上网电价机制。上网电价机制促进DG发展较为有效。但随着DG比例的提高，上网电价政策的效果就不明显了。因为在上网电价机制下的发电根据电价水平而不根据实际需求。因此，许多国家用其他政策替代上网电价政策，例如溢价政策。丹麦有较大比例的CHP。CHP一直在固定时间段采用较高的固定上网电价，导致在这些时间过度生产。
电网准入
电网准入通常需要遵循一定的流程。此外，DSO可能要求连接和系统使用费。
长期和复杂的授权程序、连接到低压电网可能会阻碍DG连接。各成员国从项目启动到销售出电量的时间差异很大。欧洲DG规划阶段的平均完成时间是1.5-4.5年，南方国家时间较长。此外，不是所有项目都能获得部署和连接许可证。有时只有十分之一的风电DG项目能够获得许可证。
成员国的连接费用也不同。有浅成本、深成本或组合成本。浅成本只包括DG连接到配电网中最近点的成本。深成本包括现有电网加强的成本。大量的研究项目已经讨论了连接成本问题。一方面，如果电网较为脆弱，深成本构成DG部署的财务障碍。另一方面，浅成本将财务负担传递给DSO。
连接和系统使用费可以通过地点和时间的规定优化DG分布。例如，芬兰的系统使用费取决于发电时间。在一些时间和一些地区费用可能为0或者是负的，即DSO支付给DG。
如果技术先决条件满足，在电网中有效促进DG是可行的，技术条件包括电网容量、平衡条件、间歇性和非间歇性DG的比例。DG运营商必须满足一定要求，至少大中型DG需要计量，约半数成员国的DSO负责计量。DG的安全性和质量要求应与电网中其他电源的要求类似。一些成员国的小型DG的安全要求较低。
DG市场占有情况指DG在系统中的比例；DSO监管框架包括分拆、经济激励等监管激励措施；市场准入包括不同市场和平衡条件下的准入情况；电网准入包括接网的流程、连接和系统使用费、技术要求。
DG市场占有情况
欧盟15国DG市场占有情况存在较大不同。一些国家DG装机水平很低，而另一些国家DG装机几乎占全部装机的一半。
丹麦、德国、荷兰、葡萄牙、西班牙是成员国中DG装机比例最高的几个国家。这些国家长期以来支持DG发展。丹麦自1980年以来支持小城镇CHP发展，同时也支持风电和其他可再生能源发展。因为丹麦新建风电站主要是大型海上风电场，预计未来DG份额将不会显著增加。
西班牙和德国DG比例也较大。两国大力支持可再生能源（特别是风电）发展。与丹麦不同，两国仍在发展陆上风电。因此，预计未来DG比例将进一步提高。
成员国的DG类型也不同。丹麦大部分是天然气CHP区域供热。芬兰和瑞典是生物燃料工业CHP。大部分国家都在部署风电。小规模水电、光伏和风电占间歇性DG的比例最大。
DSO监管框架
分拆是重要的监管形式之一。存在几种形式的分拆：所有权分拆、法律分拆、管理分拆、账目分拆。所有权分拆是影响最深远的，意味着资产完全分离，变成独立的经济实体。其他种类的分拆效果都有所下降。
欧盟已经将法律分拆作为对DSO的最低要求。欧盟15国的进展不同。8个成员国已经引入法律分拆。6个仅完成账目或管理分拆。希腊已正式分拆，但该国唯一的国家电网公司仍是输配一体。
3个DG比例最大的国家——丹麦、荷兰、西班牙已经完成法律分拆。分拆也促进了法国DG发展。法国DG仅占全国电力装机的2.1%，基本上由市政控制。独立分销商主要由EDF掌握（大约95%），分拆是确保非歧视接入的必要保证。
尽管欧盟已经要求分拆进程，但很多DSO可以免除分拆。少于10万个连接、服务小型独立系统的DSO可以免除法律分拆要求。这一规定意味着较大的DSO也免除了分拆要求。小型风电等DG通常部署在低压电网和农村地区，这些地区通常由少于10万个连接的DSO管理。这些地区分拆要求的缺失可能引起新的接入障碍。
市场准入
市场准入是DG成功部署的先决条件。在北欧市场和英国，最大的电力生产商只有15%-20%的份额。而在其他国家，份额较高，比利时、法国、爱尔兰达到85%，希腊达到96%。较小的DG运营商在同等条件下价格很难有竞争力。此外，也有其他障碍，例如DG市场准入的限制，缺乏市场透明度，技术和经济要求，电力市场高的交易费用。
国家支持机制旨在提高DG渗透率，加强DG竞争力。各国DG支持机制不同，大部分采用上网电价机制。上网电价机制促进DG发展较为有效。但随着DG比例的提高，上网电价政策的效果就不明显了。因为在上网电价机制下的发电根据电价水平而不根据实际需求。因此，许多国家用其他政策替代上网电价政策，例如溢价政策。丹麦有较大比例的CHP。CHP一直在固定时间段采用较高的固定上网电价，导致在这些时间过度生产。
电网准入
电网准入通常需要遵循一定的流程。此外，DSO可能要求连接和系统使用费。
长期和复杂的授权程序、连接到低压电网可能会阻碍DG连接。各成员国从项目启动到销售出电量的时间差异很大。欧洲DG规划阶段的平均完成时间是1.5-4.5年，南方国家时间较长。此外，不是所有项目都能获得部署和连接许可证。有时只有十分之一的风电DG项目能够获得许可证。
成员国的连接费用也不同。有浅成本、深成本或组合成本。浅成本只包括DG连接到配电网中最近点的成本。深成本包括现有电网加强的成本。大量的研究项目已经讨论了连接成本问题。一方面，如果电网较为脆弱，深成本构成DG部署的财务障碍。另一方面，浅成本将财务负担传递给DSO。
连接和系统使用费可以通过地点和时间的规定优化DG分布。例如，芬兰的系统使用费取决于发电时间。在一些时间和一些地区费用可能为0或者是负的，即DSO支付给DG。
如果技术先决条件满足，在电网中有效促进DG是可行的，技术条件包括电网容量、平衡条件、间歇性和非间歇性DG的比例。DG运营商必须满足一定要求，至少大中型DG需要计量，约半数成员国的DSO负责计量。DG的安全性和质量要求应与电网中其他电源的要求类似。一些成员国的小型DG的安全要求较低。
