技术篇 欧洲大停电暴露世界互联程度最高的跨国同步电网脆弱真相

来源：上海五星体育手机免费直播    发布时间：2025-06-20 17:22:20

  导读：近日，欧洲发生了一场波及西班牙和葡萄牙的大停电，超 5000 万户家庭陷入黑暗。这不仅是能源灾难，而且是民生危机。本文剖析这场大停电背后的技术真相，揭示欧洲高度互联电网的脆弱性。惯量缺失、频率扰动、高比例可再生接入冲击、储能与电网支撑不足等技术问题相互交织，暴露出电网的深层隐患。同时，市场机制与电网物理特性的错配，也为这场灾难推波助澜。这一事件为全球能源转型中的电网建设敲响警钟，值得深入探究。

  2025年4月28日，西班牙和葡萄牙突发大规模停电，电网级联故障导致整个伊比利亚半岛陷入黑暗。此次事故影响区域之广、恢复难度之大，是欧洲近二十年来最严重的电力中断之一。目前事故尚在调查，从表面上看，源于一起偶发的输电线路故障，但背后折射出欧洲电力系统在“高度互联、深度脱碳”新格局下所积累的技术脆弱性。欧洲大陆电网作为世界上互联程度最高的跨国同步电网，在惯量支撑、频率稳定方面愈发力不从心。可再次生产的能源的大规模并网、储能与调节能力的发展滞后，以及市场机制与电网物理特性的不完全匹配，都在无形中放大了事故影响。

  电力系统的惯量是指系统中旋转机械储存的动能，对维持频率稳定至关重要。当发电机组大量退役、风光等新能源通过电力电子并网时，可用惯量显著下降，电网抵御频率骤变的能力随之减弱。“没有惯量的电网就像没有减震器的汽车”，频率一有风吹草动便会大幅度波动。在传统高惯量电网中，单一电源或线路故障导致的频率下跌往往缓慢且有限，留给调频装置反应时间。但在惯量不足的情况下，同等扰动会引发更快更深的频率偏移。欧洲大陆电网自成一体，同步运行范围覆盖数十国，区域间藕合紧密。这种高度互联意味着某一个国家电网频率的变化几乎瞬时传导给所有并网地区。一般的情况下，各国共享惯量和备用，有利于共同维持50Hz频率稳定。然而当整体惯量降低时，“一荣俱荣、一损俱损”的特性反而会放大风险，任何局部失衡都可能演变为全网危机。

  欧洲过往几次事故已揭示了这种“多米诺效应”的现实威胁。2006年11月，德国北部一条线路的人工断开操作引发连锁反应，短短15分钟内欧洲电网解体成三块，超过1500万用户断电达两小时。事后分析表明，如果非各国调度机构紧急采取一定的措施，此次扰动本有可能演变为一次泛欧停电。更近的例子则是2021年1月8日，克罗地亚一处变电站故障导致欧洲电网猝然分裂为东西两部分。西北欧出现约6.3吉瓦的功率缺口，而东南欧则过剩相应功率。在电网惯量迅速下降和频率控制资源减少的情况下，西北欧频率迅速跌至49.74Hz。

  历史是惊人的相似，2021年7月24日，一架在法国西南部地区协助扑灭山火的水上飞机意外破坏了法国与西班牙之间的高压输电线，导致伊比利亚半岛与欧洲主网解列孤岛运行。几秒内西葡两国因发电不足频率跌至48.68Hz，低频减载系统紧急切除了西班牙约3561兆瓦、葡萄牙680兆瓦负荷，同时在法国南部切除65兆瓦。通过快速切负荷，伊比利亚电网勉强稳住频率，避免了一次大停电。

  上述案例说明，在惯量支撑薄弱的情况下，跨国电网的频率风险陡增。此次2025年4月事故同样是这一机理的放大版。法国与西班牙之间的互联线路故障后，巨大功率失衡在瞬间传导全区，伊比利亚电网频率出现失控式波动，不得不大规模甩负荷以图自救。欧洲高度互联电网的优势在极端情况下反而成为劣势，只有少数惯量这个“缓冲垫”，联结各国的50Hz频率之绳一旦被猛力扯动，任何一环都难以独善其身。

  近年来，欧洲多国可再次生产的能源发电占比屡创新高。以伊比利亚半岛为例，西班牙和葡萄牙的风电、光伏装机容量快速攀升，2022年西班牙的总发电量中有约47%来自可再次生产的能源，2024年上半年更是近60%。该地区风光渗透率之高居全球前列。新能源的大规模接入深刻改变了传统电网的运行逻辑和调度模式。

  首先，负荷——发电平衡的动态特性大为不同。过去电网主要依赖燃煤、燃气等可调度电源“追随负荷”变化，如今则是负荷和间歇性电源“双向波动”，要求调度既要应对用电变化，又要应对风光出力的随机起伏，也就是常说的“双随机”。例如，2022年夏季西班牙遭遇极端热浪，午后光伏大幅超发而傍晚风电骤降，电网在几小时内经历了约3000兆瓦的净负荷波动。这一日内振幅远超传统火电机组的爬坡能力，调度机构只能频繁启停备用机组并启用抽水蓄能来填谷削峰。频繁的大幅度调节，加剧了设备磨损，也提升了调度失误的可能性。

  其次，新能源出力的不确定性给实时平衡带来挑战。虽然现代气象预测有所提高，但风、光资源的预报误差还是存在。欧洲电力现货市场在日前和日内分时段出清，当预测出现偏差，将引发功率波动及各类机组发电计划曲线。研究表明，新能源预测误差与市场波动呈正相关，误差越大，功率平衡难度越高。也就是说，调度员面对的不仅是“先天”波动，还有市场机制放大的“后天”推波助澜。如果预估某时段风电“高歌猛进”而日前出清时减少了备用，但实际风速骤降。这种情况下只能临时拉闸限电或紧急备用，若备用用尽频率还未恢复，且线路此时如有其他故障，或者网间互联较弱，很容易酿成较大范围事故。

  第三，高比例新能源导致常规机组出力被大幅挤占，系统备用和调频资源相对减少。在风光大发时段，市场电价走低甚至转负，火电、水电机组被迫低负荷运行，然而大部分新能源发电自身不提供惯性和调频，需要其他机组备用为其“兜底”。当系统新能源占比高达到一定规模，系统不足以提供足额的灵活性电源，电网就可能因为有功无法及时补充而频率下跌。反之，在低负荷、高光照的时刻，光伏等难以消纳，不得不依赖跨区输电外送。如果外送通道出现故障，多余的功率会导致频率飙升超出额定范围。这次西葡停电事发时正值中午，据事后分析，伊比利亚半岛当时光伏出力很高，部分电力正通过法西互联线外送他国。当互联线因故障中断时，本地电力过剩、频率瞬间上冲，引发发电机超频保护动作脱网，进一步加剧了功率失衡。

  理论上，面对上述挑战，电网能够最终靠发展储能和其他支撑服务来增强韧性。大规模电池、抽水蓄能、电网侧灵活性设备，例如静止无功补偿器SVC、同步调相机等，都可在毫秒至秒级响应，为电网提供调频、调压和惯量支持。然而，实际上，欧洲储能和支撑服务的部署明显滞后于新能源的扩张。

  资金投入的不平衡是直接原因之一。过去数十年，欧洲在清洁能源发电领域投入了巨额资本，而对电网基础设施和储能的投资相对不足。据统计，2000年至2024年间，欧洲风电和光伏领域累计吸引约6500亿欧元投资，而电网升级与储能建设仅约3200亿欧元。投入失衡导致电网“短板”逐渐凸显，输电通道容量跟不上新能源装机增长，储能建设滞后于调节需求。就伊比利亚半岛而言，内部输电线路长期承载超负荷压力，已成为日常运营中的瓶颈。储能方面，西班牙近年来也在推动电池和抽蓄项目上马，但总体规模仍远不能够满足高比例新能源下的平衡需求。

  市场机制的缺陷也影响了储能和支撑服务的发展。当前，电力市场主要补偿能源量，对于惯量支撑、无功支撑等辅助服务缺乏有效的价格信号。新能源发电商为了竞价往往侧重发电量，而缺乏动机去提升自身对电网的支撑能力。例如，在电价为负的时段，部分风电场仍选择发电并上网，忽视了此举会给电网电压和频率带来额外波动。此外，目前储能盈利主要是依靠峰谷电价差，但近年来欧洲电力现货的峰谷价差反而因新能源挤压而收窄，使不少储能项目盈利前景不明。调研显示，2023–2024年英国约30%的新储能项目因峰谷套利空间不足而推迟投运。缺乏合理收益预期，资本对储能兴致寡然，直接引发电网在关键时刻少了“缓冲垫”。

  即使已有的储能和支撑资源，在这次事故中也未能充分挽救局面。西班牙电网虽有数座抽水蓄能电站和平衡电池，但面对秒级发生的数吉瓦功率失衡，它们很难全部及时介入。在频率急剧下跌或上升的前几秒内，主要靠发电机组自身提供的一次调频能力作为恢复频率的第一道防线。储能和柔性负荷也可以毫秒级、秒级的频率响应中承担调频，但当前的规模和相关市场机制都不到位，尚难以发挥足够的作用。据悉，为支撑电网频率，部分欧洲电厂获得额外补偿以维持旋转备用或提供快速调频服务，但在极端事故中远远不够。

  欧洲业内早已意识到这一问题。欧洲互联电网（the European Network of Transmission System Operators for Electricity，ENTSO-E）于近年启动了“惯量项目”（Project Inertia），评估高占比可再生情景下系统稳定性并提出对策。2025年1月23日，ENTSO-E发布了Project Inertia的最新报告，专家警告如果不加强支撑手段，系统应对“解列”这类大扰动的韧性将持续下降。该报告直言，“随着并网旋转机组数量减少，传统由同步发电机提供的稳定支撑将不复存在，电力系统可能没办法承受以前尚可应对的解列等超常规事件”。该报告呼吁强化新能源侧的支撑义务，例如要求风电、光伏配置特殊的比例的储能或同步调相机，使其具备类似惯量和调频功能。同时还建议提高各国对极端情景的风险分析，并加强局部区域提升韧性的措施。可见，提升储能和支撑服务已成当务之急。

  此次西葡停电惨剧无疑印证了上述警示。如果伊比利亚电网拥有更充裕的快速响应储能和支撑资源，或许在与欧洲主网解列后仍有一线自救可能。然而现实是，储能部署与机制建设的滞后使得该地区失去了频率稳定的最后屏障。经验教训极为深刻，如果只有少数的“调节池”和“稳定器”，一个以新能源为主的电网在风云突变时就如同沙上建塔，经不起大风大浪。

  大型电力系统中，一般设置层层防御机制可以在事故初期发挥作用，包括广域监测保护系统（WAMS/WAPS）、自动电压调节和无功补偿设备，以及分层的低频减载/低压减载装置、自动解列等，以避免故障演变为全面崩溃。然而，这次欧洲大停电表明，当扰动超出一定阈值时，已有的保护策略可能失灵或效果有限。

  首先看自动解列。跨国互联电网遇到严重故障时，切断部分联络线、将问题区域与主网隔离，是保护“大块头”不受拖累的标准策略。2021年1月和7月的事故中，欧洲电网都通过解列避免了更大范围停电。此次西葡停电中，法国电网为自我保护几乎瞬间切除了与西班牙的联络，令伊比利亚半岛电网成为“能源孤岛”。通过这一操作，法国南部电网未受进一步冲击，保护了法国乃至欧洲主网，欧洲大陆别的地方也基本维持了频率稳定。然而，对被隔离的伊比利亚电网来说，法国这种“壮士断腕”行为导致其失去了外部支援。在内部平衡本就脆弱的情况下，孤岛运行无异于雪上加霜。自动解列本是为了限制故障范围，但此时却演变为整个区域电网的瓦解前奏。

  再看频率和负荷保护。伊比利亚电网解列后，频率骤降很快触发了低频减载装置，大规模断电由此开始。正常设计下，不一样的地区根据频率阈值分阶段卸载特殊的比例的负荷，例如49Hz以下依次减载10%、20%等等，以让发用电重新平衡。然而这次西班牙电网频率下跌之快、幅度之大，远超以往经验。在故障发生短短4秒内，西班牙电网就失去了15吉瓦负荷，相当于其当时负荷的60%。如此剧烈的负荷切除显示频率跌破多个阈值触发了大面积跳闸。尽管大幅甩负荷通常能让频率止跌回升，但问题控制不好在于会引发同步发生发电机组启动自我保护机制，有可能出现甩负荷、切机的连锁反应，发用两端同时动作，导致系统坍塌。传统的“切负荷保频率”策略在这样极端的瞬态过程中失去了用武之地。

  电压失稳也是链式崩溃的重要环节。当重要线路跳闸、局部电压非常快失去支撑。电压偏移会引发更多设备保护动作，例如大量配电变压器的低电压继电器可能切除负荷，而高压线路因无功失衡出现过电压也会跳闸保护。新能源并网设备由于逆变器控制特性，通常以恒功率因数输出，提供调压支撑的能力有限。如果只有少数的同步调相机或动态无功补偿设备，即便频率勉强维持，电压崩溃也会让电网无法继续供电。2003年意大利全国大停电就是前车之鉴，最初瑞士境内两条输电线依次跳闸，导致意大利北部电压水平骤降，剩余联络线因过载相继断开，最终意大利电网孤岛运行几分钟后因频率跌至47.5Hz而全盘崩溃。电压和频率问题交织，使得防御体系难以奏效。

  此次西葡事故中，广域保护和协调机制也未能有效干预。自2006年事故后，欧洲建立了ENTSO-E电力安全意识系统（EAS），区域安全协调中心（RSC）可以在事故时提供态势感知和辅助决策。但加快速度进行发展的情况可能超出了系统的反应极限，从互联线故障到区域解列再到频率崩溃，整一个完整的过程以秒计，基本上没有人工干预空间。虽然ENTSO-E事后称，各项紧急控制措施按预期动作，否则后果更严重，但事实是一个面积50万平方公里的电网依然整体瘫痪。由此暴露出目前自动化应急措施存在局限。一方面，多数在频率跌破49Hz甚至更低时才动作，在高可再生、低惯量条件下，这个时机可能太晚。另一方面，缺乏协调性，解列、减载、机组保护各自为战，缺少全局优化，结果就是“一锅端式”的崩溃而非有序降负荷。

  这次事故凸显电网面对超设计级别的扰动时，解列、减载、调压等传统的保护策略可能失效或适得其反。本应保护系统的自动装置，在缺乏统筹下变成了关断电网的“加速器”。未来有必要重新审视这些机制的动作逻辑和协调策略，例如提高低频减载的智能性和分级精细度、要求新能源设备具备更严格的低频/低压穿越能力，以及引入自适应广域控制管理系统，在检测到频率急剧偏移时同时控制发电和负荷，以避免两者同步塌陷。

  除了工程技术因素，此次大停电背后还有市场与机制层面的诱因。欧洲电力市场自上世纪90年代起逐步自由化、一体化，形成了跨国竞价、互联互济的格局。这种市场设计在提升经济效率的同时，也带来一些与电网安全的不协调之处。

  一个明显问题是市场信号未能充分反映电网支撑性的价值。现行市场主要补偿电能（MWh），而对提供惯量、无功、备用等“看不见”的服务缺乏直接激励。随着新能源挤占份额，许多提供稳定性的传统机组退出市场。例如，白天光照充足时，光伏发电挤压价格导致燃气机组停机，造成惯量水平一下子就下降。市场并未给惯量定价，除非输电系统运营商（Transmission System Operator，TSO）通过备用服务合同额外支付，否则没有发电商愿意为稳频而额外运行机组。这种情况下，电网处于“裸奔”状态，出事时只能寄希望于已有设备的被动响应。

  再如前文提到的储能建设滞后，很大程度上也是因市场未能提供长期稳定的收益模式，投资者看不到回报。欧洲一些专家呼吁建立“电网支撑服务”市场，对惯量支持、无功调节等予以明确定价，激励新能源运营商配套必要的储能和功率电子装置。此次事故或将成为推动这方面改革的转折点。

  其次，市场优化和物理安全之间有矛盾。电力市场倾向于“刚好足够”的经济调度，跨区输电经常满载以输送廉价电力。然而这种高效率伴随的是低冗余度，一旦输电走廊中断，备用通道和本地机组可能来不及补位。伊比利亚半岛自身就是欧洲电网中的“能源孤岛”，对外联络线容量仅占峰值负荷的不足15%。平时该地区电力供需必须高度自给或通过少量互联获取平衡。当市场考虑成本最优时，或许倾向于尽量利用这15%的外援能力，例如从法国进口便宜电力、减少本地发电，但一旦联络中断，本地电力就会出现巨大缺口。反过来也一样，欧洲其他几个国家平时也可能消纳了很多西班牙过剩的光伏电，而当线路切断，这些过剩电力就只能憋在本地弃掉。

  在这次欧洲大停电中，也看到了市场导向下的一种极端情况，法国、欧洲主网为了自保切断对西援助，本就发电吃紧的伊比利亚瞬间供需关系急转直下，电网难以承受。可以说，市场优化下的跨区交易在大多数时候双赢，但在极端情况下却放大了“唇亡齿寒”的风险。

  第三，市场机制在应对极端情况时缺乏弹性和干预手段。最典型的是负电价问题。本应负电价作为信号促使发电商减产，可真实的操作中，有些国家对新能源有补贴或保价收购等政策，使得负电价时风电、光伏依然有动力全额发电。结果，电网调度不得不介入对这些电源进行强制削减，否则频率和电压将大幅超限。这反映出现行市场规则下，经济信号并未完全与安全需求一致，反而需要人工干预来弥补漏洞。另外，目前欧洲大陆虽然建立了统一的频率控制合作机制，如共享频率控制储备，但没有统一的应急调度和事故处置市场。当不正常的情况发生，各国倾向于各自为政，自主切负荷保本国。市场在此刻基本失灵，只剩下物理法则在起作用。

  最后，监管和市场设计滞后于技术演进。欧洲监管多年来强调减少相关成本和消费的人电价，输电企业在严格监管下往往趋向保守运行，创新动力不足。柔性直流输电、虚拟同步发电机等一些新技术原本能大大的提升电网韧性，却难以及时大规模应用，缺乏市场激励和监管支持是其中原因之一。作为法国输电系统运营商，法国电力公司控股的RTE公司曾计划改造老旧输电线路提高传输能力，但由于审批流程漫长，截至2025年仅完成原计划的40%。这些滞后的技术升级在平时可能只是效率问题，但在关键时刻却成为薄弱环节。伊比利亚半岛内部输电长期瓶颈突出，导致平日就频现弃风弃光。这次大停电中，薄弱环节首先崩溃，更是加剧了局势恶化。

  总之，电力系统的技术设计与市场机制在过去有些“脱节”，甚至形成了一个负反馈回路，市场追求效率削减了安全冗余，而技术脆弱性增加又未能及时倒逼市场改进。2025年欧洲大停电正是这个失配的集中体现。从中汲取的教训是，能源转型和电力市场改革需要与电网安全保障同步推进。未来应当建立技术与市场协同的生态系统，例如将惯量、调频等服务纳入市场补偿体系，设计容量市场确保足够的备份电源和储能投资，以及加强跨国协调机制，使市场在危机时能够让位于统一的安全控制。这些措施将有利于把隐性的系统风险显性化、经济化，从而引导各方提前布局防范。

  北京时间2025年4月28日发生的西班牙、葡萄牙大停电给欧洲乃至全世界能源业敲响了警钟。一个高度互联、以清洁能源为主体的电力系统并非天然稳固，反而因为其复杂性和新特性而增加了脆弱性。从技术上看，惯量支撑不足、频率调控难度加大、储能与支撑滞后、保护机制失灵等问题相互交织，使电网更容易遭受“黑天鹅”事件冲击。正如上文提及的ENTSO-E在报告中警示的，如果不及时增强系统支撑能力，一个几年前还能承受的事故，如今就可能演变为难以控制的灾难。

  本次事故代价惨重，但也提供了宝贵经验，在电力系统转型的同时，安全稳定机制必须与时俱进地升级。作为决策者和从业者，既要有推动绿色转型的决心，也要有居安思危的清醒。唯有在市场设计中充分嵌入技术约束，在政策规划中同步强化电网韧性，才能确保“绿色”和“可靠”这两个目标相辅相成，而非此消彼长。欧洲大停电的深层真相在于，它暴露的不只是一次偶发事故，而是一系列系统性问题的集中体现。展望未来，应以此为鉴，在全球能源转型的大潮中未雨绸缪，打造既高效互联又稳健可靠的新型电力系统，实现经济、环境和安全的协调统一。

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