监管篇｜欧洲大停电凸显监管失灵与系统性漏洞

导读：2025年4月发生的欧洲南部大停电事件，暴露出高比例新能源渗透背景下电力系统的脆弱性，以及现有监管体系的深层缺陷。本文深入剖析欧洲电网监管现状及失位问题，探讨全球能源监管在技术、市场和跨国协调中的不足，并提出监管创新、技术升级和国际合作的对策，以增强电力系统韧性与安全，推动全球能源转型可持续发展。

2025年4月28日，西班牙、葡萄牙及法国南部突发大规模停电，导致伊比利亚半岛数千万人在白昼陷入黑暗。地铁停运、机场关闭、交通信号失灵，通信和金融服务中断，社会经济活动瘫痪。尽管大部分地区在6—10小时内恢复供电，但全面恢复电网正常运行耗时更长。此次停电是欧洲近年来最严重的一次，暴露出高比例新能源接入背景下电力系统的脆弱性，以及现有监管体系存在的深层次漏洞。这一事件引发欧洲各界反思：在能源转型不断加速的进程中，电力监管是否失位？当前的监管框架能否应对复杂电网的新挑战？

电力系统是现代社会的关键基础设施，其稳定运行既是经济发展的命脉，也是清洁能源转型的基石。保障电网安全，需要技术、市场与监管的紧密协同。其中，监管体系扮演不可或缺的角色，主要体现在三个方面：

一是风险预防。通过制定严格的技术标准、完善市场规则，以及加强调度协调来预防系统性崩溃。例如，要求新能源发电具备低频/低压穿越能力，防止频率或电压波动引发连锁故障。

二是资源优化。平衡市场效率和安全冗余，避免过度逐利导致基础投资不足，确保电网有充足的备用容量和灵活调节资源。

三是危机响应。在极端情况下快速应急处置、恢复供电，例如建立跨区域应急指挥机制和预案等。

然而，“4·28”欧洲大停电表明，在新能源快速发展的形势下，现行监管体系未能同步进化，监管失灵的隐患正在放大。如何强化监管以确保电网韧性，已成为亟待解决的全球性课题。

欧洲电网监管存在的五大问题

梳理欧洲电力监管现状发现，存在五大症结。这些问题相互交织，使电网在高可再生能源渗透率下面临严重风险。

一是跨国协调机制碎片化，“能源孤岛”风险凸显。

伊比利亚半岛一向被形容为欧盟的“能源孤岛”，西班牙、葡萄牙与法国等邻国的电网联通能力极为有限，一旦本地电网发生故障，难以及时从周边国家调配电力救援。欧盟曾要求各成员国到2020年实现跨国输电能力不低于本国装机的10%，2030年提升至15%。但现实差距明显，截至2025年，西班牙与法国仅通过4条线路互联，总容量2.8吉瓦，不足装机容量的3%；即便2030年海湾新联络线投运，容量也仅升至5吉瓦，约5%。

当前，西法电力互联规模仅达到欧盟2030目标的三分之一。这一结构性掣肘导致事故中外援匮乏，本次停电时，法国为确保本国电网安全，一度切断与西班牙的联络线，伊比利亚半岛被迫孤网运行，加剧了供电崩溃的严重性。更深层看，欧洲尚缺乏统一高效的跨国应急机制，各国调度各自为政，无法迅速协同控制事故扩大。ENTSO-E（欧洲输电系统运营商协会）虽然建立了广域态势感知系统，但其自动紧急控制需频率跌破49Hz才启动，反应滞后且缺乏全局优化，未能避免此次“一锅端”式的系统崩溃。

二是市场机制与电网安全脱节，激励扭曲削弱系统韧性。

欧洲现行电力市场主要补偿电能量（MWh），对系统惯量支撑、无功补偿等关键“隐形服务”缺乏定价机制，导致运营商缺少维持稳定的经济动力。随着燃煤和核电逐步退役，大量新能源通过电力电子并网，系统惯量水平显著下降，频率调节难度增大。以西班牙为例，中午时段太阳能一度提供近60%电力，风电提供12%，而传统同步机只剩不足20%。在缺乏足够惯量和快速调频储备的情况下，任何电厂跳闸都可能引发频率骤降并触发大规模甩负荷。本次事故中，据报道短短5秒内西班牙电网损失了60%的供电，正是频率失稳的极端表现。

此外，一些国家对可再生能源实施电量保价收购，即使出现电力过剩、电价跌至负值，风电和光伏仍强送电网，加剧电压和频率波动，市场价格信号失灵，调度机构不得不干预限发。这暴露出市场逐利与安全需求的矛盾。储能投资激励不足也是突出问题，新能源大量并网压低峰谷价差，削弱了储能套利空间。英国在2023—2024年约30%的电池储能项目因回报不及预期而推迟并网，欧洲当前投运的大型电池仅约10.8吉瓦，预计2030年增至50吉瓦，远低于所需的200吉瓦规模。西班牙储能规模仅相当于其可再生装机的个位数百分比，显著低于国际可再生能源机构（IRENA）建议的10—20%水平。储能缺口使电网缺乏“缓冲垫”，遇到可再生出力波动时难以平抑，系统韧性每况愈下。

三是监管滞后技术演进，基础设施老化制约安全。

电网技术不断发展，但监管审批和投资激励未能跟上步伐，导致欧洲电网基础设施升级滞后、陈旧老化问题严重。欧盟大部分电网建于上世纪，一半以上的输电线路服役超40年。过去十年全球可再生能源投资几乎翻番，而电网投资基本停滞在每年约3000亿美元，显著低于需求。国际能源署警告必须在2030年前将电网年投资提高到6000亿美元以上。然而实际推进困难重重，法国输电运营商RTE计划改造老旧线路，但至目前仅完成原计划的40%，审批流程冗长、环境许可复杂成为主要掣肘。

以马德里为例，周边主干线路长期高负载运行，接近满载90%，设备老化且超期服役，发生故障的风险增大。在新技术应用上，由于监管对成本控制的强调，高效但昂贵的技术如柔性直流输电（HVDC）、虚拟同步机（VSM）等部署缓慢。柔性直流可显著提升跨区输电能力，但相关项目屡因审批和投资回报问题推迟。再如德国，尽管已研发电网惯量模拟等技术，但若无明确的监管支持和市场机制推动，新技术难以规模化落地。这种技术与制度的不协调，使欧洲电网带着“旧底盘”奔跑在新能源高速增长的赛道上，安全隐患日积月累。

四是分布式能源监管空白，新兴主体失控放大波动。

随着屋顶光伏、小型风电、电动汽车等分布式能源快速普及，电力系统呈现源荷双向互动的新特征。然而，欧洲许多国家尚未建立完善的分布式能源接入标准和调度机制，导致这些新兴主体的行为难以管控。当大量分布式光伏在正午时段满发，而当地负荷不足时，配电网电压飙升，若没有及时调节，就只能通过弃光来维护稳定。同样，在傍晚光伏骤停时，若缺乏储能或需求侧响应配合，就可能出现电压崩溃风险。

西班牙由于缺少针对分布式电源的统一调度平台，经常出现“弃风弃光”与局部电压异常的现象。此外，对聚合商的监管缺失使其在关键时刻无法发挥作用。极端天气或事故情况下，成千上万的户用光伏、家用电池和电动车辆若无统一指挥，既无法增援电网、也可能因各自保护动作不当而集体脱网，进一步加剧系统不稳定性。欧洲监管框架在这方面明显滞后，尚未赋予分布式资源充分的市场参与途径和调度义务，导致“有人无序发电、无人协调消纳”的局面，成为电网新的风险源。

五是应急预案与技术标准滞后，难适应高比例新能源场景。

目前，欧洲电网沿袭的许多保护策略和应急预案，是在传统化石能源时代制定的，在新能源占比高的条件下面临适用性不足的问题。例如低频减载（UFLS）策略，当系统频率跌破阈值时自动切除部分负荷以恢复平衡。然而，当新能源占比过高时，负荷骤减可能引发发电侧的连锁反应，因为此时并网的大多是风电、光伏等电力电子设备，缺乏惯量支撑，一旦负荷跳闸导致频率回升过冲，这些新能源机组的逆变器可能因过频保护而退出并网，反而让供电缺口进一步扩大。本次事故中，西班牙电网在频率骤降时启动大规模甩负荷，但传统机组和新能源装置的保护不协调，出现了发电侧和用电侧同步崩溃的局面，电网陷入“黑启动”困境。

另外，新能源设备本身的抗扰能力不足。欧洲电力标准要求新能源机组具备一定低频、低压穿越能力（LVRT），但执行未达标。许多风电场和光伏电站未配置足够的静止无功发生器（SVG）或同步调相机，导致故障时无法提供无功支撑和惯量支撑。根据ENTSO-E的分析，如果新能源机组能够像传统发电机那样提供短时惯量支撑，电网在事故初期或许可多撑几秒，为采取补救措施赢得时间。然而现实中，由于标准滞后和监管松懈，新能源场站的支撑能力参差不齐，难堪大用。这些因素都导致现有应急体系无法有效应对高比例可再生能源场景下的连锁故障，暴露出技术标准和预案体系需紧急升级。

上述问题表明，如果监管不及时改革，高比例新能源有可能把电力系统推向更脆弱的境地。欧洲能源监管者联合会（CEER）曾在2024年警告，欧洲跨境电力互联能力远未达到法规要求，电网升级和应急体系的改革迫在眉睫。那么，应对这些挑战，欧洲乃至全球的电力监管该何去何从？

新能源时代电力监管改革的三大方向

为提升电网韧性、避免重演大停电灾难，电力监管需要与时俱进，围绕以下三个方向进行改革创新。

第一，构建“技术-市场-监管”协同生态。

将电网安全支撑服务从隐性变为显性，通过技术与市场手段结合，提升新能源友好接入能力。

一方面，为惯量、无功等支撑服务建立补偿机制。比如德国已启动惯量容量拍卖试点，要求风电等新能源场站按装机容量20%配套储能或同步调相设备，并给予约0.5欧元/兆瓦·小时的补偿，以购买相当于传统惯量的服务能力。这种做法使提供系统稳定服务有利可图，促使新能源主动增强自身支撑性能。西班牙可借鉴中国经验，在风电场强制配置SVG装置，并将其无功支撑能力纳入辅助服务市场，按每兆乏·小时0.3欧元左右标准给予补偿。通过经济激励引导，新能源发电将不再只是“消费”系统稳定裕度，而是能够贡献稳定性。

另一方面，建立容量市场以保障充分的备用和冗余。英国自2014年起实施容量市场机制，每年通过拍卖支付在役火电、燃气机组容量费用，近年拍卖价格约为18英镑/千瓦·年，确保备用电源充足，使峰值备用率保持在25%左右。事实证明，适度冗余对于防范极端风险至关重要。西班牙可参考这一做法，放缓常规电源退役节奏，例如将每年燃煤机组关停规模从5吉瓦降至3吉瓦，同时引入容量补偿机制，确保一定比例的快速启停电源备用。在储能方面，应拓展多元化收益模式，提高项目回报率。例如美国加州通过“容量租约+调频服务+峰谷电价套利”相结合，使电网侧电池的内部收益率提升至约12%，带动储能投资热情。

西班牙也可以探索类似模式，例如通过长期合同锁定储能基本收益，叠加参与调峰调频市场的浮动收益，增强资本对储能项目的信心。除了市场激励，监管还应推动跨国资源互济。欧盟层面可设立“电网韧性基金”，支持关键跨境输电通道建设，并硬性要求成员国将跨境输电能力提升至本国峰值负荷的15%以上。同时赋予ENTSO-E更大的紧急调度权，在区域性事故时可统一指挥跨国功率支援。技术上，加快推广IEC 61850等智能保护通信标准，实现不同国家电网保护装置的互操作，一旦某处故障，可自动跨区隔离、转供电，避免事故波及范围无限扩大。

第二，推动监管模式向“激励创新”转型。

传统监管往往侧重约束成本、控制风险，但在能源转型时期，更需要鼓励技术创新、加速新装备应用，以增强系统弹性。

首先，改革审批流程，为电网关键升级项目开辟绿色通道。当前欧洲电网项目审批冗长，一个输电增容工程往往耗时5—10年。对此可以仿效一些国家的做法，由政府牵头简化环评及许可手续。例如，法国若能将RTE电网改造项目的审批周期从5年缩短至2年，将显著提高旧线路更新速度。欧盟成员国还可设立专项快速审批机制，对于储能、电网数字化改造等提升韧性的项目实行优先审查，限时办结。

其次，实施有力的财政和税收激励，降低企业部署新技术的门槛。英国通过“先进能源技术投资基金”对储能制造和部署给予财政支持，成功将大规模电池成本在数年内降低了30%。西班牙可以出台类似的税收抵免政策，例如对投资建设电网侧大型电池、柔性直流输电等项目给予15%的税费减免，以激励电网公司和社会资本加大投入。

再次，在分布式能源监管上敢于创新管制工具。制定分布式光伏、储能接入技术标准和实时监控平台，确保电网调度对分布式资源看得见、调得动。中国国家电网有限公司建立的“光伏云”平台，实现了接入电网的分布式光伏100%在线监测和远程调度，这使海量分散电源的运行状态透明可控。西班牙可考虑引入类似的数字化平台，强制要求分布式能源聚合商接入调度系统。在此基础上，鼓励虚拟电厂参与电力市场交易和调频服务。荷兰的实践表明，聚合成千上万个家庭屋顶光伏和电动车的虚拟电厂，可以向电网提供可靠的频率调节服务，相当于一座“云端电厂”。西班牙可以设立分布式能源调度中心，将众多小型光伏、储能通过聚合商统一编组，纳入电网平衡体系。当电力紧缺时，这些资源可以统一受控增发或削减，从而缓解大电网压力。通过这些举措，监管可以营造出鼓励创新的环境，使新技术和新模式成为提升电网韧性的中坚力量，而非监管的真空地带。

第三，急预案与技术标准，提升极端情景下韧性。

面对未来更加复杂的风险，电网需要更智能的保护策略和更严格的设备标准。

首先，引入智能技术对传统应急方案进行升级。日本电网采用AI技术秒级预测负荷和新能源出力波动，实现快速的自动负荷调整，这大幅提升了应对突发事件的速度。西班牙可借鉴这一思路，引入广域自适应控制系统。当频率开始下滑时，智能系统可以在毫秒级计算出最优的切负荷和切机策略，有序降低部分负荷而非一味大面积甩负荷。例如，可将低频减载分级为49.5Hz、49.0Hz、48.5Hz三档，逐步切除非关键负荷，而不是等到49Hz以下一次切掉过多负荷。模拟显示，这种分级措施可避免“一摘就垮”，为电网保留一定运转骨架，从而在事故平息后更快重启。同时，要加强应急演练和压力测试。欧盟层面宜每年组织跨国大停电模拟演练，涵盖高温干旱、森林火灾、网络攻击等不同情景，检验各国电网在极端情况下的协同恢复能力。压力测试的结果应向监管机构反馈，用于持续改进应急预案。

其次，提升设备并网标准，确保新能源机组具备必要的故障支撑能力。应对风电机组、光伏逆变器提出更严格的技术要求，例如在频率偏差±5%、电压偏离±10%的范围内不脱网，并能够输出一定比例的短时额定功率支持电网。同时，新建新能源场站必须配置快速响应的无功补偿装置或虚拟惯量装备，老旧存量机组也应限期改造达标。监管部门应加强现场抽测和处罚机制，确保标准不流于纸面。

最后，建立关键设备和燃料的安全储备制度。中国在电力应急方面的一些措施值得参考，例如要求燃气和燃煤电厂保持一定天数的燃料库存，以备不时之需。西班牙可以考虑规定关键燃气电站预留至少10%的应急燃料，或者安装备用发电机组，以便在大停电后4小时内实现黑启动，恢复核心供电。再如，加强变压器、线路备品备件的储备，一旦主设备损毁可快速替换。在极端天气多发的当今欧洲，例如夏季高温干旱引发山火，冬季风暴、严寒冲击电网，这些预先的物资和技术准备将显著提升电网抵御极端事件的韧性。

“4·28”大停电给出了警示：如果不把韧性与安全放在首位，绿色能源转型的成果可能毁于瞬间。痛定思痛，欧洲乃至全球都应加快电力监管转型，以适应新能源时代的新要求。其一，从“成本导向”转向“韧性优先”，把抵御极端冲击的能力视为电力系统的核心指标，而非可有可无的附属；其二，从“事后弥补”转向“制度创新”，通过前瞻性的政策和市场设计，在事故发生前就构筑起安全网；其三，从“各自为政”转向“跨国协同”，加强区域乃至全球范围的电力互联与应急合作。如此，电网才能在风起云涌的能源变革中稳如磐石，确保能源转型之路行稳致远，不让未来的绿色电网沦为脆弱的“孤岛”，而真正成为支撑现代文明的坚实基石。