大停电后的西班牙巴塞罗那街头，交警指挥交通。摄影/赖忆

西班牙大停电对欧洲气候、能源政策影响深远，电网韧性与灵活性资源投资成为新趋势，但资金短缺和国家壁垒仍制约着欧洲

文｜秦炎

2025年4月28日中午，我正在布鲁塞尔欧盟理事会总部参会，与会的西班牙电网专家突然发现，自己的手机漫游信号消失了。

后来我才意识到，这是一场席卷了伊比利亚半岛的大停电事故。从马德里的金融中心到安达卢西亚的工业区，超过5000万人口陷入长达10小时至18小时的断电状态。交通信号灯熄灭，高速列车停运，巴拉哈斯机场陷入混乱，电信网络流量暴跌八成。

这次事故波及数千万居民，影响超越国界，不仅冲击了法国的电网，还连带影响了欧洲多国，造成高达数十亿欧元的直接经济损失。大停电对欧洲能源体系提出了严峻挑战：在欧洲大力推动可再生能源转型的重要阶段，这次大停电成为了一次系统性的压力测试。

此次事件对欧盟电网的运行方式、气候政策以及能源战略产生了深远影响。政策制定者更加强调能源体系的韧性建设，确保绿色转型进程既可持续又安全可靠，防止类似系统性风险再次发生。

在能源投资领域，欧洲各国正在重新调整其战略重点，尤为重视电网韧性与灵活性的提升，包括储能设施及跨国输电线路的建设。然而，在政策落地过程中，仍面临高额资金投入与电网现有能力制约等诸多挑战亟须解决。

4月28日当天的欧委会门口 摄影/秦炎

大停电后的舆论场博弈

自事故发生以来，包括西班牙电网和欧洲输电运营商联盟（ENTSO-E）在内的主要官方机构都发布了对事故起因的初步研究技术报告，一方面辟谣许多流行的错误说法，包括社交媒体上的“黑客攻击”、“可再生能源过剩导致系统崩溃”的论调，另一方面将焦点集中在电网的技术脆弱性上。

根据ENTSO-E在10月发布的事故调查技术报告，这是一次典型的、由电压失控引发的级联故障。

事故当天，西班牙南部一系列发电机组跳闸引发了连锁反应，电网电压瞬间失控，从标准的400kV（千伏）飙升至435kV，部分节点甚至达到470kV。剧烈的过电压触发大量光伏和风电（特别是缺乏高电压穿越能力的机组）的自我保护机制，导致它们瞬间脱网。随后，系统频率从50赫兹断崖式下跌至46赫兹，最终导致伊比利亚半岛与欧洲同步电网解列。事故后电网耗时16小时才完成黑启动。

专家组预计将在2026年初公布此次事故的最终技术调查报告。无论最终调查结果如何，这场欧洲电力系统20余年来最为严重的事故，已经对欧洲的电力行业、学术界和政策制定者带来了深远的影响。

梳理大停电后激烈的讨论和各种观点，有助于深入了解这次事件对欧盟各国能源政策和投资方向产生的影响。

大停电发生后，社交媒体平台上立刻出现了多种未经证实的观点，包括将停电原因归因于新能源占比过高、网络攻击及电网操作失误等。此类信息的扩散，反映出在应对前所未有且令人关注的局面时，公众更易接受简化的解释。

近年来，作为欧洲能源转型的领头国家之一，西班牙新能源快速发展，刚刚在4月16日宣布全国电网创下单一工作日百分百运行再生能源的纪录。这也导致一些舆论在事故发生后，第一时间简单将事故归因于高比例的新能源装机。

与此同时，电力系统故障涉及如“电压控制”和“无功功率”等复杂概念，对于非专业人士来说，这些内容与大规模停电相比较为晦涩难懂，因此公众往往更容易被误导或接受错误的信息，社交媒体又加速了信息的传播速度。

部分只懂皮毛的所谓“专家”也影响了舆论场，有人打趣道，一夜之间似乎冒出了无数能滔滔不绝谈论“系统惯量”的专业人士。根据2025年7月的民意调查，高达70%的西班牙受访者相信至少一种关于停电原因的错误说法。其中，“电网过度依赖可再生能源”在极右翼选民中尤为流行。

西班牙大停电故事的背后，的确存在高比例新能源的现实背景，它会给电网运行带来哪些新变化，过去的操作规程要有哪些新改革，是全世界电网运营者都必须面临的挑战。但将高比例新能源简单与发生大停电画等号，并不利于厘清事故的真实原因和详细机理，而这是避免下一次危机的关键因素。

相比之下，能源与电网领域的专家以及官方机构则采取了科学严谨的态度。他们通过详尽的事故调查、权威报告和公开声明，系统地驳斥了各类错误信息，着重从专业角度分析事故的技术本质、责任归属、可再生能源在其中的实际角色，以及未来加强电网韧性投资的紧迫性。

大多数权威机构和专家明确否定了将事故简单归因于“过度依赖可再生能源导致停电”的说法。例如，ENTSO-E在事故调查报告中指出，事故发生时电力结构中可再生能源的比例并无异常波动，而且在事故后的应急恢复过程中，可再生能源还是首批被重新接入、并对恢复供电起到重要作用的电源类型之一。这反驳了相关的误导性言论，凸显了以事实和数据为基础的专业解读对于澄清事件真相的重要性。

然而，围绕这类复杂且影响深远的事故展开讨论时，往往会受到政治分化、系统高度复杂以及事件动态变化等诸多因素的影响，即使是权威机构之间也可能存在分歧。

西班牙政府认为事故是电网运营商REE的规划失误（未能替换一个不可用的热电厂）和发电公司的共同责任,批评传统发电机组在电压过高时未能吸收所有预期的无功功率，多收了费用，并没有履行其电压控制义务。

REE将责任归咎于发电厂，声称如果常规发电厂尽职履行了电压控制义务，就不会发生停电事故。电力公司协会（AELEC）指责REE在调度中同步发电机组数量不足，且对电压稳定性的安全裕度不够。AELEC提到，在事故发生前的4月16日、22日和24日，电网已观察到电压骤增，电网本应采取预防措施。

部分行业分析机构指出，核心问题在于相关法规的滞后性：事件发生时，西班牙法规仅允许同步发电机组（例如核电厂及燃气电厂）实施电压控制，而光伏、风能等基于逆变器的可再生能源发电系统（IBRs）虽具备快速动态电压支持能力，却未被准许提供该服务。专家普遍认为，未能充分发挥IBRs在电压调节方面的潜力，是本次事件严重程度加剧的重要因素之一。

西班牙电网进入高压模式

在事故发生后的半年间，欧洲各国的电网运营商都在密切注视伊比利亚事故的技术原因，其核心心态非常直白：“我绝不想成为下一个”。

事故漩涡中心的西班牙输电系统运营商（REE）惊弓之鸟般进入防御模式，确立了“加强控制，施加压力”（More control and more pressure）的运营新准则。

控制中心的从业者指出，REE现在对每一个微小的操作程序都严防死守，唯恐事故重演。这种高压态势直接导致了对可再生能源生产商的严格管控，甚至对1MW（兆瓦）至5MW的小型电站也实施了更频繁的停机指令。

为了稳定电网的电压和频率，REE实施了所谓的“强化模式”（reinforced mode），这一策略的核心是强制增加天然气发电等常规能源的比例，牺牲间歇性可再生能源的出力。

分析显示，停电事故后，西班牙电力系统现在常态化保留了比停电前多3GW-4GW（吉瓦）的常规发电容量作为备用，就像“给汽车加装了更多的安全气囊”。这种防御性调度虽然提升了安全性，但也导致辅助服务成本翻倍，达到约25欧元-30欧元/MWh（兆瓦时）。

REE在技术层面收紧了对新能源的并网要求，宣布将可再生能源电站的爬坡时间从约2分钟延长至15分钟，以减少出力波动对电网的冲击。2025年上半年，西班牙电力行业的天然气消费量逆势激增41%，气电在关键恢复期的供电占比一度接近50%。

为了从根本上解决电压失控问题，REE推动了监管变革，已于6月实施，允许新能源电站调节电压以减少传输损耗并防止崩溃。这一举措标志着尽管目前仍需依赖常规能源提供关键的电压和频率控制服务，REE试图将新能源从单纯的“受害者”转变为电网防御体系的一部分。

9月和10月，西班牙电力系统又经历了急剧电压波动，这将促使能源监管机构制定更严格的电压控制规则。可以预见，接下来一段时间内，西班牙电网仍将持续高压和防御式的运营方式。

其他国家也在从西班牙大停电中吸取教训。

英国国家能源系统运营商（NESO）发布报告分析了大规模停电的技术根因，基于对英国电网运行现状的评估，认为其电网规范（Grid Code）中，强制要求包括新能源在内的所有发电机组具备无功功率和电压控制能力是制度优势。

要补足的方面包括，联合能源行业加强电压管理为重点领域的规划、测试与系统监测能力，以增强电力系统韧性；加速稳定性路径项目与全网相量测量单元（PMU）监测体系的部署，以提升物理惯量补偿能力。

未来，战略重心将聚焦深化无功功率市场机制、增强输配电接口无功管理，以及提升极端情形下的黑启动与孤岛恢复能力，为实现零碳运行目标提供坚实系统韧性保障。

灵活性资源，欧洲能源投资新方向

对于大停电的复杂成因，还要等待ENTSO- E的最终技术分析报告。然而，在事故发生后的短短几个月内，这一事件已明显推动欧盟政策转向，提高了电力系统韧性与灵活性资源投资力度。

各成员国及相关机构开始重视电力系统的安全与抗风险能力，将强化系统灵活性和韧性列为优先发展方向，布局实际资金投入和技术升级项目。

欧盟层面，12月10日欧盟发布了欧洲电网一揽子计划（European Grids Package），旨在现代化欧盟电网监管框架，加大对电网基础设施和互联线路的投资，解决互联互通不足和电网老化等结构性问题。

欧洲议会已将电网技术纳入净零工业法案的关键技术清单，以支持欧洲的脱碳进程。欧盟正在推动所有成员国执行《灵活性需求评估方法论》，以系统评估和规划未来5年-10年的灵活性需求。监管机构ACER曾经预测过，随着可再生能源比例的提高，欧洲的灵活性需求五年后预计将翻倍。

具体到各国，对于灵活性资源的投资重点集中在能够提供快速、稳定服务的技术上，包括电池储能系统BESS、具备构网型能力的储能系统、需求侧灵活性、电网更新改造以及同步调相机等“系统集成”资产。

西班牙政府于2025年11月5日通过了RD 997/2025皇家法令，旨在提升电力系统在大停电后的韧性与稳定性，核心措施之一是更便利地将储能设施接入电网，加快储能部署。

该法令设定到2030年安装22.5GW储能的目标，推动可再生能源资产升级，并要求电网REE需要准备有关应对电力波动的监管修改提案，重点关注电压变化速度、技术限制的安排和程序监控的定义等。安装同步调相机来提高电网稳定性，并可能在明年引入容量市场机制以支持储能。

葡萄牙公布了一项价值4亿欧元的电网投资方案，计划将电网储能容量扩展至750MW，并提升重要基础设施的抗风险能力，增加结构性投资包括并联电抗器和电压调节设施。

德国也在加速储能建设，准备放宽在城市区外建设电池、热能和氢能储能系统的规划规定，以促进大规模储能项目。

西班牙的大停电事件，引发了对基荷电源尤其是核电更加激烈的讨论，延迟核电退役、让其作为电网稳定器的意见获得了更多关注。

西班牙原计划于2027年至2035年间，逐步永久关闭全国七座在运行的核电站。最近，阿尔马拉斯核电站运营商已申请，将装机容量共200万千瓦的两台核电机组退役时间从2027年和2028年分别延长至2030年。

西班牙能源部表示，须核安全理事会完成技术审查后再决定是否延寿。有分析指出，如果此次申请获批，西班牙其他核电站的退役时间也可会推迟。

在欧洲范围内，比利时已经决定将其最新两座核电机组的运行期延长十年至2035年，并且还在评估新建核电站以保障能源供应稳定。瑞典也把建设新的核电设施纳入实现无化石燃料化发电的政策目标中。与此同时，意大利正在考虑恢复其核能计划，包括开发小型模块化反应堆（SMRs）。

气电领域也出现了类似的政策调整迹象，荷兰输电系统运营商Tennet正在与四家燃气发电厂的运营商进行谈判，以确保其总装机容量1.2GW至少在2032年之前保持运营，从而保障电力供应安全。

Tennet预计，如果天然气发电厂不继续运营，从2028年起，南荷兰省的电网将面临更大的压力，因为电气化和热泵以及电动汽车都在推高用电量和负荷。

相比之下，德国则把2030年新建气电的目标从原来的20GW下调为10GW，这一方面是因为燃气轮机设备交付时间延期，也反映了内阁在气候目标与能源安全目标之间作出的政策平衡考量。

理想向现实弯腰：钱从哪里来

在大停电进一步推动对灵活性投资需求的背景下，老化的电网基础设施以及繁琐的行政审批程序成为限制欧洲灵活性资源加速部署的主要障碍。

根据德国输电系统运营商的数据披露，德国新增电池储能系统的并网申请总量已达到720GW，远超当前电网实际承载能力（80GW）。由于输电系统运营商难以满足大规模的并网需求，相关项目推进受限。

此外，随着极端天气事件变得更加频繁，欧洲原本为气候温和、变化不大的气候设计的电网显得更加脆弱。2025年7月，夏季高温导致意大利南部，包括罗马和佛罗伦萨在内的一些地区发生停电事故；高温让地下电缆膨胀，加上用电需求激增，引发过载跳闸，使多个街区突然断电。

发电公司Enel警告称，如果不及时升级电网增强其应对极端天气的能力，频繁出现的热浪还可能引发更多停电问题。

尽管政策制定者已充分认识到升级改造电网的必要性，但现实挑战在于如何筹措所需的大量资金。欧盟委员会预估，到2040年，电网基础设施改造所需的投资总额将高达1.2万亿欧元。其中仅配电网领域约需投入7300亿欧元。

鉴于投资规模庞大，欧盟亟须引入多元化融资方案，包括欧盟基金、国家预算、私人投资及消费者和各国成本分摊机制。

欧盟现行长期预算（2021年-2027年）已对能源网络提供支持，其中“连接欧洲基金”（CEF）为跨境项目提供58亿欧元资金。作为2028年- 2034年多年期财政框架的一部分，欧盟委员会提议将CEF能源预算增加五倍，从58亿欧元增至299.1亿欧元。无论何种方式，这对于本已因人口老龄化、国防开支增加和债务利息支出上升而面临预算紧缩的欧洲各国政府都是不小的负担。

西班牙输电运营商Red Electrica的控制中心。图/Red Electrica

此外，欧洲的电价已经相对较高。如果未来进行电网升级，并将增加的电网调节、辅助服务以及容量市场费用进一步分摊到电价中，欧洲工业在全球范围内的竞争力将会持续受限。

欧委会数据显示，2024年，欧盟工业用电价格达到每度电0.199欧元，而中国为每度0.082欧元，美国为0.075欧元。2025年上半年，欧盟消费者平均用电价格从德国的每度电0.3835欧元到匈牙利的0.1040欧元不等；非居民用电价格则从爱尔兰的每度电0.2726欧元到芬兰的0.0804欧元不等。造成这种差异的一个关键原因是基础设施投资不足和整合程度不够，所以投资电网设施也能节省一些成本。

《华尔街日报》指出，欧洲在绿色转型过程中采取了与其他地区截然不同的战略。美国、中国、印度、巴西等国采取了“兼顾”战略：一方面大力推广可再生能源，另一方面建设化石燃料发电厂保障供应。欧洲基本上采取了“二选一”策略：一方面，它竞相用太阳能、风能和生物质能取代化石燃料；另一方面，它对碳排放征收高价，补贴可再生能源，并且关闭大量化石燃料发电厂。许多欧洲消费者和企业现在陷入了进退两难的境地：他们仍然受制于与进口化石燃料成本挂钩的电价，同时还要承担巨额的前期成本来改造电网，以应对间歇性的可再生能源发电。

难以打破的国家壁垒

除了经济因素，电网互联互通的推进也要面临不同国家间政策协调的难题。在大停电的分析中，伊比利亚半岛作为“能源孤岛”的劣势多次被提及，西班牙与法国的互联容量远低于欧盟设立的2030年15%的目标。对于一些欧盟国家，互联容量理论上可以满足很大一部分国内峰值负荷，例如在德国这一比例可达40%。

虽然欧盟层面（如欧盟委员会和ENTSO-E）极力推动互联互通，但在实际落地层面，国家利益保护（能源主权）、监管壁垒、成本分摊分歧以及公众反对“能源价格输入型通胀”构成了巨大的阻力。根据ENTSO-E的估算，到2030年，大约有一半的跨境电力需求（41GW）仍然无法满足。

以挪威为例，其对跨国输电线路建设的立场经历了显著变化。当欧洲大陆因天然气危机导致电价大幅上涨时，这一转变尤为明显。高电价通过互联线路传导至挪威国内，导致挪威民众和工业界强烈不满。他们认为，出口电力虽然让发电商赚了钱，但作为“欧洲的绿色电池”推高了本国的生活和生产成本。

迫于国内压力，挪威政府不得不叫停了新的互联线路（如原本计划通往苏格兰的NorthConnect），并表示在评估现有线路对国内价格影响之前，不再批准新的线路。

法国对扩建与西班牙的互联线路态度长期消极。因为如果增加与光伏占比高的伊比利亚半岛的互联，可能会让西班牙的廉价可再生能源涌入法国市场，压低法国核电的售电收入和利润空间。虽然大停电后这一态度有所软化，但保护主义思维依然存在。

虽然欧盟在顶层设计上想通过电网规划试图打破僵局，但挪威的“惜售”心理代表了各国在能源转型深水区的一种普遍心态：在确保本国能源安全和价格可负担之前，对他国的支援和互联将变得极其谨慎。

另外，跨国输电线路涉及多个国家的法律管辖、不同层级（欧盟、国家、地方）的繁琐审批程序，以及严格的环保评估，让跨国输电线路面临监管与审批的“泥潭”。

最后，虽然容量机制日益受到各国政策的重视，但布鲁盖尔智库指出，这类机制在设计上非常复杂，需要考虑许多因素，如提前采购的时间、合同期限以及地理区分等，导致一国可能依赖他国的容量保障，却不愿承担相关成本。

这种不一致不仅加剧了市场复杂度，也影响了竞争和投资效率。成员国往往坚持保持本国对电力结构和供应充足性的控制权，也不愿意采纳可能导致消费者资金流向国外或帮助他国解决用电短缺的方案。此外，由于各国能源系统、基础设施与市场设计独具特色，资源充足性问题也各不相同，使得在区域或欧盟层面达成统一、高效的容量机制方案在政治和技术上都面临很大挑战。

不要浪费一场危机

2025年伊比利亚半岛的大停电事件被电力专家描述为发生在“蓝天白云”下的事件，而非由极端天气或网络攻击引起，因此其揭示的系统性脆弱性对全球所有正在经历能源转型的电网都具有关键的指导意义。

正如国际能源署专家指出的，大停电事件促使国际社会更加重视电力安全议题，提示需在电力系统转型及脱碳进程中综合评估安全性与韧性。类似于一个高速行驶的列车（绿色转型）意识到，它不仅需要强大的引擎（可再生能源），还需要升级轨道（电网基础设施）安装新的刹车与备用系统（储能和灵活性），以确保在突发状况下（例如电压波动或级联故障）不会脱轨。

这场事故给欧盟带来了深刻且高昂的教训：衡量能源转型的成败不能仅依赖可再生能源的装机容量。为了实现安全、低碳且经济负担得起的能源未来，必须加大对灵活性和韧性的投资，打造一个具有韧性、高度融合并具备灵活性的能源系统。

这不仅是技术层面的挑战，更考验政策、监管以及投资能否迅速协调一致，从而确保清洁能源转型能够兼顾绿色与可靠。另一方面，大规模停电事件在能源转型的讨论中进一步凸显了能源安全的关键作用，并在一定程度上使脱碳目标受到削弱。这促使相关方采取了一些无视成本的短期应急措施，其可持续性仍有待进一步评估。

（作者为牛津能源研究所资深研究员、清华苏州环境创新研究院天工智库中心特聘研究员；编辑：韩舒淋）