电网是连接电力生产和消费的枢纽平台，是加快构建新型电力系统的核心环节，是构建新型能源体系的重要抓手。今年4月，李强总理在四川调研时指出，要建设“安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网”，为我国未来电网建设指明了方向。

我国现已建成规模巨大、运行安全、技术领先的全国坚强互联大电网，全国电网主网架以六大区域电网为主体、区域间异步互联为主。我国电网在面对大规模新能源接入、大容量跨省跨区送电等新形势新挑战情况下，通过一系列技术、管理、机制、体制创新，坚守系统安全底线，多年未发生重大停电事故，有力支撑保障了社会经济发展和绿色低碳转型。

目前，我国电网发展已进入“无人区”，亟需建立适应新时期发展特点的理论体系，指导系统规划建设，保障长期安全运行。二十一世纪以来，世界各国多次发生重大停电事故，造成较大影响，且较上世纪八、九十年代典型大停电事故呈现新的特点。深入分析各国大停电事故，吸取总结经验教训，从不同侧面对照检视我国发展路径，及时消除化解潜在风险，促进形成适合我国发展阶段和特点的思路、理论与方法，是很有必要的。

一、典型大停电事故分析与经验总结

近十年来世界范围重大停电事故屡有发生，不仅出现在巴西等发展中国家，美国、欧洲等发达国家和地区以及我国台湾也多有发生。分析事故发生的主导因素，大体可以划分为三种类型：一次能源供给不足，网源协调不当，网架结构不合理。此外，也有停电事件属于系统主动应对严重故障所采取的措施，从而避免了更严重的后果，此类防御性操作亦具有重要的参考价值。

（一）一次能源供给不足

1.典型事故

2021年2月，美国得州地区出现罕见极端寒潮天气，气温骤降至零下18摄氏度，远低于平时5～15摄氏度的水平。得州电网装机以燃气、风电为主，还有部分煤电、核电，设计中基本未考虑应对极端低温，在寒潮期间纷纷跳闸或出力严重下降。此外，得州电网对外联络直流容量仅125万千瓦，紧急情况下难以从其他区域获取支援。2月15日凌晨，得州电网总负荷由4500万千瓦暴跌至1800万千瓦，至2月19日寒潮结束方逐步恢复，期间超过80小时电价维持在9000美元/兆瓦时水平（现货市场上限，约60元人民币/千瓦时）；大停电造成人员死亡200～700人，经济损失估算在800亿～1200亿美元。

2026年1月，美国南部至东北部地区受极端天气冬季风暴（“Winter Storm Fern”）影响，出现强降雪、冻雨和极端低温。风暴导致全美超过100万户家庭停电，影响范围涵盖约34个州，其中包括首都华盛顿特区在内的16个州宣布进入紧急状态。截至1月29日，极端天气导致死亡人数超过50人。美国最大区域电网运营商PJM所覆盖的区域在1月24日出现约2100万千瓦机组停机，占当期用电需求约16%；多地电力批发市场价格创下新高，在部分区域一度飙升至约3000美元/兆瓦时水平（约20元人民币/千瓦时）。事故过程中天然气井和管道冻结导致供气受限，进而影响燃气机组发电情况再次出现。

2.事故剖析

2021年美国得州大停电是典型的一次能源供给不足，进而导致电力系统瘫痪崩溃的事故案例，2026年停电事故与之高度相似。极端寒潮除直接作用于输电系统，更是影响一次能源天然气、风能和煤炭的生产利用，导致大规模损失负荷。一次能源供给不足与地区长期以来的能源结构高度相关，一旦发生往往难以在小范围、短时间解决，市场环境下一般会伴随较长时间的高电价水平。

3.对我国新型电网建设的启示

电力属于二次能源，电力系统的可靠运行首先依赖于一次能源的可靠供应。随着我国能源电力绿色转型进程的不断加速，风电、光伏等新能源电源出力特性影响将更加凸显：光伏发电与负荷需求存在天然时空错位；风电出力随机性、波动性强，易出现连续大风或连续无风情况；“极热无风”“极寒无光”等极端场景不容忽视。需要客观认识风能、太阳能作为一次能源不受控、不确定的固有特点，一方面积极采取措施提升新能源可靠供给水平，另一方面夯实传统电源托底保供能力。建设系统友好型新能源电站等，通过配置储能和高精度天气预报等措施提升源侧置信率；通过“背靠背”直流等扩大平衡区域范围，充分发挥大电网资源优化配置能力，甚至是我国幅员辽阔的时差效益；密切关注煤炭、天然气等供应平衡，特别是当今错综复杂地缘政治环境下的外部能源安全；严密监控重点流域，及时预警来水情况；多措并举构建我国能源电力可靠供应坚实底座。

（二）网源协调失当

1.典型事故

2021年8月9日发生的英国大停电，原因是雷击导致Wymondley–Eaton Socon输电线路发生单相接地短路故障，Hornsea One海上风电场因电压波动保护动作，出力由80万千瓦骤降至约6万千瓦，随即Little Barford燃气电站（73万千瓦）也发生跳闸，系统合计损失功率接近150万千瓦，超过正常运行不平衡功率耐受上限（100万千瓦），系统频率快速下降并触发低周减载动作，切除约90万千瓦负荷后，系统恢复稳定。

2025年西班牙“4.28”大停电，事故发生前西班牙电网新能源出力处于高位，伊比利亚系统向欧洲主网（法国）送电，且电压运行在较高水平；随后电网发生低频振荡，调度部门按常规处理措施合闸一回线路，导致系统电压水平进一步升高，随即有光伏电站发生过电压脱网，此后短时间内系统电压进一步升高，机组连锁脱网，频率迅速跌落，伊比利亚电网与欧洲主网失步，几乎损失全部负荷。

2.事故剖析

英国、西班牙两次大停电事故，是典型的高占比电力电子系统网源协调失当造成的停电事故。电源特别是新能源耐受能力不足是诱发事故的直接原因，全网维持频率与电压的“广义惯量”欠缺（英国大停电主要体现为转动惯量和一次调频能力，西班牙大停电主要表现为电压控制能力）是事故发展的关键因素，连锁跳闸失去平衡是事故蔓延的必然结果。从以上案例看，尽管高比例新能源系统在欧洲起步较早，但管理部门和调度运行部门显然对于系统特性认识准备不足，相关规程存在明显缺陷，运行方式安排不尽合理。

3.对我国新型电网建设的启示

网源协调是电网安全运行的基本条件，网源配合失当是系统运行的重大隐患；网侧需根据电网物理实际组织运行控制，源侧需要根据系统运行需要提供响应能力，两者相辅相成，缺一不可。首先，电力系统具有高度的复杂性和耦合性，整体安全依赖于每个设备元件的高可靠性以及设备元件间的性能参数配合；一旦部分设备元件性能参数偏低，易形成薄弱短板，构成全网安全运行的潜在风险。其次，合理的运行方式必须统筹效率与安全，经济效益的提升必须建立在全局安全的基础上。保有一定的运行裕度，保证系统承载能力与运行条件相配合，是多次重大事故总结的重要经验。此外，还必须注意，系统的运行控制依赖于仿真计算，仿真模拟能否全面、准确反映系统特性，是运行分析本身是否可信的关键。

随着“沙戈荒”“水风光”大基地开发建设和跨省跨区输电通道规模的快速增长，“双高”系统特征进一步加强，单一基地规模体量增大、基地群密集布局，客观上放大了源侧事故损失风险，单个基地新能源连锁脱网事故损失即可达千万千瓦级，若事故蔓延多个基地，损失规模可达数千万千瓦；负荷中心地区直流密集馈入，分布式电源增长较快，本地支撑电源规模占比及开机容量受限，系统“空心化”趋势明显。系统运行方式安排难度增加，网源协调的重要性进一步凸显。客观上要求“网源协调”贯穿系统需要、设备性能、仿真计算、方式安排和稳定控制全维度，实现客观物理世界与主观分析判断的高度统一。具体来说，需要深入分析系统特性，结合设备制造水平，提出合理的涉网能力标准；加强并网检测与运行监测，实现包括分布式电源在内的设备元件全覆盖，保障规程规范落实；引入人工智能等分析手段，完善运行方式安排，扩展系统安全运行域。形成“要求明确—响应到位—监管闭环—方式合理”的网源协调工作机制，最大限度应对大基地、大通道的风险挑战。

（三）网架结构不合理

1.典型事故

2018年巴西“3.21”大停电，事故原因是巴西美丽山直流I期（400万千瓦）发生闭锁故障、切机安控拒动，盈余功率转移至交流电网，区域电网间相继失步，电网解列为东北部、北部和南部三片，其中东北部、北部电网解列后未能维持稳定运行，损失了几乎全部负荷，南部电网也发生了较大功率损失。事故总负荷损失达到2000万千瓦，占巴西全国骨干电网的四分之一。

2.事故剖析

2018年巴西“3.21”大停电事故，表面看来属于小概率事件，实际上从电网结构来看存在一定的必然性。事故发生前东北部电网与南部电网为交直流并联结构（美丽山直流I期+2回500千伏线路），其余区域间均为弱交流联网。美丽山直流发生闭锁故障、安控拒动，潮流先后转移至东北部—南部通道，以及东北部—北部—南部通道，导致各断面相继失步解列，全网结构瓦解。由此可以看出，“强直弱交”、广域同步互联的电网结构，一旦发生超出预期的故障事故，由于潮流自然转移特性，极易引发不可控的连锁故障。可以设想，若巴西电网在建设美丽山直流时同步加强东北部—南部电网交流联络线，或将东北部电网与其他电网调整为异步联网，即使发生直流闭锁、安控拒动，可能的停电规模和范围也将大幅缩小，甚至不损失负荷。

3.对我国新型电网建设的启示

我国长期以来坚持的“六大区域电网为主体、区域间异步互联为主”的电网主网架形态，是保障我国电网长期安全稳定运行的重要基石；在区域范围内建设坚强同步主网架，充分发挥交流电网互保互济和稳定支撑能力，区域间通过超/特高压直流和“背靠背”柔性直流互联，尽可能避免不可控的大范围事故转移。但由于我国能源资源禀赋和电力流向格局等客观因素，“十五五”期间将在局部形成交直流并联结构，且为世界范围内前所未有的特高压交直流并联，再叠加送端直流密集送出、部分地区走廊相对集中等因素，风险挑战压力巨大。

建设安全可靠的新型电网，仍然需要坚持基本原则，维持我国电网主网架基本形态。在此基础上，一方面合理规划跨省跨区输电通道，结合能源电力流向格局，优化送受端起落点，尽可能避免形成新的特高压交直流并联结构；另一方面优化加强主干网架，结合短路电流治理和超/特高压网架功能梳理，形成分区分层、结构清晰的主干网架结构，部分支撑电源结合功能定位直接接入特高压站，提升区域电网整体承载能力。同时，需研究极端情况设防要求，指导应对多回直流闭锁等极小概率、极大影响故障，形成明确的规划设计与调度运行原则。

（四）主动应对严重故障的情况

电网发生故障后，合理采取切负荷在内的控制措施，有利于系统恢复；尽管也会造成负荷损失，但避免了更严重后果发生，属于非常时期的必要措施，应予以区别对待。

1.典型案例

2017年我国台湾“8.15”大停电，事故原因是台湾中油公司人员操作失误，导致桃园大潭电厂天然气供气中断，6台机组全部跳闸，瞬时损失功率420万千瓦，随即台中电厂5号煤电机组也发生跳闸，系统频率快速下降，切除负荷336万千瓦；后续事故恢复过程中采取轮停措施，限电规模约为470万千瓦。事故影响670万户、1700万人，造成1人死亡，产业损失8800万元新台币。

2.案例剖析

台湾“8.15”大停电从事故经过来看，是典型的“大机小网”系统易发生的频率稳定案例。事故前桃园电厂单厂出力415.6万千瓦，占全网负荷11.28%（全网负荷3645万千瓦），跳机造成重大影响是可以预见的。但从事故处置来看，台湾电网应对表现可圈可点，不仅未发生系统垮网，且位于新竹工业园区的台积电芯片生产等重要负荷“安然无恙”，充分表明系统始终处于可控状态。严重故障下，通过有选择的切除部分优先级较低负荷，促使系统尽快恢复平衡，是应对极端情况、保障全网稳定及重要负荷安全的必要措施。实际上，前述英国大停电也呈现类似特点，“三道防线”响应动作成功有效，符合设置预期，与西班牙大停电、巴西大停电形成鲜明对比。

3.对我国新型电网建设的启示

早期，我国电网结构较为薄弱，系统稳定运行高度依赖包括切负荷在内的安控措施装置。经过多年发展，我国电网结构得到极大加强，大量安控措施已退出运行；但在部分地区、特别是直流密集馈入的受端地区，仍然应根据运行需要，合理可控采用切负荷等措施。对于负荷损失“谈虎色变”，过度提高安全标准，“一刀切”不允许切负荷，可能造成系统运行效率下降，长期来看同样是重大损失和浪费，不利于重大工程功能作用充分发挥。

二、对我国新型电网建设的几点认识

纵观世界各国近年来典型大停电案例，对照我国新型电力系统建设，不乏类似风险挑战，情况甚至更为严峻；面对更高占比的新能源装机，更大容量的跨省跨区输电，更灵活多变的市场交易需求，势必需要建设新型电网，充分发挥灵活智能和坚强韧性特点，支撑绿色低碳发展目标，实现安全可靠电力供应。总结前述大停电具体原因，形成几点整体认识：

（一）新型电网建设必须建立在系统思维基础上

大停电事故直接原因五花八门，往往由一些看似不可能发生的“巧合”触发；实际上，深入分析每一次事故，都会发现其背后长期存在的系统性缺陷：战略规划层面的短视与侥幸心理，以及运行操作层面的漠视与规程疏漏。此类事故的发生，本质上反映了电力发输配用网络体系的高度复杂特点，长期安全运行必须建立在系统安全的理念基础上。需要强化顶层设计，正确认识停电的事故风险概率、停电事故影响和为降低停电预期增加的投资效费比，同时也必须认识到停电有损失、安全有代价，不存在绝对意义上的“万无一失”，需以社会经济全局最优为基本出发点，坚持各级电网统一规划，主干网架“全国一盘棋”。坚持统一调度，增强电网智能化调度能力，明确电网与各类新型并网主体责任边界，加快促成电网调度与多元新业态相协调的调度模式。坚持安全贯通管理，坚持底线思维，确保各司其职、各尽其责。坚持预防为主，应急处置为辅，防微杜渐消除风险隐患，合理处置，避免由局部事故引发全局失稳。

（二）新型电网建设必须建立在坚实物质基础上

系统安全涉及电力发输配用各个环节，保障安全首先必须有相应的物质条件。一是能源与电力衔接层面，基于我国资源禀赋和技术发展阶段，需要着力提升新能源可靠供应能力，充分发挥火电等传统电源兜底保障作用，高度关注煤、气、水、天气等要素。二是对并网元件设备、特别是新能源风光电机组以及新型电力电子设备实际涉网性能作出明确要求、强化监测、深化建模，确保与系统需要、仿真模型“三统一”。三是电网规划坚持“区域内同步联网，区域间异步互联”基本格局理念，加强主干网架结构，适当分散跨省跨区输电通道起落点，确保交流电网承载支撑能力与跨省跨区输电能力相匹配，同时通过相邻省区间建设“背靠背”直流等方式，提升互济互保能力，为极端情况下的应急支援提供条件。四是由“源随荷动”刚性保供向“源网互动”逐步转变，基于市场环境促进负荷侧主动释放调节能力。源网荷储各侧同步发力，共同构筑新型电网坚实物质基础。

（三）新型电网建设必须建立在技术进步基础上

我国新能源装机已于2025年底历史性超过火电，未来装机规模和占比还将不断提升，新型电力系统呈现明显的“双高”特征。电力电子并网及背后的控制特性，深刻改变了传统电网以同步机组自然特性为主导的系统运行特征，新特性、新问题不断出现。新时期的长期安全，必须建立在对新型电网科学认识和对新技术推广应用的基础上。对于新机理、新特性积极开展研究，构建新时期的新理论体系框架，研发适应新特点的分析平台工具，优化系统运行方式安排和稳定控制策略。攻关关键新型设备，适应更广泛、更严格的应用场景，体现更优越的运行性能。修编规程规范，完善技术标准体系。加快数智化转型，拓展数字孪生电网辅助决策功能，促进算力网、新型通信网与电网融合发展。助力新型电网在更高水平实现绿色低碳、经济高效和安全可靠的协调统一。