2月，南非遭遇停电事件；
3月，古巴发生大面积停电；
4月，西班牙和葡萄牙遭遇大规模停电，也成为近年来欧洲记录到的最严重停电事件之一；
5月，科威特发生停电；
6月，美国发生致数十万家庭停电的事故，这只是近年来美国频繁发生的超10万户家庭停电事件中的一起；
7月，捷克发生大规模停电；
…………
2025年，似乎正成为全球电网的“灾难年”。
与此形成鲜明对比的是，在全球变暖大背景下，尽管我国极端天气也呈现多发频发态势，电力负荷不断创下新高，但在高温挑战面前，中国电网仍基本保持平稳运行，截至目前电网并未出现夏季常见的“拉闸限电”现象。
那么，今年多国频现大停电事故的深层原因是什么？相似的用电压力下，中国为何没有出现类似情况？中国与海外电力系统、运行机制等方面有何异同？带着这些问题，《每日经济新闻》记者深度采访了多位专家。
多国停电因素错综复杂
今年以来，国外频发断电事件背后，究竟有哪些深层原因？又有哪些共性因素？断电究竟是不是不可预见？
国网能源研究院经济与能源供需研究所供需一室专家段金辉接受《每日经济新闻》记者书面采访时表示，全球日益频发的极端天气加大了各国电力供需失衡风险，给电力保供带来显著挑战。
“极端高温天气一方面会导致需求侧用电大幅攀升，另一方面将直接影响电力设备安全稳定运行。如影响变压器散热、加速变压器中绝缘体老化、降低输配电线路承载能力、增大线路损耗等。”段金辉说。
除了天气因素，电源供应、电网配置能力、电力系统调节能力等方面存在的问题，也是引发国外一系列大停电事故的核心原因。
段金辉以4月末西葡（西班牙和葡萄牙）两国发生的大停电为例，从电源结构层面进行了分析。近年来，西班牙电网新能源发电量占比持续上升，火电等传统设备发电量占比持续下降。2024年风、光发电量占比约40%，较2020年提升超过12个百分点。但高比例的新能源系统具有低惯量、低阻尼、弱电压支撑等特征，对电网扰动更加敏感。
大停电事故发生前6天，西班牙首次在工作日实现100%可再生能源供电；而在事故发生时，西班牙电力系统风、光出力占比一度达到84%。在此背景下，一旦遇到电网扰动，极易引发大规模光伏脱网，进而导致新能源发电出力大幅下跌。同时，西班牙储能装机规模仅为330万千瓦，储能规模与新能源装机比值仅约4%，难以平抑高比例新能源电力系统出力的短时间大幅波动。
在电网结构方面，“能源孤岛”也难以应对高比例新能源电力系统运行中的风险。
在段金辉看来，西班牙和葡萄牙电网高度一体化，被称为欧盟“能源孤岛”，仅通过少数跨境线路与法国、摩洛哥、安道尔互联，互联通道容量占西葡两国装机总容量的比重不足3%，远低于欧盟能源和气候变化政策框架中设定的2030年互联率15%的目标。
此次停电事故中，法国电网出于自我保护、避免事故范围扩大而切除了与西班牙之间的联络线，造成伊比利亚半岛孤岛运行，进一步加剧了事故影响。停电恢复过程中，伊比利亚半岛电网互联通道容量受限，一定程度减慢了恢复进度。
电力设备的老旧，同样让电网面临较大的故障风险。
段金辉告诉记者，过去5年，西班牙电网投资与可再生能源投资比例约为0.3：1，低于欧洲市场0.7：1的平均水平。西葡两国70%的电力基础设施运行超40年，故障风险大幅上升，且输配电系统数字化程度仅40%，无法及时有效发现电网存在的故障风险。类似问题，在南非、古巴等国电网中也不同程度存在。
我国电网具系统性优势
在全球变暖的大背景下，极端天气日趋多发，我国今年电力负荷已屡创新高。
《每日经济新闻》记者梳理数据发现，近年来，我国全国最高用电负荷呈现出明显的逐年上升趋势——2022年全国最高用电负荷达12.90亿千瓦，2023年这一数字上升至13.39亿千瓦，2024年，全国最高用电负荷进一步增长至14.51亿千瓦。 而到了2025年，在距离初伏还有半个月的7月4日，用电负荷便突破之前的历史纪录，7月7日再次刷新，到了7月16日，全国最高电力负荷首次突破15亿千瓦，达到15.06亿千瓦，较去年最高负荷增加0.55亿千瓦。
对于今年的用电负荷走势，中国电力企业联合会在《2024~2025年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，2025年全国统调最高用电负荷预计在15.5亿千瓦左右。若2025年夏季全国平均气温偏低于2024年同期，则最高用电负荷在15.2亿千瓦左右；若夏季气温再创历年新高，则最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦左右。
这意味着，我国今年最高用电负荷很可能比2024年的纪录提高约1亿千瓦。
同样面临着极端天气的持续考验，用电负荷也在不断攀升，今年我国为何未出现与国外相似的断电情况？
国网能源研究院经济与能源供需研究所供需二室主任吴姗姗接受《每日经济新闻》记者微信采访时表示：“我国在电力保供工作中，发挥‘全国一盘棋’优势，最大限度调动社会各界参与电力保供的合力，将电力保供从‘单点作战’升级为‘全网协同’，这是其他国家难以复制的系统性优势。”
我国早已建成了全球规模最大的电力基础设施体系，发电装机容量占全球三分之一。与此同时，我国也在持续加强灵活性调节能力建设，稳步推进保障性、支撑性电源建设，依照“先立后破”原则推进能源结构清洁低碳转型。
截至2024年底，我国抽水蓄能、新型储能电站装机容量分别达到5869万、6829万千瓦，比上年分别增长15.2%、117.6%。
吴姗姗告诉记者，随着一批保障性支撑性常规电源陆续投运，2025年度夏前相比于上年同期，我国有效发电能力增量与最高负荷增量基本持平。
全国大电网格局形成
电力要发得出，还要能送得走。
西班牙和葡萄牙大停电揭示了一个深层次的矛盾——新能源装机快速扩张与电网适应性升级明显脱节。这也是我国曾遇到过的问题。
我国光伏、风电等装机量持续攀升和大型新能源基地开发，对提高大电网输送电力能力提出迫切需求——需要一张能让电源、用电负荷、储能等随清洁能源波动而灵活调节的新型电网。
《每日经济新闻》记者注意到，《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》提出，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力。
吴姗姗告诉记者，我国已形成以华北、华东、华中、东北、西北、西南、南方电网七大区域为主体、区域间异步互联的全国大电网格局。
2025年度夏前，随着庆东（陇东-山东）、中衡（宁夏-湖南）、坤渝（哈密-重庆）特高压直流工程陆续投产，电力系统资源大范围优化配置能力将进一步增强。预计到2025年底，我国跨省跨区输电容量将达到3.6亿千瓦。依托大电网温度差、时间差、地域差特性，我国可以充分释放跨省跨区互济支援潜力，有效缓解部分地区电力供需紧张态势。
各地能源电力优势互补
值得注意的是，国家发展改革委、国家能源局近期正式批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，类似建立了一个覆盖全国范围的“网上电力商城”，进一步把电力资源配置范围从国家电网、南方电网等单一经营区扩展到覆盖全国主要区域，各地能源电力优势互补、余缺互济。
国网能源研究院经济与能源供需研究所供需二室专家汲国强接受《每日经济新闻》记者书面采访时进一步透露，我国一直在推进电网设备投资和设备更新，补强电网局部薄弱环节。
2024年，全国电网工程建设投资完成6083亿元，比上年增长15.3%，增速较上年上升近10个百分点，创2017年以来新高。2025年一季度国家电网有限公司电网投资同比增长27.7%，创历史同期新高。
“通过持续加大变电、配电及用电环节的基础设施投入，加快推进变电站智能化改造、监测系统升级以及高效变压器、电力电子设备等电力设施迭代更新，我国电网韧性与智能化水平不断提升，有效弥补了电网薄弱环节并消除了运行隐患，保障了电网安全稳定运行。”汲国强说。
全国用电负荷不断创新高，实际上，不同省份的用电高峰也存在时间差。
华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠接受记者微信采访时分析，我国幅员辽阔，东西部相差几个时区，不同省份电力负荷虽然普遍创新高，但最高峰并不是出现在同一时间点上，这就为尖峰电力的短时省间互补平衡提供了可操作空间。利用“节约用电引导、分时电价调节、顶峰错峰前置、需求响应用足、有序用电保底”，充分挖掘用户需求侧资源的作用也日益凸显。
“一方面，我们通过各类市场化手段引导企业合理安排生产计划，主动错峰、灵活避峰。另一方面，进一步完善价格机制，合理划分峰谷时段，强化价格信号引导作用。我国电力供需紧张或偏紧省份均已建立充足的需求侧资源库，依据供需形势适时逐级调用，守牢民生用电底线。”汲国强说。
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