2025年4月28日，位于欧洲伊比利亚半岛的西班牙和葡萄牙突发大范围停电，导致交通瘫痪、通信中断、公共服务陷入混乱，波及逾5000万民众。事故不仅成为两国历史上最严重的电力事故之一，也暴露出欧洲电网老化与跨国能源调度结构脆弱等深层问题，并引发了针对可再生能源稳定性的广泛讨论。
尽管事故具体原因尚未最终公开，但围绕能源结构与系统韧性的争议迅速升温。美国能源部长克里斯·赖特在事故次日接受CNBC采访时表示，“将能源供应寄托于天气”是危险的。他批评欧洲“将能源安全让位于气候目标”，认为可负担和稳定性应优先于脱碳议程。这一言论虽带有鲜明政治立场，却也揭示出一个技术现实：风光等间歇性能源的大规模并网，确实对传统电网提出了超出预期的适应挑战。
事故发生后，西班牙首相佩德罗·桑切斯在全国讲话中承认，电力系统在事故发生前出现了“剧烈波动”，高达15吉瓦、占总负荷六成的电力在短时间内从系统中蒸发。葡萄牙电网运营商REN随后发布初步通报称，系统极可能受到“气象激发性大气震荡”影响，高压线路出现大范围扰动，进一步触发地区间继电保护联动。
这次停电事件如同一面镜子，映照出欧洲能源转型在政治与产业层面的“压力测试”。当欧洲绿色转型路径遭遇现实挑战，如何构建一个既清洁又稳定的能源系统？又是否对逐步发展欧洲电动汽车产业转型施加新的影响因素？

绕不过的电网痛点
从时间线看，事故发生前正值西班牙可再生能源发展迎来阶段性突破。2025年4月16日，西班牙电网首次实现全天100%由可再生能源供电，成为全球首个在工作日达成此目标的主要经济体。仅五天后的4月21日，该国光伏发电瞬时功率创下20120兆瓦的新高。
但这一系列成就在大停电事故之后迅速成为争议焦点。批评者指出，西班牙政府力推的“100%可再生能源”战略可能过于激进，忽视了电网稳定性的基本规律。风电和光伏的波动性使其在负荷快速变化时难以维持供需平衡。近年来，西班牙为实现脱碳目标，加速关停可调节的传统火电机组，转而依赖间歇性强的新能源和与法国之间有限的跨境电力互联。这在遇到极端气候干扰时，本土电网调峰能力不足的问题便暴露无遗，从而酿成了此次“人祸”。
不仅如此，可再生能源大多通过逆变器接入电网，缺乏传统发电机提供的“旋转惯量”，在系统频率波动时反应迟缓，进一步削弱了电网应对冲击的能力。这类“惯性缺口”已成为当前电力系统隐患之一。
当然，西班牙电网面临的并不只是本地结构问题，考虑到如今欧洲电网的“碎片化”，也为局部突发事故的系统性风险埋下隐忧。根据欧盟相关规定，各成员国应具备不低于本国装机容量15%的跨境输电能力。然而据欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E）数据，截至2024年底，西班牙的跨境输电能力仅为7.2%，远低于欧盟设定的15%跨境互联目标，且绝大部分仅与法国相连。而法国优先保障本国核电出口，多次在市场竞价中限制西班牙方向的扩容需求，使得西班牙在关键时刻调度余地不足。
另据欧洲能源监管机构合作署ACER的2024年电力市场监测报告，欧洲跨国输电建设远远落后于风光等清洁能源装机速度，导致“区域割裂、价格耦合受限”的问题不断加剧。西班牙、爱尔兰和波罗的海国家等被归类为“半孤岛型市场”，其电价波动幅度显著高于欧盟核心区域。
这些系统性掣肘最终汇聚到一个核心问题上——电价机制难以适应新的电力供需格局。欧盟当前实行所谓“边际定价机制”，即由系统中成本最高的一家发电商来决定整场电的价格。在传统化石能源主导的市场中，这种机制可以促进竞争和效率。但在风光电大量接入电网之后，低成本绿电反而被高价化石电拉高了“定价锚”，加剧了价格剧烈波动。仍以西班牙为例，2025年3月的平均批发电价为69.4欧元/兆瓦时，但在风力不足或光照减弱的时段，电价一度飙升至240欧元/兆瓦时。
如此波动的电价不仅加剧了企业和居民的用电负担，也让储能项目很难获得稳定收益，从而削弱了其商业吸引力。据能源智库Ember 2025年第一季度数据显示，西班牙注册储能容量仅为2.3吉瓦，主要为抽水蓄能，远远不足以支撑逾100吉瓦的可再生能源装机总量。葡萄牙则仅有不足1吉瓦的储能能力，且商业化路径尚未成熟。
更大的问题在于政策分歧。德国、意大利等国家倾向于通过容量补偿与峰谷电价套利支持储能；而荷兰、比利时等国主张“市场自律”路径，不设定专项激励。这种分歧导致欧盟缺乏统一储能投资框架，妨碍了并网技术标准的一体化，也限制了规模化部署速度。

转型“卡”在哪一环？
Ember在2025年春季市场报告中进一步指出，欧洲能源转型已进入“输电能力瓶颈期”——清洁能源扩张快、电网改造跟不上。以西班牙为例，其2024年新增风光装机达14.3吉瓦，而同期输电能力仅增长2.1吉瓦，区域配电瓶颈时有发生。
造成这种“装得上发不出去”的局面，除了资本压力，还有技术与审批流程的复杂性。目前欧洲超过半数高压输电线路建于上世纪，面对分布式能源并网需求，缺乏灵活响应能力。欧盟估算，2030年前电网改造需投资5840亿欧元，但当前项目落地率不足六成。
储能原本是“为清洁能源托底”的关键角色。欧洲储能协会数据显示，目前欧盟电池储能装机为10.8吉瓦，预计2030年增至50吉瓦，但仍远低于Ember等机构共同建议的200吉瓦中性情景目标。西班牙政府已设立2030年22.5吉瓦储能目标，其中包括9.4吉瓦电池储能、9.5吉瓦抽水蓄能和3.6吉瓦太阳能热储能。但目前尚处初期建设阶段。葡萄牙虽已批准43个储能项目、总计500吉瓦，并拨付1亿欧元支持，计划于2025年底前陆续投运，但当前整体储能占比依然偏低。
与储能相关联的，是同样落后的充电基础设施。根据德国汽车工业协会数据，截至2024年底，西班牙每百辆电动车仅配备3.1个充电桩，葡萄牙为2.9个，显著落后于德国的5.8个。这不仅抑制了电动车渗透，也降低了其参与电网调节的潜力。
更棘手的是，各国对电价的频繁干预进一步削弱了市场投资信号。ACER报告指出，理论上欧盟电力市场实行“边际定价+跨区协调”机制，但实际执行中，各国对电价的“临时性”干预频繁发生。
例如西班牙和葡萄牙自2022年起实施“伊比利亚物价上限”，人为压低天然气发电边际成本，虽在短期内降低居民用电成本，却也间接打击了可再生能源项目的投资回报。Ember指出，2023年西班牙光伏购电协议签约均价下降至每兆瓦时38欧元，同比下降14%，主要源于市场价格信号不明确。
从更深层看，欧盟能源基础设施投资面临“成本社会化、收益国家化”的结构性矛盾。电网与储能多由国家审批主导，但回报机制却依赖整个欧盟统一市场。然而欧盟电力市场尚未完全一体化，这使得跨境项目常常“投资不敢做、回报算不清”。
在现行机制下，储能想通过简单的电价波动套利实现可持续收益非常困难。日内电价的频繁波动不够深，峰谷差无法覆盖储能设备折旧与融资成本，市场投资热情被极大削弱。除非建立长期容量补偿机制，否则柔性电网建设恐怕将长期陷入“想投不能投”的困局。

车网互动渐成“重要角色”
大停电事件不仅揭示了主干电网在结构层面上的脆弱，也促使欧洲政策制定者重新审视“分布式调节能力”在整个能源系统中的角色。
为应对日益严峻的电网稳定性挑战，近年来欧洲多国积极探索车网互动（V2G）技术的应用。V2G允许电动汽车在不行驶时将存储的电能回馈给电网，相当于在用户端部署了一个个小型、可调度的储能单元，从而增强了电网的灵活性与应急韧性。
当然，虽然传统电网的抗干扰能力仍是焦点，但越来越多的政策制定者意识到：能源系统的应急能力，已不再仅取决于发电端是否“发得出”，更关键在于整个系统是否“调得动”。也就是说，系统能否根据电力波动快速响应、灵活调节，才是安全运行的关键。
正因如此，欧洲围绕V2G技术的政策支持体系正在逐步成型，呈现出“局部强制+广泛激励”的组合特征。这不仅为应对突发事故提供了分布式缓冲机制，也为未来电力市场的深度转型奠定了技术和政策基础。
德国是最早将V2G纳入正式法律框架的国家之一。根据该国《能源工业法》，自2024年起，德国联邦和各州政府采购的轻型商用车必须具备双向充电功能。尽管公交车等大型公用车辆尚未被强制要求，但这一举措已表明德国希望通过公共采购为V2G技术推广打下基础。
在财政支持方面，德国《储能战略》虽未将V2G明确列为战略级备用电源，但通过国家复兴信贷银行设立了专项资金，在2023-2025年2.1亿欧元的预算池内为V2G充电桩提供最高40%的安装补贴。其中，Enercity公司在汉诺威落地的V2G社区计划被视为示范性工程，展示了分布式储能系统与社区能源自给的可行路径。
德国汽车工业协会常务董事安德烈亚斯·雷德在近期署名文章中明确指出：“欧盟未来的电力市场中，发电厂、电动汽车和热泵三者将共同确保能源安全。”他进一步强调：“电动汽车和热泵本身就是‘固有容量’，可以特别经济高效地为供应安全做出贡献。如果不使用它们来确保系统稳定，在经济上是不明智的。”
雷德还补充道：“电力系统的未来将依赖成本效益更高、数字化程度更强的分布式架构。电动汽车和热泵拥有巨大潜力，关键在于建立面向消费者的激励机制，推广双向充电等技术手段，将它们真正纳入能源调节体系中。”
这一观点逐渐在欧洲能源与汽车产业界形成共识：与其被动承担电力系统波动的风险，不如主动部署由“微型灵活资源”构成的分布式冗余网络。
在欧盟层面，V2G的政策支持也在加速铺开。
2023年正式通过的《替代燃料基础设施法规》要求，自2025年起新建的所有公共充电桩必须支持智能充电功能，具备V2G兼容能力。此外，到2030年前，各成员国需在高速公路每50公里部署至少一座支持V2G的充电站，以确保主干路网的充电调节能力。
同时，《电网行动计划》也正在立法磋商中，草案提出自2030年起，新建住宅充电桩应默认配置V2G功能。这意味着V2G技术不再局限于交通配套，而是将延伸至家庭能源终端，助推更大规模的分布式储能生态系统建立。
综合来看，欧洲对V2G的支持正加速从“概念验证”迈向“系统部署”，其角色不再是前沿技术，而是电网中具备实际调节与投资价值的组成部分。V2G不仅提升电力灵活性，更推动电网从集中单向走向分布式双向演进，成为不可忽视的安全支撑。
伊比利亚大停电为欧洲能源转型敲响警钟。事故揭示了传统电网在应对可再生能源高比例接入时的脆弱性，也暴露出脱碳进程下基础设施升级滞后的现实。如今，若要实现真正的绿色转型，欧洲必须补足电网调节能力、储能支撑和V2G等分布式参与机制，形成更具韧性的能源系统。
注：本文首发于《汽车纵横》杂志2025年6月刊