印度当地时间7月30日2时33分，印度北部电网发生大面积停电事故，约3.7亿人受到影响。当地时间7月31日13时，印度再次发生大面积电网事故，北部电网、东部电网及东北部电网相继崩溃，停电人口约6.7亿人。这两次大停电事故，相隔时间之短、损失负荷之大、影响人口之多，创世界停电事故之最。大停电导致交通严重瘫痪，城市供水中断，数百名矿工被困井下，生产生活受到严重影响，引起社会混乱。
　　印度大停电事故的原因可以概括为以下几个方面：
　　一是电力发展滞后，电力供应能力严重不足。印度电力行业由中央和邦双重管理，电力发展缺乏统一规划，建设决策不统一，发展缓慢。印度电力供应长期紧张，2011年底发电总装机容量仅为1.86亿千瓦，今年印度平均电力缺口达到8%，用电高峰期缺电达到12%，部分地区缺电超过20%。长期严重缺电，缺乏电力系统备用容量，为大停电事故埋下隐患。
　　二是电网结构薄弱。到目前为止印度还没有构建起坚强的全国骨干网架，电网由北部、南部、东部、西部及东北部五个大区电网组成，大区电网之间的联系不强，在缺电时各区域电网不能提供足够的相互支援。
　　三是缺乏统一调度，调度命令执行力差。印度由国家电网公司掌控跨区、跨邦输电设施，邦内输电和配电由各个邦电力局和一些私营供电公司运行。电力系统缺乏统一的调度管理机制，集中运行管控能力低下，各邦不服从中央一级的调度管理，越限从大电网受电，造成电网超负荷运行，最终拖垮整个电网。
　　四是电力管理体制混乱。印度电网管理分为中央和邦两层，中央政府的国家电网公司管理跨区、跨邦输电线路；邦政府的输电公司管理各邦输电网，部分邦配电实施了私有化。由于管理体制混乱，印度电网发展长期各自为政，存在电网管理水平低、线损高、企业效益差、投资能力弱等突出问题。
　　印度大停电事故，暴露出电力发展中的诸多问题，对各国电力系统安全敲响了警钟。我国应高度重视，把防止发生电网稳定破坏事故、电网瓦解事故和大面积停电事故作为安全工作的重中之重，全面落实防事故措施。
　　一是继续坚持并强化电力统一规划。
　　未来相当长时期内，我国能源和电力需求仍将较快增长，预测2015年、2020年我国全社会用电量将分别达到6.5万亿千瓦时、8.6万亿千瓦时左右。为满足电力需求，我国电力总装机容量在2015年、2020年将分别达到15亿千瓦、20亿千瓦左右。从装机结构来看，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装机比重，将由2010年的24%，提高到2015年的29%、2020年的32%，煤电比重由2010年的71%，下降到2015年的65%、2020年的59%。
　　我国发电能源资源与电力需求中心逆向分布的基本国情，决定了我国未来必须在全国范围内进行统一规划，统筹电网与电源、输煤与输电、新能源与常规能源协调发展，促进电力结构调整和布局优化。
　　二是高度重视坚强的电网网架结构建设。
　　未来我国西北部电源基地距离中东部负荷中心地区800到3000公里，水电、风电、煤电等的跨区输送规模越来越大、距离越来越远是必然趋势。
　　加快发展特高压跨区输电，构建“强交强直”的全国特高压坚强骨干网架，是保障我国电力供应安全的必备物质基础，其中“三华”（华北、华中和华东）特高压同步电网的建设是多年来反复论证的结果，技术可行、安全可靠、经济高效。
　　实际上，电网的安全运行水平和它的电压等级、覆盖范围是没有直接联系的。我国电网从建国初期的城市小电网，经过电压等级的不断提高，逐渐形成了省级电网；省间进一步互联，形成东北、西北、华北、华中、华东、南方六大区域电网；1000KV特高压试验示范工程进一步将华北、华中连接成更大的跨区同步电网。我国电压等级是由低到高发展的，电网的覆盖范围也是从小到大，安全水平却越来越高。我国上世纪70年代发生电网的大面积破坏事故大概平均每年9次；到了80年代，大概是6到7次；到了90年代，1997年以前只有2次。1997年以后，我国没再发生过大面积的停电事故。
　　三是坚持电网统一调度。
　　调度是电网运行控制的中枢。电力发输变配用瞬时平衡的特性和电力系统的复杂性，决定了调度与电网具有内在的、密不可分的关系。我国在电网结构薄弱、用电需求持续增长的情况下，长期保持电网安全运行，调度与电网一体化是重要保障因素之一。
　　未来的电力系统运行较目前将呈现诸多新的特点，保障系统安全、高效运行的难度显著增加。间歇性、随机性的可再生能源基地不断接入；新技术、新设备等大量广泛应用；风电、太阳能发电、燃气发电等各种分布式电源大量接入配电网，电动汽车充换电等新型用电服务市场逐步加大，配电网规划和运行将更为复杂。继续坚持电网调度一体化非常重要，有利于根据新情况不断完善和升级调度功能，增强全系统整体协调控制能力，避免局部事故诱发大面积停电。
　　四是循序渐进，稳妥推进我国电力体制机制建设。
　　我国生产力水平与一次能源资源逆向分布的国情，以及现代电网日益显现的市场交易和优化配置资源的功能，客观上决定了我国电力发展必须走全国联网、大范围优化配置的道路，并建立与之相适应的管理体制和运行机制。
　　以往省内、区域内平衡为主的电力发展方式已难以为继，必须突破省间和区域壁垒，建立由省（自治区、直辖市）电力市场和国家电力市场构成的全国统一电力市场体系。省电力市场主要承担省内电力交易，是重要的基础市场；国家电力市场主要承担跨区跨省电力交易，适应全国范围优化资源配置的需要。以特高压为骨干网架的坚强智能电网，是国家电力市场的物质基础。国家电力交易中心和省电力交易中心与电网调度紧密融合，是全国统一电力市场体系的运作主体，在政府监管和社会监督下，开展公开、公平、公正的电力市场交易和服务。
　　在输配一体化条件下，完全可以通过建立独立的电网电价、放松发电侧和售电侧管制、加强电力监管等科学的制度设计，达到建立统一电力市场，促进竞争、提高效率的目的。输配一体化管理的电网由于运行方式更灵活、资源配置能力更强，更有利于新能源和分布式能源的发展。
　　构建有效竞争市场。在发电侧改进发电上网和调度交易规则，逐步形成竞价上网和节能发电调度相结合的竞争性发电上网机制。售电侧在大用户与发电企业直接交易试点的基础上，逐步放开大用户选择权；根据市场条件，允许社会资本成立售电公司参加竞争。电网环节继续坚持输配一体化、调度与电网一体化，加强电力市场交易平台建设，规范调度管理、交易管理和市场监管。依托电力市场交易平台，构建发电、电网、售电和大用户等共同参与的“多买-多卖”的电力市场。