通过分析，了解到事故的主要原因为：在电网结构方面，美国存在众多独立电网，输电网纵横交错，常见的输电网电压等级有765千伏、500千伏、345千伏、230千伏、161千伏、138千伏、115千伏，电网之间经多级电压和多点进行联网，增加了电网保护和控制(包括解列)的难度;在电网设备方面，一些早期建设的线路及设备比较陈旧，由于电网投资回报率低，只有当供电可靠性问题非常严重时电力公司才会考虑投资修建输电线路，同时环保方面的限制也增加了输电线路建设的难度，因此使高压线路的功率输送裕度减少，电网常工作在危险区或边缘区;在电网调度方面，由于缺乏统一调度的机制，各地区电网之间缺乏及时有效的信息交换，因此在事故中，无法做到对事故处理的统一指挥，此次事故从第一回线路跳开至系统崩溃历时1个多小时，由于未及时采取措施而导致了事故蔓延扩大;在保护控制技术方面，美国电网结构复杂，容易造成运行潮流相互窜动，增加了电网保护、控制以及解列的难度，由于未建立起厂网协调的继电保护和安全稳定控制系统，使得在系统电压下降时，许多发电机组很快退出运行，加剧了电压崩溃的发生;在经济性和安全性统筹考虑方面，美国社会以追求经济利益最大化为主要目标，尽管也有保障电网安全的呼声，但是比较微弱。

　　从“8.14”大停电事故原因分析可以看出，电力市场化改革对电力系统安全确实有一定影响，比如导致电网投资不足、厂网协调困难、过于追求经济性而忽视安全性等等，但和“调度独立”没有直接关系。在美国，电力公司要加入电力市场，就要先将调度权上交至ISO或RTO，打破电力公司的“各自为政”的调度方式，实现较大范围的统一安全经济调度，加强电网集中化管理，在严格的强制性电网运行可靠性标准下，对电力系统安全反而是有利的。

　　欧洲当地时间2006年11月4日22:10，欧洲电网发生一起大面积停电事故，事故中欧洲输电协调联盟(UCTE)电网解列为3个区域，各个区域发供电严重不平衡，相继出现频率低周或高周情况。事故影响范围广泛，波及法国和德国人口最密集的地区，以及比利时、意大利、西班牙、奥地利的多个重要城市，约1500万用户受到影响。这是欧洲30年来最严重的一次停电事故，也是继2003年北美“8.14”大停电后又一次严重的大停电事故,引起了欧洲各国极大的震动。

　　UCTE电网以400(380)千伏交流系统为主网架，220千伏及以上的输电线路总长超过22万公里，电网覆盖欧洲23个国家，供电人口4.5亿。该电网是世界上最大的跨国互联电网，覆盖国家面积普遍较小，工业高度发达，负荷密度大，电网结构密集，安全稳定问题并不突出。停电事故后续分析及处理报告确认本次事故起源于德国西北部。德国E.ON电力公司是参与UCTE电网的输电系统运营商(TSO)，处于UCTE中的重要枢纽位置，对于电网稳定运行有着重要作用，有“欧洲电网的心脏”之称。本次事故的直接原因就是E.ON电网的线路操作引起潮流大范围转移。法国RTE公司表示,德国电网失灵破坏了欧洲电网的平衡,西部电力输入不足,导致法国电力严重不平衡。德国RWE公司说：“我们和很多欧洲国家电网有相互联系,因此停电事故难以避免会对一些国家有严重影响。”本次大停电事故中相关TSO之间缺乏及时沟通造成安全隐患是事故的主要原因，在事故处理过程中，各TSO配合不够顺畅也在一定程度上延误了事故处理。

　　如前所述，欧洲正在通过电力市场耦合来统一电力市场，由电力现货交易所负责。统一电力市场的建设将有效解决各国TSO缺乏协调的问题，促使各国建立统一的电力市场监管体制和调度运行规程，有利于提高电力系统安全可靠性。

　　从以上事故原因分析可以看出，在电网所有权分散的情况下，只有将与现货交易所相关的职能独立于电网所有者才能建立统一的市场体系，进而提高电网安全可靠性。而对于其他电网所有权单一的国家(如英国、新加坡等)，与现货市场相关的调度职能均已与电网所有者分离，并未发现影响电网安全可靠性的证据。

　　我国电力市场应循序渐进实现“调度独立”

　　如前所述，“调度独立”并非指把现有整个调度机构都独立于电网，主要指将与现货交易有关的职能从电网分离出去。在我国，应该立足电力工业的实际情况，循序渐进、分步实施。

　　《中华人民共和国电力法》第二十一条规定“电网运行实行统一调度、分级管理”。《电网调度管理条例》规定：按“统一调度、分级管理”的基本原则，调度机构分为五级：国家调度机构，跨省、自治区、直辖市调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖市级调度机构，县级调度机构。在2002年第一轮电力体制改革后，全国电网分属国家电网公司和南方电网公司管辖，国家电网公司为五级调度，南方电网公司为四级调度(没有国家调度机构)，各自建立了自己的电力调度管理规程。

　　传统的电力调度机构任务包括：按照电网运行的客观规律和有关规定，保障电网安全、优质、经济、环保运行;按照规程规定实施“公开、公平、公正”调度，维护发电、供电、售电、用电等各方的合法权益;遵循节能、环保的原则，优先利用可再生能源和清洁能源发电，协调流域水库优化调度;实施优化调度，充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需求等等。在电力市场环境下，电力调度机构的任务将发生根本性变化，在“234号文”中已有提及。

　　各级调度机构的设置大同小异，一般包括调度、运行方式、发电计划、继电保护、通信、自动化等专业技术部门及其他支撑部门。其中，调度部门负责调度管辖范围内的电网日内发电计划执行、实时调度运行业务;运行方式部门负责系统运行方式编制、无功电压管理和监督等;发电计划部门负责发电运行计划及机组检修计划、节能发电调度、发电厂辅助服务补偿及并网运行考核等。继电保护、通信、自动化等部门负责各自设备系统的建设与运行维护。可见，在电力市场环境下，现货市场、辅助服务市场所对应的主要是调度部门、运行方式部门和发电计划部门的职能。

　　调度体制改革是电网体制改革的核心工作，在“234号文”所确定的电力交易机构独立规范运行框架之下，“调度独立”实际上体现于交易机构和调度机构的职能定位及分工合作。“234号文”提出：“调度机构要严格按照交易规则开展包括日前、日内、实时电量交易及辅助服务在内的现货交易出清和执行，并将出清和执行结果提供交易机构。电力网架结构、技术支持系统、交易机构专业能力等条件较为成熟的地区，适时探索由交易机构组织开展日前交易。”可见现货出清权仍留在电网之内，而电网同时允许参与竞争性售电，因此这仍为一个各方妥协的改革方案，作为改革初期的起步方案暂时可以接受，但应随着改革的推进不断完善。根据国外电力市场建设经验和电力系统安全稳定控制的基本原理，将实时平衡市场(15分钟以内的交易)和调度操作权保留在电网内的调度机构是有利的，也是能够保证电网安全的，但15分钟以上的交易(日内、日前和中长期交易)都可划归交易机构。这也意味着现有调度机构的调度部门、运行方式部门和发电计划部门的相关人员和职能可以调整到交易机构，仍留在电网的调度机构应根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》加强电力安全事故的应急处置工作并控制、减轻和消除电力安全事故损害。