【罗马尼亚电力周报】2026年8月17日–8月23日｜能源市场动态与电价趋势分析

第34周 (2026年8月17日至8月23日)，罗马尼亚日前市场均价升至152.54欧元/MWh，较上周143.09欧元/MWh 上涨6.6%。周最高电价估算为235.00欧元/MWh，周最低电价估算为32.00欧元/MWh，周度峰谷价差收窄至203.00欧元/MWh，不再出现此前的单小时极端脉冲高价，但全周整体价格底座抬升。

在本周七大跟踪区域市场 (罗马尼亚、保加利亚、匈牙利、捷克、德国、法国、西班牙) 中，罗马尼亚周均价依旧回落至第2位，持续落后于匈牙利。

本周行情核心触发事件：切尔纳沃德两台反应堆连续第二周全部离线，整周零核电出力。能源部8月21日最新表态，8月31日前重启机组的可能性已经非常低，重启目标推迟至9月上半月，相比8月18日 “10天内难以重启” 的判断再度恶化。本周没有出现类似前两周的戏剧性瞬时尖峰事件，取而代之的是七天持续整体高电价。

本周电价峰值235.00欧元/MWh，出现在中欧时间周一 20:00‑21:00（测算估值）；本周未出现OPCOM官方简报或媒体报道的标志性极端小时成交记录，该峰值数值锚定能源部披露的晚间成交均价区间200‑208欧元/MWh。注意：本周没有确认的15分钟原始极端尖峰记录，235.00欧元/MWh为基于官方晚间均价推导得出的估算上限。

本周电价谷值32.00欧元/MWh，出现在周日13:00‑14:00，为测算估值，暂无确认的15分钟原始成交记录，正午光伏发电大发形成电力盈余；本周午间光伏依旧能够产生可观电力富余，罗马尼亚形成独特的昼夜交易模式，午间将廉价光伏电力向外出口至保加利亚，待到傍晚光伏出力回落之后，再高价进口外部电力（罗马尼亚能源部公开解读，根源在于本国电池储能规模有限）。

区域维度来看，高温带来电价冲高并非罗马尼亚独有，整个东南欧受干旱高温共同影响，电价同步抬升。但罗马尼亚连续第二周维持零核电运行，是区域内供给矛盾最为突出的国别，本周没有再现前几周单小时极端爆表行情，取而代之是全周持续性的电价高位运行。

本周均价152.54欧元/MWh按时段拆分：

工作日均价:167.05 欧元/MWh，上周为149.93欧元/MWh

周末均价:116.28欧元/MWh，上周为126.00欧元/MWh

本周工作日电价溢价50.77欧元/MWh，溢价幅度相比上周明显扩大；工作日晚间持续维持1500‑2200兆瓦高额进口需求，周末依靠光伏出力、负荷回落，电价得到明显缓解。

峰谷价差 (均值统计口径)：全周均值163欧元/MWh、工作日均值178欧元/MWh、周末均值124欧元/MWh；本周最低电价32.00欧元/MWh，最高电价235.00欧元/MWh；虽然最大峰谷差值相比前两周大幅回落，但全周价格中枢整体抬升。

切尔纳沃德两台机组本周全部彻底停机，核电出力归零；在完全失去核电基荷电源的背景下，罗维纳里4号约300MW机组、帕罗谢尼备用煤电机组紧急重新并网，应对晚间用电高峰，叠加风光出力支撑，本周总发电量小幅回落2.0%至846GWh（上周863GWh）。

核电出力环比暴跌100.0%；煤电出力增加5.8%，燃气发电提升4.0%；水电受干旱继续小幅下滑；风电出力小幅回暖；光伏受光照变化出力小幅回落4.3%，生物质发电出力维持不变。

高温持续推高用电负荷，本周负荷环比上涨1.4%至1046GWh。电力净进口规模进一步扩大至200GWh；罗马尼亚能源部披露，多数晚间时段进口电力需求可达 1500‑2200MW。罗马尼亚输电公司表示，因核电企业遭遇不可抗力无法供电，采购替代电力成本达到正常水平的2.5倍，产生约200万欧元额外成本；本报告周期结束后的 8月25日，罗马尼亚核电公司CEO辞职，机组重启再添人事层面不确定性。

市场现象与官方举措完全匹配：核电站双机整周全停，多台备用燃煤机组紧急启用，午间光伏富余电力对外输出，系统高度依赖跨国电力输入。

本周七大跟踪市场整体日前均价144欧元/MWh，较上周136欧元/MWh继续上行。罗马尼亚切尔纳沃德核电持续全停，叠加中东欧大范围高温干旱，整个区域电价同步抬升，不再是单一国家独立行情。

数据说明：本周七国逐日电价全部为ENTSO‑E真实成交数据；周平均值为本周7个真实日均价算术平均，报告生成时OPCOM官方34周周报尚未对外发布。

各国行情分化：

匈牙利155.16欧元/MWh升至区域最高价；西班牙119.40欧元/MWh为本周七大市场最低；保加利亚环比涨幅达到16.9% 涨幅最大；捷克、德国电价同步上行；法国小幅上涨；罗马尼亚位居第二。

罗马尼亚与匈牙利电价走势依旧高度绑定，匈牙利帕克斯核电站同样受多瑙河盆地干旱制约降出力运行。本周呈现整个区域集体涨价特征，而非某一国单独异动。保加利亚由上周区域最低上涨至第三位，西班牙回落成为价格洼地；最高与最低市场价差扩大至35.8欧元/MWh，价差扩大主要来自西班牙价格相对走弱。

切尔纳沃德双机持续停机，叠加多瑙河流量依旧处于历史低位，8月剩余时段供给风险依旧偏高；9月希望伴随气温回落，争取实现核电部分重启，电价存在下行可能性：

2026年8月剩余时段(基准情景):140‑210欧元/MWh

测算依据：系统依靠当前大规模跨境电力进口维持电力平衡；现有工程措施持续推进，供给总体够用，但购电成本维持高位。

2026年8月剩余时段(风险情景):210‑380欧元/MWh

测算依据：虽然本周没有出现极端尖峰，但零核电、低多瑙河流量、每晚1500‑2200兆瓦刚性进口的底层紧缺条件没有消除，仍有可能重演晚间电价冲击行情。

2026年9月(基准情景,假设部分重启):100‑175欧元/MWh

测算依据：高温消退制冷负荷回落；按照能源部更新目标，期待9月上半月切尔纳沃德至少实现部分机组重启；但8月25日核电公司CEO辞职，为重启时间线带来管理层不确定性。

核心驱动因素

多瑙河核电冷却危机进一步升级：切尔纳沃德两台机组连续整周停运；官方判断8月底前重启概率极低，目标推迟至9月上半月。多瑙河当前流量仅为历史同期三分之一，水利修复工程见效缓慢。短期只能依靠大规模外购电力 + 火电满发弥补基荷缺口。

区域电源同步承压：匈牙利帕克斯核电站同样受多瑙河干旱降负荷；整个东南欧面临高温干旱共同约束，周边国家自身发电能力受限，罗马尼亚进口电力来源存在收缩风险，抬升现货上行风险。

风光出力结构性矛盾凸显：午间光伏可以形成盈余，甚至可以向邻国保加利亚出口；日落之后光伏出力归零，晚间失去核电基荷兜底，必须大额购电；短板根源在于国内储能电池规模不足。

季节性负荷与工程不确定性：8月高温仍存，制冷负荷高位；9月降温有望缓解需求，但两大变量难以预判：一是多瑙河流量修复进度，二是切尔纳沃德机组实际重启时间，管理层人事变动又叠加新的变数。

火电与碳价成本支撑：核电完全缺失，煤电燃气作为主力保供电源，化石能源消耗持续走高；欧盟碳价高位运行，持续为欧洲电力价格提供底部支撑。

本周罗马尼亚进入连续第二周全零核电运行，不再出现瞬时极端尖峰电价，但全周电价中枢抬升，昼夜 “午间送电、晚间买电” 的特殊模式凸显储能短板，电力净进口规模继续扩张。短期多瑙河水文修复进度、切尔纳沃德机组重启时点、周边国家发电能力与跨境输电通道将主导现货价格。中长期来看，多瑙河水利应急改造、核电运维恢复、储能规模化建设、化石能源及碳价水平，共同决定罗马尼亚以及整个东南欧电力市场的价格中枢。