【探讨篇】多瑙河见底, 核电告急: 罗马尼亚电力危机暴露了哪些风险与机遇？

2026年8月，持续高温和严重干旱将罗马尼亚电力系统推向了一次罕见的压力测试。由于多瑙河水位和流量持续下降，切尔纳沃德核电站1号机组已于7月28日受控停运，仍在运行的2号机组也可能于8月13日上午采取同样措施。如果2号机组停运，罗马尼亚唯一一座核电站将完全退出运行，电力系统将一次性失去约1,400兆瓦的稳定基荷电源，相当于全国约20%的电力供应能力。

面对不断恶化的供电形势，罗马尼亚政府已于8月7日发出“早期预警”，并于8月10日依据欧盟《电力风险防范条例》第14条第2款通知欧盟委员会，表示该国正在面临潜在的电力危机。罗马尼亚还要求欧盟委员会和欧洲输电系统运营商网络（ENTSO-E）重新评估区域内的可用发电能力、平衡备用、跨境输电容量，以及邻国在紧急情况下能够提供的电力支援。

与此同时，罗马尼亚政府正在争取欧盟委员会批准，在原定退役期限后继续保留部分褐煤机组。其中，图尔切尼5号机组原定于8月31日关闭，但在核电和水电同时承压的情况下，罗马尼亚认为此时退出煤电将进一步削弱系统安全。包括3台运行机组以及作为备用容量的罗维纳里4号机组在内，相关煤电资产可提供接近900兆瓦的净发电能力。

这场危机表面上由多瑙河水位下降引发，但其真正暴露的，是气候变化、电源结构、传统机组退出、新增容量建设滞后以及系统灵活性不足等多重问题叠加后形成的结构性风险。

切尔纳沃德核电站采用加拿大CANDU重水堆技术，两台机组单机容量约700兆瓦。尽管核裂变过程本身不依赖水力发电，但核电站必须持续获得足够的冷却水，以带走反应堆和蒸汽循环产生的大量热量。切尔纳沃德核电站的冷却水主要取自多瑙河，因此其运行条件与河流水位和流量密切相关。

2026年夏季，欧洲东南部经历了异常高温和长期少雨，多瑙河流量降至历史极低水平。据公开报道，部分时段流量一度下降至约每秒1,370立方米，远低于正常年份8月的平均水平。在取水口水位持续下降的情况下，核电站可能无法稳定获得满足技术和环境标准的冷却水，因此运营商必须降低出力，甚至提前实施受控停机。

罗马尼亚已经采取了包括疏浚河道、清除阻水岩体、利用装载石料的驳船修建临时导流设施等非常规措施，希望将更多河水引向核电站取水区域。这些工程能够暂时改善局部水位，却无法改变整个多瑙河流域来水量不足的事实。换言之，它们只能为系统争取几天时间，并不能从根本上解决核电站对单一水源高度依赖的问题。

此次事件最值得关注的地方，并不是一台核电机组是否会停运，而是罗马尼亚多个传统电源在同一时间受到气候条件影响。

首先，核电与水电在极端干旱条件下出现了高度相关的出力下降。正常情况下，罗马尼亚拥有相对多元化的电源结构，核电、水电、天然气、煤电、风电和光伏共同参与供电。其中，水电长期承担重要的能源供应和系统调节功能，核电则提供稳定的基荷电力。然而，当长期干旱同时降低河流水位和水库来水时，水电出力下降与核电冷却困难便不再是两个相互独立的事件，而可能演变为同一气候因素造成的“双重冲击”。

其次，高温天气一方面增加了居民和商业建筑的空调用电，推高晚间及傍晚高峰负荷；另一方面又削弱了传统电源和输电设施的可用能力。光伏可以在白天提供较多电量，但当日落后光伏出力快速下降时，核电、水电和煤气电源必须迅速补位。如果这些可调度电源同时受限，系统最危险的时段便会从日间转移到傍晚高峰。

再次，东南欧面对的不是一个国家的局部干旱，而是区域性气候事件。匈牙利帕克什核电站此前也因多瑙河水位问题降低出力，塞尔维亚、保加利亚及周边市场的水电和火电同样可能受到高温与缺水影响。因此，“通过进口解决缺口”并不是一个可以无限依赖的方案。跨境线路即使具备物理输送能力，邻国也必须首先拥有可出口的富余电力；当整个区域同时进入紧张状态时，名义互联容量并不等于实际可获得的紧急支援。

罗马尼亚曾依据欧盟资金支持下的《国家复苏与韧性计划》承诺加快退出褐煤和硬煤发电。然而，原计划用于替代煤电的部分天然气电站、可再生能源项目、输电工程和储能设施未能完全按照最初时间表投入运行。罗马尼亚与欧盟委员会此前已经就部分煤电机组延期关闭进行协商，以避免在替代容量尚未形成之前过早削减可调度电源。2025年，双方已就部分机组延长运行时间达成安排。

此次图尔切尼5号机组的争议，实际上反映了能源转型中“退出速度”与“替代能力”之间的矛盾。煤电碳排放高、效率相对较低，长期退出具有明确的环境和经济合理性；但如果核电、水电和可再生能源均无法在关键时段提供足够的可调度容量，煤电仍然是短期内能够快速调用的大规模备用资源。

因此，问题并不是罗马尼亚应不应该退出煤电，而是煤电退出是否建立在可靠替代容量已经投运的基础上。如果天然气机组、储能、电网和需求响应仍停留在规划或建设阶段，仅依靠行政日期关闭传统电源，就可能把减排目标转化为系统安全风险。

比较务实的做法，是将部分煤电机组从常规市场运行转为严格受控的战略备用容量，只在核电停运、极端气候或区域供电紧张时启动。同时，应为机组设置明确的使用时数、排放上限和最终退出日期，避免“临时延寿”无限期演变为常态化运行。

罗马尼亚近年来快速增加光伏和风电装机，这对于降低燃料进口依赖和电力系统碳排放具有重要意义。但此次事件再次说明，装机容量、电量供应和可靠容量是三个不同的概念。

一座100兆瓦光伏电站在晴朗中午可能达到接近满功率运行，但在晚间用电高峰时，其可用出力接近于零。风电能够在全天发电，却受到风速变化影响，不能保证在系统最需要时按照额定容量运行。因此，可再生能源新增容量如果没有与储能、灵活调峰电源、需求响应和输电网络同步建设，就不能完全替代相同规模的煤电或核电容量。

罗马尼亚近年的电池储能建设已经明显加速，截至2025年底，全国运行中的储能规模已接近500兆瓦、约914兆瓦时。但与可能同时损失的约1,400兆瓦核电容量相比，现有储能的功率和持续放电时间仍然有限。即使储能全部可用，也难以独立填补数天甚至数周的持续能源缺口。储能能够解决的是小时级平衡、晚高峰转移和备用响应问题，而不是在没有足够一次能源输入的情况下持续“创造电量”。

这意味着罗马尼亚未来不仅需要更多储能，还需要形成不同时间尺度的灵活性组合：短时电池储能负责频率控制和日内调节，抽水蓄能与长时储能承担跨日平衡，天然气机组或其他可调度低碳电源提供持续备用，同时通过跨境交易和需求响应降低极端情况下的供需缺口。

如果切尔纳沃德两台机组同时停运，罗马尼亚现货电价和辅助服务价格将面临明显上行压力。约1,400兆瓦低边际成本核电退出后，市场需要调用成本更高的天然气、煤电或进口电力满足需求，日前和日内市场的边际定价机组将因此发生变化。晚间高峰、低风速时段以及跨境容量受限时段的价格波动可能尤其明显。

平衡市场也可能变得更加紧张。核电停运本身属于大容量损失，系统运营商需要准备更多上调备用；与此同时，水电调节能力因干旱下降，能够快速响应的传统灵活资源减少，辅助服务和不平衡结算价格存在进一步上升的可能。

对于储能项目而言，这类事件会提升其在能量套利、平衡服务、备用容量和拥塞管理方面的价值，但投资者不能简单依据危机期间的极端价格预测长期收益。极端事件能够说明灵活性资源的系统价值，却不一定代表未来每年都会重复相同的价格水平。储能项目的收入模型仍应基于正常、紧张和极端等多种情景，重点评估收入叠加能力、循环次数、电池衰减以及未来市场竞争。

在未来数日和数周内，罗马尼亚的首要目标应是避免核电、水电和煤电容量在同一时间集中退出。政府需要继续与欧盟委员会和ENTSO-E开展区域充裕度评估，根据不同水位、温度、负荷和机组可用率情景，提前确定各时段的供电缺口，而不是等到机组实际停运后再临时采购电力。

对于部分煤电机组，可以通过限时、限量和仅限紧急状态的方式保留战略备用，但必须同步明确退出条件和环境约束。天然气机组和可用水电应提前安排燃料、检修和备用计划，避免在核电停运后再次出现大型机组不可用。

需求侧管理同样不可忽视。与其在系统失去平衡后实施强制限电，不如提前与大型工业用户签订有偿需求响应协议，在晚高峰或备用不足时主动降低部分非关键负荷。居民和商业用户也可以通过峰谷价格、空调温度管理及错峰用电减少系统压力。需求响应不是简单要求用户“节约用电”，而是将可削减负荷转化为一种能够参与市场并获得补偿的灵活性资源。

未来两至五年，罗马尼亚需要优先建设能够在晚高峰和突发停机时快速响应的灵活容量。电池储能的建设重点不应只是追求总装机数字，而应结合电网节点、可再生能源集中区、负荷中心和跨境通道进行布局。特别是在多布罗加可再生能源基地、核电送出区域以及电网拥塞节点附近，储能可以同时发挥调峰、备用、频率调节和延缓电网扩建的作用。

正在规划的天然气联合循环机组也需要加快实施。在能源转型阶段，燃气电源可以承担煤电退出后的可调度容量角色，但其定位应以调峰和容量保障为主，而不是长期高负荷替代煤电。随着黑海天然气资源开发和可再生能源比例上升，天然气机组可以成为核电、风光和储能之间的过渡性支撑。

与此同时，跨境互联线路和国内主干网必须继续扩建。罗马尼亚已经与匈牙利、塞尔维亚、保加利亚和乌克兰等系统互联，但跨境支援能力不仅取决于边境线路，还取决于国内电网能否将进口电力输送至真正缺电的负荷区域。提升互联容量、减少内部拥塞和完善区域协调调度，应当成为能源安全投资的重要组成部分。

从长期看，切尔纳沃德事件说明，过去按照历史水文数据设计的能源基础设施，未必能够适应未来更加频繁的极端干旱和热浪。罗马尼亚需要重新评估核电、水电和火电项目在不同气候情景下的运行可靠性，包括最低水位、冷却水温、连续干旱天数以及多个流域同时缺水的概率。

对于切尔纳沃德核电站，应研究更具韧性的取水和冷却方案，包括永久性取水口改造、河道工程、备用水源、冷却系统升级以及在极端低水位下的降功率运行策略。任何方案都必须以核安全和生态影响评估为前提，不能仅依靠临时疏浚或导流工程反复应对。

罗马尼亚还计划推进切尔纳沃德3号、4号机组、1号机组翻新以及小型模块化反应堆项目。核电扩张能够提供稳定的低碳电力，但新项目必须避免重复形成对单一河流和单一冷却条件的集中依赖。未来的容量规划不能只计算机组额定功率，还应评估不同电源在极端气候下的“可靠可用容量”。

多瑙河水位终将回升，但此次危机暴露出的电力系统脆弱性不会随之消失。当核电因冷却水不足而停运、水电因干旱减产、煤电加速退出，而风电和光伏又无法持续稳定出力时，罗马尼亚真正短缺的已不只是发电装机，而是能够在关键时段迅速响应、平抑波动并保障电网安全的灵活性资源。在这一背景下，储能不再只是新能源项目的配套设施，而正在成为连接发电侧、电网侧与电力市场的重要基础设施。

对于中国储能企业和投资机构而言，罗马尼亚市场的吸引力也正在发生变化。可再生能源装机快速增长、传统电源逐步退出、电价波动加剧、平衡与辅助服务需求上升，加之跨境电力交易和区域能源安全的重要性不断提高，共同扩大了独立储能的市场空间。具备成熟电池供应链、系统集成、工程建设及运营经验的中国企业，有机会通过项目投资、联合开发、设备供应和长期资产运营等方式参与其中。

当然，储能投资不能仅依赖极端事件带来的短期高电价，而应建立在对并网条件、节点拥塞、电价价差、辅助服务规则、容量需求和未来市场竞争的系统评估之上。真正具备长期价值的项目，应当拥有可靠的电网接入条件、清晰的许可路径、可持续的多元化收入结构，以及对电池衰减和市场价格变化的充分压力测试。

罗马尼亚当前面临的电力危机，既是一次能源安全警报，也释放出清晰的投资信号：随着传统电源退出与新能源增长同步推进，电力系统对灵活性资源的需求将由阶段性需求转向结构性需求。对中国投资者而言，现在正是深入研究罗马尼亚储能市场、筛选优质并网节点和提前布局可投资项目的重要窗口期。未来真正稀缺的，可能不再是新能源装机本身，而是能够在电力系统最需要的时候，稳定、快速并持续提供支撑的储能资产。

对于中国投资者而言，罗马尼亚储能市场究竟是值得提前布局的战略窗口，还是仍需等待政策和商业模式进一步成熟？欢迎在评论区分享您的观点。