【罗马尼亚电力周报】2026年7月27–8月2日|能源市场动态与电价趋势分析

第31周(2026年7月27日至8月2日），罗马尼亚日前市场平均电价升至124.55欧元/MWh，较前一周116.56欧元/ MWh上涨6.9%。周最高电价由215欧元/ MWh大幅攀升至 305.75欧元/MWh，周最低电价大幅下探至1.39欧元/ MWh。

在本期周报跟踪的七大区域市场(罗马尼亚、保加利亚、匈牙利、捷克、德国、法国、西班牙)中，罗马尼亚周均价位居第2位。

本次电价大幅走高主要源于两大因素：一是多瑙河水位偏低，切尔纳沃德1号核电机组自7月28日起停机；二是罗马尼亚于7月31日发布覆盖整个8月的全国能源预警。受上述情况影响，该国大幅增加区域电力进口依赖；即便正午光照充沛、电力盈余时段电价近乎归零，也未能扭转全周电价上行趋势。

本周电价峰值305.75欧元/MWh，出现在周四中欧时间 20:00–21:00晚间用电爬坡时段；

本周电价谷值1.39欧元/MWh，出现在周日11:00–12:00，充足正午光伏发电形成电力盈余。

区域维度来看，匈牙利、捷克、西班牙本周电价运行区间相近。中东欧、东南欧全域同步遭遇高温与河道低水位问题，区域核电、水电发电能力同步受限，是各国电价走势趋同的核心原因。

本周均价124.55欧元/MWh 进一步拆分：

• 工作日均价：124.92欧元/MWh，较上周127.24欧元/ MWh小幅下跌。

• 周末均价：123.62欧元/MWh，较上周89.85欧元/MWh 大幅上涨。

工作日电价相对周末仅形成1.30 欧元/MWh的微弱溢价，供需紧张贯穿整周，打破往年周末低价规律。

峰谷价差(均值统计口径)：全周均值249欧元/兆瓦时、工作日均值262欧元/兆瓦时、周末均值216欧元/兆瓦时；本周最低电价1.39欧元/兆瓦时，最高电价305.75欧元/兆瓦时；

受切尔纳沃德(Cernavoda)1号机组自2026年7月28日起因多瑙河低水位停运导致核电出力削减约一半，以及干旱抑制水电发电量影响，周总发电量环比下降6.2%至890GWh(上一周为949GWh）。煤电与燃气电厂加大出力以填补缺口，电力系统由上一周的净出口39GWh 转为净进口95GWh。

这与2026 年7月31日发布的全国能源预警实时报道以及从保加利亚、匈牙利和塞尔维亚的大规模电力进口情况相吻合。

受夏季持续强光照推动，光伏发电量有所上升，而风力发电则整体保持稳定。

在本期周报跟踪的七大电力市场本周日前市场均价录得118欧元/兆瓦时，较上周110欧元/兆瓦时出现上行。中东欧、东南欧全域高温干旱同步压制罗马尼亚、匈牙利及周边电网的核电、水电出力，区域供给整体收紧。

数据说明：保加利亚、西班牙周六、周日电价为测算估值，捷克周末电价同理采用估算值；其余全部工作日电价均为真实成交数据。

匈牙利以127.77欧元/兆瓦时的周均价位列区域首位；法国依托稳定的核电、水电供给，价格在七大市场中最低，均价仅104.44欧元/兆瓦时。

捷克周度电价环比涨幅达14%，为所有样本中涨幅最高，该国同样受区域低水位、核电出力收缩的供需格局影响，行情走势与区域整体保持一致。

罗马尼亚全周走势与匈牙利和保加利亚紧密同步，这三个市场均受到干旱与高温导致核电及水电出力受限的共同推升。德国与法国分别受益于更强劲的风电与核电可用容量，交易价格持续低于中东欧及东南欧市场集群；其中，法国凭借充沛的核电出力和相对温和的用电需求，录得所跟踪的七个市场中的最低周均价。

从远期电价情景区间来看，受8月核电、供水危机影响，短期电价上行风险显著抬升，9月随气温回落、河道流量修复价格有望降温：

2026年8月(基准情景)：130–190欧元/MWh

假设切尔纳沃德2号机组稳定运行，多瑙河应急引水工程保障机组冷却用水，跨境进口通道保持通畅。

2026 年8月(风险情景)：230–310欧元/MWh

若匈牙利、保加利亚核电、水电出力同步恶化，区域整体电力供给收紧，晚间极端高价将常态化。

2026年9月：100–150欧元/MWh

高温消退制冷需求回落，多瑙河水位逐步恢复，切尔纳沃德 1 号机组具备重启条件，市场价格中枢明显下移。

核心驱动因素

多瑙河核电供水危机：切尔纳沃德1号机组自7月28日因河道低水位停机，罗马尼亚发布覆盖全8月的全国能源警戒；军方同步启动河道疏浚、控爆等应急工程，全力保障2号机组冷却水源。行业机构AEI测算，若两台核电机组同步受限，叠加周边国家核电、水电出力同步收缩，晚间现货电价或将持续触及229–305欧元/兆瓦时区间，为本报告 8 月风险情景区间测算依据。

区域水源连锁约束：多瑙河水位跌至数十年低位，不仅罗马尼亚水电减产，匈牙利帕克斯核电站、塞尔维亚杰尔达普水电站同步出力收缩，区域可调剂电力规模大幅缩减，进一步抬高罗马尼亚对外购电依赖与采购成本。

风光日内供给结构性局限：光伏发电仅正午时段形成电力盈余，无法弥补晚间负荷缺口；风电出力天然波动，难以对冲核电、水电刚性供给减量，日内电价两极分化格局短期无法缓解。

季节性用电需求变化：8月持续高温将推高制冷负荷，维持系统高用电水平；进入9月后气温回落，全社会用电需求将自然下行，供给压力同步缓解。

天然气与碳价长期成本支撑：为填补核电、水电缺口，燃气、煤电顶峰常态化保供，持续抬升天然气消耗成本；欧盟碳排放交易体系碳价维持高位运行，为中长期电价形成底部支撑。