【罗马尼亚电力周报】2025年11月24–11月30日 | 电力市场动态与电价趋势分析

在2025年11月24日至11月30日期间，罗马尼亚电力市场呈现“价格上行、成交活跃”的运行特征。日前市场平均电价继续上涨，总成交量大幅增加，显示市场需求持续强劲。短周期交易活跃度进一步提升，15分钟与60分钟日内交易均呈增长态势，对系统灵活性调节及可再生能源消纳发挥了重要作用。双边合同市场交易虽集中且规模有限，但价格稳健，天然气市场仍保持低活跃状态。本周欧洲日前市场电价呈现明显区域分化，北欧低位稳定，中欧及南欧维持高位，罗马尼亚电价位列欧洲前列。以下报告将从日前市场、日内市场、电力双边合同交易、可再生能源与绿电交易市场及欧洲电价走势等方面进行系统分析。

2025年11月24日至30日，罗马尼亚电力市场呈现出明显的结构性特征：总体电价上行，日前市场 (DAM) 平均电价达到127.11欧元/兆瓦时，较上周上涨8.09%，总成交量增幅高达46.91%，达到419,667.2兆瓦时，峰段与谷段成交量均显著增加，显示市场对峰谷调节的活跃需求。日内市场 (IDM) 60分钟与15分钟交易量均出现增长，IDM–60分钟买卖双方电量波动明显，其中11月29日和30日交易最活跃；IDM–15分钟成交量显著提升，占预测负荷比重维持在0.61%–1.11%之间，体现出市场对短周期调节和实时响应的依赖。相比之下，双边合同市场交易分散、成交日有限，价格保持坚挺，天然气市场依旧低活跃，本周未出现任何成交记录。整体来看，现货市场活跃度提升，中长期交易集中度高，短周期交易在电力供需平衡中的核心作用进一步增强。

2025年11月24日至30日，罗马尼亚日前市场 (DAM) 电价延续上行趋势，全周平均电价达到127.11 欧元/兆瓦时，较上周上涨8.09%，单日电价在102.42至156.83欧元/兆瓦时之间波动，其中11月26日达到最高156.83欧元/兆瓦时。尽管价格整体上涨，但成交量显著增加，总成交量达到419,667.2兆瓦时，环比增长46.91%，卖方申报总量434,444.0兆瓦时 (+47.05%)，买方申报总量142,156.6兆瓦时 (-13.61%)。DAM在系统预测负荷中的占比升至40.40%，显示现货市场在供需匹配与资源调度中的作用进一步加深。

随着15分钟粒度交易全面实施，短周期市场活跃度持续提升，本周最高15分钟电价达到362.76欧元/兆瓦时，最低为12.78欧元/兆瓦时，成交功率介于1,606.1至3,220兆瓦，价格波动明显，反映出可再生能源发电波动对短周期电价的影响，同时高频交易正逐渐成为系统灵活性调节的重要手段。

本周罗马尼亚日内市场 (IDM) 交易活跃，60分钟间隔交易价格在118.04至129.79欧元/兆瓦时之间波动，成交量呈增加趋势，其中11月29日和30日交易最为活跃，单日成交量最高达到5,563.4兆瓦时，占预测负荷比重约10.90%。

15 分钟间隔交易亦稳步增长，价格区间在102至122欧元/兆瓦时之间，卖方成交量峰值877.8兆瓦时，买方成交量峰值702.2兆瓦时，占预测负荷比重约0.61%–1.11%。

虽然日内市场总体规模仍低于日前市场，但短周期交易在应对实时波动、调节系统灵活性方面的作用日益显现，显示出市场对快速响应与灵活调度的依赖进一步增强。

本周，罗马尼亚电力双边合同市场交易相对集中且规模有限。灵活延展拍卖机制 (CMBC-EA-FLEX) 本周仅在11月26日产生交易，成交量87,600兆瓦时，加权平均电价125.66欧元/兆瓦时；

连续拍卖机制 (CMBC-CN) 在11月24、26、28日出现成交，成交量介于3,720至10,800兆瓦时，平均电价127.77–135.55欧元/兆瓦时。

OTC合同市场 (CM-OTC) 在11月25–27日也有交易，成交量最高7,440兆瓦时，加权平均电价124.75–127.63欧元/兆瓦时。

整体来看，双边合同市场交易量仍低于现货市场，但价格普遍高于日前市场均价，反映中长期电力需求稳健，而短周期现货交易在市场总活跃度中的主导地位愈发明显。

2025年11月24日至30日，短周期市场对可再生能源波动表现出较高敏感性，15 分钟交易价格离散性明显。本周绿电交易仅在11月25日出现，成交量2,009MWh，加权平均价格78.60欧元/MWh，成交绿证数量8,035张，其他工作日未见成交。尽管交易规模有限，但随着风光发电波动，短周期电价仍可能持续呈现高敏感性。市场对灵活调节和快速响应的依赖进一步增强，显示短周期交易在可再生能源消纳以及系统稳定性调节中的作用正在持续上升，并成为保障电力系统平衡的重要机制。

2025年11月24日至30日，欧洲日前市场电价呈现明显区域差异。北欧地区电价保持低位，挪威各区域电价在47.01–78.88欧元/兆瓦时 之间，瑞典各区域电价在52.81–84.78欧元/兆瓦时，芬兰为59.74 欧元/兆瓦时，丹麦两区域分别为103.92与106.19欧元/兆瓦时，得益于水电和风电出力稳定，北欧供应宽松，区域间价格差距较小，整体低位且保持稳定，本地区仍以净出口为主。

西欧地区电价整体中等偏高，法国各区域价格在72.07欧元/兆瓦时左右，西班牙和葡萄牙分别为70.10和69.76欧元/兆瓦时，比利时和荷兰分别为96.24和97.91 欧元/兆瓦时，受益于风电出力充足、跨国互联顺畅及核电供应稳定支撑，整体电价相对稳定。

中欧地区电价普遍在130–155.60欧元/兆瓦时区间，捷克133.32欧元/兆瓦时，匈牙利138.73欧元/兆瓦时，斯洛伐克140.19欧元/兆瓦时，奥地利134.36欧元/兆瓦时，立陶宛与拉脱维亚均为145.59欧元/兆瓦时，整体价格较上周略有上升，主要受气温下降导致用电需求回升及火电和燃气发电边际成本上升影响。

东南欧及南欧地区电价维持高位水平，意大利各区域127.17–133.26欧元/兆瓦时，瑞士128.84欧元/兆瓦时，塞尔维亚135.90欧元/兆瓦时，北马其顿136.33欧元/兆瓦时，罗马尼亚和保加利亚分别为136.76与136.78欧元/兆瓦时，高价主要受到天然气发电成本上升、冬季用电负荷增加以及部分可再生能源出力波动影响，其中罗马尼亚和保加利亚电价位列欧洲最高水平。

本周市场运行显示罗马尼亚电力体系在短周期波动和冬季负荷增长下保持较高韧性。日前市场成交量大幅增加，价格整体上行，为市场参与者提供了明确价格信号；日内市场和15分钟交易活跃度持续提升，有效支撑了系统灵活性调节与峰谷平衡。双边合同市场交易集中且价格坚挺，为中长期成本管理提供保障。可再生能源发电在短周期市场中表现出较高敏感度，交易机制有效吸收了风光出力波动对系统的影响。欧洲日前市场电价呈现“北低南高”格局，反映区域能源结构差异及冬季用电需求的影响。总体来看，本周市场运行平稳有序，现货与短周期市场活跃度充足，系统灵活性充分，能够有效应对即将到来的冬季高负荷阶段的波动。

【干货】罗马尼亚电力平衡成本及其市场运作详解

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