热浪推高欧洲电价，罗马尼亚日前电力市场跻身最昂贵行列

高温与机组停运共同推升现货电价

强劲热浪带动空调和制冷用电需求升至异常高位，而多类电源出力同步下降，罗马尼亚因此成为欧洲日前电力市场中价格最高的地区之一。据Jurnalul报道，罗马尼亚日前市场周二交付的电价上涨48%，达到约178欧元/兆瓦时，折合约932列伊/兆瓦时。

在该媒体比较的市场中，只有意大利和塞尔维亚价格更高，分别达到198欧元/兆瓦时和185欧元/兆瓦时。匈牙利、克罗地亚的价格与罗马尼亚接近。Jurnalul援引euenergy.live的数据称，立陶宛和拉脱维亚涨幅最大，均为135%，其后是塞尔维亚的65%和希腊的57%。

此轮区域涨价同时受到需求与供应挤压。高温抬高用电量，创纪录的多瑙河低水位以及数台核电机组停运，则削弱了欧洲的基荷发电能力。罗马尼亚还面临风电出力消失、水电减产和多项发电资产无法运行，其中影响最大的是切尔纳沃德核电站1号机组停运。

晚高峰进口暴露调节能力短板

罗马尼亚在晚间用电高峰面临的压力尤其突出。前能源部长Sebastian Burduja表示，由于国内储能能力不足，罗马尼亚白天可能低价出口电力，晚高峰却要以极高价格进口。他对比称，罗马尼亚在复苏计划中仅为电池安排8000万欧元，而保加利亚投入6亿欧元，后者是前者的七倍以上。

由于供应商通过长期合同和短期采购组合获得电力，日前价格不会立即、完整地传导到居民账单。不过，能源部国务秘书Cristian Bușoi警告，如果供应持续紧张，晚间高价进口的成本最终会在旧合同到期、新合同签订后反映到终端价格。目前，电能成本约占罗马尼亚电费账单的55%，受监管费率和税费占其余45%。

Jurnalul称，提供新合同的供应商尚未宣布立即提价。因此，高温和发电缺口持续多久将成为关键。短期现货上涨可以由现有采购组合消化，但如果供应商长期以高价买电，成本转嫁给居民和企业的可能性就会提高。

跨境瓶颈扩大区域价差

东南欧与中欧之间的巨大电价差，再次引发市场对奥地利以东互联能力不足的关注。罗马尼亚、保加利亚和希腊的大型电力用户此前曾要求欧洲机构干预，并称奥地利—匈牙利方向的输电限制损害能源密集型产业的竞争力。三国企业在联名信中指出，该边境的可用容量在高峰时段多次降至0兆瓦。

这些企业还质疑欧盟对奥地利系统运营商APG给予的豁免。相关欧盟规则要求，在保证运行安全的前提下，至少70%的跨境输电容量应向市场开放。该豁免自2020年起生效，但联署企业表示，没有证据显示奥地利采取了足够措施改善电力流动，尤其是通往匈牙利的电力流动。

监管机构要求加强电网和灵活性

东南欧在2024年夏季经历长时间电价飙升后，欧盟委员会要求欧盟能源监管机构合作署评估预防措施。ACER于5月发布的报告覆盖斯洛文尼亚、克罗地亚、匈牙利、罗马尼亚、保加利亚和希腊。

报告建议加快部署提升电网能力的技术，加强计划停机和补救措施的区域协调，继续执行跨境容量至少开放70%的规定，推进基于潮流的市场耦合，加快电网投资，并减少小型灵活性资源进入市场的障碍。最新一轮涨价说明了这些措施的现实意义：当制冷需求上升，而风电、水电和核电供应同时下降时，储能不足与互联受限会迫使东南欧买家在最缺电的时段争购高价电力。