编者按：今年以来，全球多条关键贸易通道遭遇地缘政治冲突与极端天气的双重冲击。中东局势持续动荡，霍尔木兹海峡通航不确定性高企，作为海湾原油重要替代出口通道的沙特东西管道，近期也因遭遇安全扰动而采取预防性关闭措施。

如果说关税和地缘政治是可控冲击，那么气候变化则是不可控并具有破坏性的力量。世界气象组织通报，厄尔尼诺事件已确认出现，将在数月内发展为超强厄尔尼诺事件，气候风险将持续至2027年。英国《金融时报》评价称，“人人都知道气候变化是一种风险，但不太了解的是，气候变化已成为最具系统重要性的地缘战略力量。”极端天气和地缘风险深度交织，使得航运网络和发电系统的脆弱性集中暴露，正全方位考验全球能源供应链的韧性。本期专题聚焦关键贸易通道、电力系统、燃料供需格局等方面运行动态，梳理能源、化工、矿产等大宗商品的差异化传导路径，系统观察地缘政治冲突与极端天气交织下，全球能源化工市场正经历的结构性挑战。

关键贸易通道受阻加剧能源供应风险

●庞晓华

全球能源化工行业市场信息服务商安迅思近期表示，曼德海峡、霍尔木兹海峡航运受阻，推高了替代贸易线路的战略地位，而气象灾害又给全球航运带来了新风险。

具体而言，中东冲突、气候风险共同阻碍了原油与成品油出口通道，导致航运延误、供应偏紧，并对原油基准价格形成支撑。此外，受美洲厄尔尼诺、欧洲持续高温干旱影响，巴拿马运河与莱茵河水位已双双走低，关键航道受阻进一步造成船舶通行延误。

莱茵河水位跌至新低使物流承压

近期，欧洲最繁忙的内河航道——莱茵河水位跌至1880年有记录以来最低点，原油、成品油及大宗商品内陆运输遭遇危机。德国联邦水道与航运管理局（WSV）表示，8月17日，莱茵河中游河段水位降至11厘米。

近年欧洲高温、干旱频发，已扰乱北海进口枢纽往返德国、瑞士内陆炼化基地的石化原料运输。莱茵河水位下降后，船舶载货量被压缩、运费抬升、运输周期拉长，常规可运载2500吨货物的大型内河驳船，受吃水限制，需根据实际水位将载货量削减25%~50%。

原料供应受限使得多套蒸汽裂解装置被迫降低开工率，或以技术许可的最低负荷运行。极端高温还会带来多重负面影响，如冷却效率下降、河流水温升高、用电需求攀升等。

莱茵河的汽油、石脑油、中间馏分油运输受限，拉大了区域价差。部分货源充足的地区价格承压下行，而供给紧张的地区价格则上行。高度依赖莱茵河物流的德国南部、瑞士市场，与沿海枢纽相比，出现明显的价格升水，而物流中断也为有备选运输渠道的贸易商带来套利机会。

德国莱茵河沿岸目前分布4套蒸汽裂解装置，乙烯合计产能约360万吨/年。与bp、壳牌的一体化工厂相比，英力士、利安德巴塞尔的独立裂解装置更易受到原料供应中断的冲击。

若干旱延续，叠加年底假期来临带来的季节性需求回升，莱茵河沿线物流受限状况将进一步恶化。

巴拿马运河遭遇新一轮干旱危机

中东航道受阻后，巴拿马运河成为美国墨西哥湾货物运往亚洲的关键通道。但当前该运河正遭遇强厄尔尼诺现象，打破了加通湖的降雨规律与水位平衡，而加通湖正是巴拿马运河船闸的供水来源。

经历2023年特大干旱后，巴拿马运河的水资源状况有所改善。虽然尚未限制该运河通行船舶总量，但巴拿马运河管理局已出台船舶吃水限制草案，即8月26日起，新巴拿马型船闸最大允许吃水48英尺（14.63米）；9月3日起，下调至47.5英尺（14.48米）。

新规抬升了航运成本。多家航运公司已加收巴拿马运河干旱附加费，且吃水超标的船舶过闸前必须卸载部分货物减重。据测算，吃水每降低10厘米，单次航行成本最高可增加40万美元。

与此同时，霍尔木兹海峡、曼德海峡通航受阻，市场对巴拿马运河的通行需求暴涨，导致该运河拥堵加剧。没有提前预约船期的船舶，锚地等待延误可达3~7日；部分船东选择绕道好望角，航程直接增加10日以上。

需求激增也推高了过闸竞拍费用。4月，巴拿马运河船期紧急拍卖溢价，从常规的30万~40万美元/航次飙升至创纪录的400万美元/航次。

运费上涨、航程拉长、吃水受限三重因素叠加，将收紧美国原油、液化石油气（LPG）、天然气凝析液流向亚洲的供给，抬高亚洲买家的到岸成本，拉大亚洲与美国墨西哥湾的价差，利好石脑油等替代原料在亚洲市场的竞争力。

地缘冲突推高油轮运费

由于曼德海峡与霍尔木兹海峡持续受中东冲突影响，全球油轮运费、海上保险费居高不下。

2月13日~3月6日，中东海湾发往亚洲航线的运费暴涨270%，船东需要更高收益覆盖运营成本与风险溢价。后续运费虽有所回落，但仍显著高于中东冲突前水平。7月24日~31日，关键航道商船接连遇袭，中东海湾至亚洲运费再度上涨20%，不过涨幅不及冲突刚爆发时的峰值。

保险成本抬升、航程延长、船舶改道共同推高了海运总开支。即便中东原油产量保持不变，上述因素也会造成流通瓶颈，支撑油价上行。若后续外交斡旋促成霍尔木兹海峡全面开放，运费有望回落，但船东与保险公司仍会将地缘政治风险计入定价，运费或将长期高于历史均值。

与此同时，运输成本抬升直接增加了原油到岸成本，高度依赖中东进口原油的亚洲炼厂被迫承压，要么自行消化额外增加的物流成本，要么高价采购替代货源，整体推高了国际油价。亚洲买家转而采购无须途经中东航道的原油，推动美国米德兰原油相对海湾原油的溢价持续走高。9月10日，WTI相对迪拜原油溢价达到7.5美元/桶；而去年同期，迪拜原油较WTI溢价4美元/桶。

当然，运费只是影响油价的因素之一，实物供给、欧佩克+产量政策、库存水平、需求增长仍是决定油价走势的核心变量。

厄尔尼诺令可再生电力系统“看天波动”

根据世界气象组织通报，赤道中东太平洋5月已进入厄尔尼诺状态，7~9月迅速成为强厄尔尼诺，并可能在北半球秋冬季达峰，或将达到“超强”等级。同时，2026年底的厄尔尼诺将显著提升2027年成为有纪录以来最暖年份的可能性。

美国国家海洋和大气管理局气候预测中心的研判也佐证了这一趋势：当前厄尔尼诺仍在持续增强，9~11月出现超强厄尔尼诺的概率超过90%，相关影响将持续至2027年北半球春季。

厄尔尼诺是赤道太平洋大范围海域海温异常偏暖的气候现象，会直接扰动整个热带大气环流。环流偏移后，全球气压带、风带随之调整，最终作用到4个直接影响发电效率的变量上，即云量、风速、降水、融雪，使得可再生电力系统从“稳定输出”变成“看天波动”。

厄尔尼诺会导致赤道、副热带区域云量增加，受影响地区的太阳辐照量随之下降。世界银行数据显示，厄尔尼诺期间，对应区域太阳辐照量普遍下降10%~20%。以一座装机容量为100兆瓦的光伏发电站为例，按照电价为0.05美元/千瓦时测算，若连续3个月太阳辐照量下降15%，营收将损失约54万美元。

英国物理学会的《环境研究快报》指出，在发生厄尔尼诺现象的冬季，欧洲地区风电量较气候中性年与发生拉尼娜现象的冬季低8%~12%。

水电是当前全球第一大可再生电力来源，也是能源行业中受厄尔尼诺冲击最直接的板块。在2026年~2027年的厄尔尼诺事件中，巴西、哥伦比亚、赞比亚、津巴布韦和湄公河沿线国家将面临最高的水电供应风险。美国国家海洋和大气管理局气候预测中心表示，本次厄尔尼诺事件的干旱模式大概率与2015年~2016年相近，对中美洲、南美洲北部的影响会进一步放大。

不过和2015年相比，巴西今年的水文条件更好，年中东南部—中西部水库库容约65%，而2015年同期仅40%。此外，2015年后巴西新增25吉瓦的风电、光伏发电装机容量，通过推进电力来源多元化降低了对水电的依赖。强厄尔尼诺引发的持续干旱将迫使巴西重启火电弥补供电缺口。PSR能源咨询机构预测，2026年~2027年的强厄尔尼诺或推动巴西电价上涨50%~80%。

相比之下，哥伦比亚的电力系统更脆弱。今年年中，哥伦比亚水库水位接近季节均值，但在强厄尔尼诺影响下，为水电站供水的安第斯流域降雨量缺口将达到30%~40%。国际能源署《2026气候韧性评估报告》已将哥伦比亚水电列为全球受厄尔尼诺影响最大的能源资产之一。

对于全球电网运营商而言，2026年~2027年的厄尔尼诺是一次气候韧性实战检验。美国国家海洋和大气管理局的气候预测系统可提前6~9个月输出厄尔尼诺—南方涛动（ENSO）演变概率，为水电调度、火电备用采购、新能源发电预估等季节性电源规划提供依据。问题在于，依赖水电的国家，其电网运营商能否利用窗口期落实备用电源、优化水库调度、向用户提示电价风险。2023年~2024年的厄尔尼诺事件证明，提前应对的成本仅为事后应急处置的1/3，这套成本逻辑在2026年~2027年的新形势下同样适用。（王 东)

极端天气重构大宗商品供需格局

●杨永明

世界气象组织近日发布通报，作为衡量厄尔尼诺强度的核心指标，赤道中东太平洋海表温度较常年平均水平已偏高1.5至2摄氏度以上，且在7月下旬至8月中旬期间继续攀升，预计今年11月~12月达到峰值，形成一次超强级别厄尔尼诺事件，并成为有观测记录以来最强的一次。该组织预测，相关极端天气风险将持续至2027年。

随着厄尔尼诺持续增强，全球能源化工市场已将这一气候信号纳入今明两年大宗商品供需评估的核心考量。当前全球原油市场面临库存下降和地缘供应约束，天然气市场则呈现美国供应增加与欧洲库存偏低并存的区域差异，这决定了厄尔尼诺对全球能源化工市场的影响，不会简单表现为全面涨价或下跌。短期内，暖冬预期会压低天然气、煤炭和取暖用油需求；明年春夏，高温、降雨变化可能再次推高发电燃料需求。如果干旱、洪水或低水位同时影响航道通行和工厂运行，局部供需缺口还会通过运输成本扩散至更广的区域市场。

暖冬预期主导短期定价逻辑

欧洲和东北亚市场的取暖需求对气温变化高度敏感，今年若出现强暖冬，居民取暖、商业用气和部分燃气发电需求都会受到抑制。欧洲风电量若增加，燃气发电需求还会进一步减少。

路透社近日报道称，欧盟当前天然气库存为67%，处于历年同期低位，低于欧盟此前提出的80%库存目标；亚洲现货液化天然气（LNG）价格已接近30美元/百万英热单位，欧洲和亚洲买家仍在持续争夺有限的灵活LNG货源。市场对暖冬的预期能降低取暖需求，却不能立即补充欧洲天然气库存，也无法消除LNG进口端的地缘供应风险。若寒潮持续时间超出预期，偏低的天然气库存水平会迅速放大价格波动幅度。

欧洲气价可能因此呈现“暖冬压价、风险托底”的走势。暖冬出现时间越早、持续时间越长，欧洲越有机会减少库存消耗，LNG进口压力也会下降；如果初冬气温迅速转冷，或中东供应和海上运输继续受限，市场将重新争夺美国、挪威等地的现货资源。美国至东北亚的LNG运输航程约45日，虽然跨区调货能提供一定缓冲空间，却很难及时应对突发的短期寒潮冲击。

美国能源信息署（EIA）预计，10月底美国天然气库存比5年均值高5%，2026年LNG出口量将达到174亿立方英尺（约合4.93亿立方米）/日，2027年将升至186亿立方英尺（约合5.27亿立方米）/日。美国天然气产量增长和高库存有助于减少国内气价波动，但出口终端扩张也使国内市场与全球市场的联系更紧密。后续寒潮、高温若影响气井、管道和液化设施运行，美国气价、LNG出口报价和亚洲到岸价格会同步波动。

煤炭市场同样率先受到暖冬预期的影响。北半球冬季气温偏高会减少采暖煤和部分燃煤发电需求，库存和进口采购节奏可能暂时放缓。但对澳大利亚、印尼和南非等煤炭出口地区而言，极端天气带来的煤炭生产、运输风险仍需单独评估，煤炭价格短期走弱并不意味着供应端风险消失。

石油市场受厄尔尼诺的影响相对间接。美国能源信息署预计，今年下半年布伦特原油均价约90美元/桶，明年均价将回落至74美元/桶，当前油价的核心支撑仍是库存下降、地缘冲突和供应恢复预期。天气变化难以单独改变原油市场的中期趋势，但会影响汽油、柴油、航煤和取暖油的区域需求。今冬即使原油价格承压，成品油裂解价差和区域价差仍可能因气温异常出现短期波动。

明年春夏高温或推高发电燃料需求

暖冬压低的能源需求，不会形成跨季度的趋势性走弱，反而可能为明年春夏的发电燃料缺口埋下伏笔。厄尔尼诺的海温峰值、降雨分布和区域气温变化并不完全同步，暖冬带来的需求下降并不意味着下一季能源需求走弱。对能源市场来说，冬季结束后需要重新评估高温时长、制冷负荷、水电量和燃料库存的综合变化。

当前全球用电需求持续增长，正在放大天气变量对燃料市场的影响权重。美国能源信息署9月预计，美国2026年和2027年用电量将分别达到4.135万亿千瓦时和4.211万亿千瓦时，数据中心建设和制造业扩张是主要增量来源。在电力需求持续增长的情况下，气温每上升一个台阶，空调负荷对天然气、煤炭和电力现货市场的拉动作用都会更明显。高温持续时间越长，库存和发电燃料采购的压力越容易从夏季延伸至秋季。

从交易节奏看，2027年春夏可能出现两种情况：一是暖冬降低欧洲库存消耗、天然气需求和进口量偏弱，气价下行压力延续；二是暖冬之后出现高温、少雨和水电量不足，欧洲及亚洲发电用气量增加，LNG采购再次升温。若此时全球LNG新增供应尚未完全释放，市场可能从“需求走弱”快速切换到“发电燃料偏紧”的状态。

因此，判断厄尔尼诺对明年能源市场的影响，应重点跟踪四方面数据：欧洲和亚洲气温、降雪及降雨预测；天然气和煤炭库存；主要经济体电力负荷和水电量；LNG装船量、港口作业效率和跨洋船期变化。

化工原料涨价取决于供给收缩

当前全球部分基础化工产品仍面临需求恢复慢、产能释放和利润收窄压力，油气价格上涨未必能完全传导至下游产品价格。只有当极端天气冲击同时压缩原料供应或限制工厂开工能力，化工产品价格才可能出现明显的区域性上行。

天然气对合成氨、甲醇等产品具备燃料和原料的双重属性。若气价今冬回落，化工企业的边际成本会得到阶段性缓解；若寒潮或供应中断促使气价反弹，成本和开工率压力会迅速向氨、甲醇及相关氢基化工产品传导。

美国能源信息署数据显示，2021年2月，美国乙烷消费量较1月下降65.4万桶/日，至121万桶/日，为2017年10月以来最低水平。低温导致天然气产量下降、工业用户供气中断，得克萨斯州石化裂解装置和路易斯安那州部分装置被迫停产，乙烷向乙烯转化受阻，聚乙烯、树脂等下游产品供应随后受到影响。这一案例说明，化工市场需要观察的是天气变化是否超出装置运行和原料供应的临界点。

对炼化和烯烃产业而言，原油、石脑油、液化石油气（LPG）和乙烷之间存在一定替代关系，但装置结构和原料可获得性决定了替代速度。当前油价受到地缘政治和库存因素支撑，化工产品需求却未必同步改善；如果炼厂维持较高开工率，石脑油和LPG价格会对烯烃成本形成推动作用，如果下游订单不足，企业可能通过降低负荷来压缩原料采购。天气冲击在这里更多表现为利润和开工率变化，未必表现为全球化工产品价格同步上涨。

高温、干旱和洪水还会影响化工企业的冷却水、电力和装置负荷。对连续运行的化工装置而言，极端天气一旦制约冷却系统、电力供应或生产负荷，企业往往通过降负荷、调整产品结构和优化检修来应对，随后才可能影响区域现货供应。原料、装置和物流同时收紧，价格传导将明显加快，区域价差可能大于全球均价涨幅。

水电量减少与矿区扰动形成双重冲击

厄尔尼诺对大宗商品的冲击不会止步于能源化工市场，它会通过水电短缺推升电力成本、极端降水扰动矿区开采及物流两条路径，进一步向全球矿产品供应链传导，而铜、铝、锂等算力相关金属当前本就处于紧平衡状态，微小的供给扰动就可能被市场放大。

铜受冲击最直接。智利和秘鲁合计贡献全球35%~40%的铜矿产量，异常降雨冲击矿区物流与电力设施；赞比亚和刚果（金）则以水电为主，冶炼环节因干旱面临限产威胁。

铝的供给逻辑集中在原料端与电力端。几内亚铝土矿产量占全球总产量的1/3以上，出口管制叠加旱涝急转，将干扰开采和运输。电解铝环节则受水电约束——全球电解铝能源中水电占比接近1/3，电力成本占生产成本的30%~40%，水电量下降将直接推高电力成本。

锂的脆弱性在于工艺。据智利外交部数据，2025年，智利锂产量占全球总量约19%，生产以日晒蒸发为主，异常降雨会稀释蒸发池浓度、延长生产周期。厄尔尼诺可能使当地降水量大幅增加、蒸发效率明显下降，由于供给弹性小，小幅减量就可能明显推高价格。

锌和镍同样面临水电受限的问题。锌冶炼对电力稳定性要求较高，南美和非洲部分锌矿区与铜类似，同样受电力制约；印尼镍矿区则需要关注强降水引发的泥石流和道路运输中断风险。

水位下降与船期变化放大区域价差和到岸溢价

对能源化工原料而言，商品能否按期抵达同样重要。无论是能源还是矿产的供需缺口，最终都会通过全球运输网络进一步放大，极端天气对航道、港口通行效率的影响，会把局部区域的供需矛盾扩散成跨区域的价差行情。厄尔尼诺导致的干旱会影响河道和运河水位，暴雨、洪水和风暴则可能影响港口、铁路和公路作业。运输环节一旦受到约束，市场首先变化的往往是运费、滞期费、保险费和区域升贴水，随后才传导至商品价格。

以巴拿马运河为例，受降雨不足和水位下降影响，9月初运河每日通行量调整为34艘，9月15日起进一步降至32艘，并计划10月起将日均通行量降至29.5艘，较8月减少18%。2023年干旱期间，运河日均通行量从38艘降至22艘，船舶排队和吃水限制推高了LPG运输价格。

巴拿马运河的价值在于缩短航程，限航后，LNG、LPG和成品油船舶需要等待、降载或改道。若红海绕航、霍尔木兹被封锁和巴拿马限航同时存在，船舶调度空间进一步收窄，能源化工原料的到岸溢价可能持续更长时间。

不同于以往单一气候事件的影响，本次超强厄尔尼诺叠加地缘供应约束、全球电力需求爆发、供应链重构的背景，对大宗商品供需格局的影响不是单一品类的短期行情波动，而是贯穿能源、化工、矿产与全球物流体系的系统性变量，产业参与者唯有动态跟踪全链条信号，方能在复杂市场中精准识别真正的结构性缺口。

（作者单位：中能传媒能源安全新战略研究院）

高温与干旱对主流发电形式的冲击

●李忠东

近年来全球气候变化加剧，极端高温事件越发频繁，持续推高用电负荷，对主流发电形式造成冲击。今夏，欧洲多地气温突破40摄氏度，引发连锁性能源问题。英国能源与气候政策研究机构Carbon Brief通过实测数据与行业调研，系统梳理了核电、气电、风电、光伏发电及储能系统在高温天气下的运行表现。

核电：高温制约冷却效率

高温、干旱对核电占比较高的国家影响尤为突出。7月，法国57座核反应堆中有3座紧急停机、7座降载运行。欧洲多国均受波及，多瑙河水位因持续干旱大幅走低，罗马尼亚、匈牙利多座核反应堆受限停机，瑞士也因河水温度超标关停了在运核电机组。

核电在高温期间停机、降载并非由于设备技术故障，而是受生态环保法规约束。世界核协会发言人亨利·普雷斯顿解释称，核电站排水温度有严格的法律上限。高温天气下，冷却水换热效率下降、排水升温，机组为合规会自动降载或停机。但在能源极端紧缺场景下，相关环保法规可临时豁免，以平衡生态保护与能源保供需求。

短时高温的影响具有可逆性，热浪消退、水温回落后，核电即可快速恢复满负荷运行。但干旱的负面影响更持久，因缺少降雨，多瑙河低水位问题数周仍难解决，将东欧多国推向能源紧急状态边缘。8月数据显示，东南欧共有2.44吉瓦核电容量因干旱离线，占该区域核电装机总容量的40%。

但从全球年度发电总量看，高温导致的核电短时停机影响极小。气温每升高1摄氏度，核电循环效率仅下降0.6%~1%，损耗幅度可控。不过，核电单体装机容量大、区域集中度高的特性，会放大局部能源供应风险。如受多瑙河水位持续下降影响，罗马尼亚切尔纳沃德核电站最后一个运行机组8月13日停机，电力缺口需由替代能源和进口电力填补。

气电：效率下降叠加成本压力

燃气电厂一直被视为调峰保供的主要电力来源，但作为热发电技术，同样难以规避极端高温的冲击。美国忧思科学家联盟研究指出，高温天气下，燃气电厂的峰值供电能力会大幅缩水，难以持续承担电网兜底重任。

高温会从两个维度削弱燃气发电效率。首先，燃气机组依靠空气助燃，高温热空气密度更低，同等体积下氧气含量不足，导致天然气燃烧效率下降、发电受限；其次，联合循环、蒸汽循环燃气电厂需水体冷却降温，高温缺水环境会制约机组散热能力。数据显示，当环境温度达到40摄氏度时，燃气电厂容量较20摄氏度的标准工况下降13%，整体发电效率下滑7%。

高温还会损伤输电线路。英国官方数据显示，气温每升高10摄氏度，输电线路容量下降16%，发电端、输电端的双重损耗会进一步加剧电网压力。

欧洲今夏出现破纪录高温，英国、法国多家燃气电厂降容量运行。大众普遍认为燃气发电可靠的主要原因是机组整体装机容量充足，如英国燃气机组平均利用率仅40%，常规场景下可启动备用机组弥补损耗。但这种兜底方式代价极高，极端高温下需启动高成本备用机组，会大幅推高电力采购成本与居民能源账单，本质上是用额外的经济成本弥补高温下的发电缺陷。

风电：受制于风能能量密度衰减

极端高温多伴随大气高压静稳天气，形成“热穹顶”气象效应，导致近地面风速骤降，风能能量密度随之衰减，形成“低风速+低能量密度”的双重压制。

统计数据显示，1980年~2023年，全球3/4区域存在“高温对应低风速”的气候规律，其中欧洲、北亚、澳大利亚最明显，热浪期间风电量平均暴跌30%~50%。仅亚马孙平原、北美大平原等少数区域，高温天气时风电量略有提升。

6月，英国风电在总发电量中的占比从30%骤降至15%，成为电网承压的诱因。6月24日，英国遭遇极端高温，电网运营商Neso为平衡供需被迫以每兆瓦时1400英镑（约合1.27万元人民币）的天价进口电力，电价为2025年同期均值的20倍。

但风电的夏季短板并未对电网造成持续性冲击，因为季节性波动可预判，且与光伏发电形成互补。英国能源智库Ember分析师克里斯·罗斯洛指出，风电具备“冬高夏低”特征，夏季风电衰减已被纳入电网规划考量。高温天气普遍晴朗少云，光伏发电能精准弥补风电缺口，形成风光互补的稳定供电体系。因此，风电仍被英国认定为气候韧性较高的发电技术。

光伏发电：出现小幅效率损耗

高温会小幅降低光伏电池的转换效率，但损耗幅度温和，且可被超长日照、无云晴天的发电增量覆盖，是高温期间最稳定的电力增量来源。多项研究数据证实，温度每升高1摄氏度，光伏电池发电输出仅下降0.4%~0.5%。

更关键的是，光伏发电曲线与热浪期间的用电需求高度契合。夏季高温的用电峰值集中在午后，这正是光伏发电最强时段，能精准匹配空调制冷用电需求。在储能配套体系的加持下，光伏发电成为热浪期间压低日间电价、保障电力供应的支柱。

光伏系统的短板集中在傍晚时段，日落后光伏发电量衰减，但地表余温仍偏高，居民用电需求居高不下，形成傍晚用电尖峰出现电力缺口的矛盾，需依靠燃气发电、储能系统补位。若叠加气价高企，极易出现傍晚电价暴涨的情况，这也是高温期间电网调控的难点。

储能：高温运行存在技术瓶颈

在各类发电来源均受高温影响的背景下，储能成为平衡电力供需、平抑电价波动的关键配套技术。国际能源署（IEA）数据显示，2025年，全球新增电池储能装机容量逾108吉瓦，规模化储能布局成为各国电网应对极端天气的重要举措。

储能系统日间可存储富余的光伏电力，并在傍晚、夜间用电高峰释放，有效缓解机组调峰压力、抑制电价飙升。2024年美国加利福尼亚州高温期间，光伏+储能的组合成功保障了区域电力稳定供应。

但储能系统同样面临高温挑战，主流锂电池存在最佳运行温度区间，极端高温会降低电池充放电效率、加速组件老化，长期超高温运行可能超出内置冷却系统负荷，存在热失控的安全隐患。超过40摄氏度的持续极端高温会迫使储能系统增加冷却能耗，缩短运行时长。此外，依赖水资源的抽水蓄能电站极易受高温干旱导致的水位下降影响。

未来极端高温或将常态化，电力系统必须提升适配能力。Ember欧洲项目主管帕维尔·奇扎克表示，电池储能、跨区域电网互联、需求侧响应、动态电价机制，是适配极端高温天气的主要解决方案，需全面纳入电网顶层规划。极端高温下的电价暴涨，本质上是电力系统灵活性不足的集中体现。推动多元技术协同布局，构建风光储互补的电力体系，才是应对极端气候、保障能源安全的核心路径。

中东冲突使超大型油轮运费突破百万美元

本报讯 彭博社援引波罗的海交易所数据报道称，8月底，沙特至中国的超大型油轮（VLCC）航线日运费飙升至65.6万美元，创历史新高。截至9月17日，沙特至中国的超大型油轮日运费进一步攀升至121.3万美元。

受中东冲突持续升级影响，近期多数船东不愿安排船只穿越霍尔木兹海峡，海湾产油国的原油出口商只能争夺市场上数量有限、愿意承担航行风险的运力资源，而选择该航线的船东因此获得极高的风险溢价。

穿越霍尔木兹海峡只是当前运输航程的第一段。生产商先用小型油轮通过霍尔木兹海峡运输原油，随后将货物转运至停泊在波斯湾以外安全水域的超大型油轮上。这一操作实际上产生了两笔运费：一笔是穿越霍尔木兹海峡的运输费用，另一笔是后续将原油运往亚洲东部等目的地的运输费用。

油轮市场参与者透露，相关成本近期还在上涨。即便霍尔木兹海峡外的常规航线，运费也在持续攀升。近期，从阿曼驶往中国的油轮日均运费约22万美元，而7月仅为13.1万美元。

红海袭击加剧了这一压力，沙特不得不将部分原油转运至地中海和非洲周边地区，使得前往亚洲东部的航程增加约30日。贸易商估计，霍尔木兹海峡每日外流原油为600万~800万桶。高盛则认为，当前流量约为冲突前水平的2/3。（李 峻）