刘传熙 深圳市凯丰投资管理有限公司 闫建涛 捷诚能源控股有限公司

　　2026年下半年，厄尔尼诺现象逐渐增强，推升全球气温，在多地引发极端洪涝或持续性干旱，正在成为搅动全球能源市场的核心自然变量。叠加主要消费与生产区域库存水平持续走低，供应链本就受地缘局势掣肘而韧性不足，金融市场与现货市场预期出现明显分歧，多重风险相互交织，或将进一步放大市场波动与价格的不确定性。

　　超强厄尔尼诺对全球能源市场的影响

　　当前，厄尔尼诺这一气候引擎正在全速运转。8月13日，美国国家海洋和大气管理局（NOAA）发布的报告显示，2026年厄尔尼诺正在快速增强，预计今年秋冬季节出现超强厄尔尼诺的概率超过90%；第四季度出现1950年以来最强厄尔尼诺事件的概率攀升至69%。在全球变暖的加持下，本轮厄尔尼诺不仅将直接推高全球平均气温，更可能在全球范围内引发连锁性的气候危机。

　　厄尔尼诺带来的极端气候，正率先在欧洲能源市场引发连锁反应。今年5月以来，法国、英国、西班牙、意大利、德国等西欧主要国家先后经历了5轮极端热浪。一方面，高温导致欧洲制冷用电需求激增，另一方面，持续的少雨干旱让传统基荷电源（水电和核电）面临“无水可用”的窘境。欧洲内陆核电机组高度依赖内河水进行循环冷却，随着河流水位下降、水温上升，部分核电机组面临极大的降负荷甚至停运风险。

　　与此同时，能源物流运输的大动脉正遭受重创。受降水不足及土壤湿度下降影响，欧洲主要内河（如塞纳河、莱茵河、多瑙河）水位普遍降至历史低位。被称为“欧洲经济生命线”的莱茵河，年货运量近2.85亿吨，承担了欧洲主要的煤炭、石油制品、液化石油气及化工原料的运输任务，德国八成内河运输依托于此。

　　截至8月17日，德国考布段（Kaub）的莱茵河水位已降至惊人的6厘米（正常水位为1.5至2米）。极低水位导致西北欧港口至德国南部、瑞士等内陆城市的内河航运几乎完全中断。货物被迫转向卡车和火车，不仅拉长了物流时间，更导致运费成本飙升。据德国基尔世界经济研究所估计，若考布段水位连续30天低于78厘米，德国工业品产量将减少1%。

　　除了欧洲内陆，厄尔尼诺引发的干旱也正严重威胁着连接太平洋与大西洋的咽喉——巴拿马运河。据克拉克森研究（Clarksons Research）估算，2025年经由巴拿马运河的贸易量约占全球海运贸易总量的3%。在细分能源品类中，运河通行量占全球LPG海运贸易的20%、LNG海运贸易的约6%至8%、成品油海运贸易的4.4%。这里是美国向亚洲出口LNG和LPG的关键途径。

　　然而，截至8月15日，作为巴拿马运河核心水源的加通湖，其水位已回落至25.62米，明显低于雨季正常水位（26至27米）。预测显示，加通湖水位未来2个月可能反季节性下降，并在第四季度逼近2023年厄尔尼诺时期的极低位（24.3米）。

　　随着水位的下降，巴拿马运河管理局或将再次削减每日通行船舶的数量，并限制货船吃水深度。这不仅会导致基础通行费率上调，船舶为缩短等待周期而支付的“竞拍插队费”也将水涨船高。当巴拿马运河通行效率大降，叠加中东地缘冲突导致的红海—苏伊士运河航线遇阻，全球能源贸易的物流链条正在被极端拉长，区域间的能源调配难度与运输成本正面临严峻考验。

　　暖冬预期与极端寒潮并存，冬季用能面临“波动率”挑战。展望即将到来的北半球冬季，全球变暖的气候背景可能导致超强厄尔尼诺对能源市场的影响变得更加复杂多变且难以预测。尽管今年冬季北半球的平均气温可能明显偏高，但部分中纬度地区遭遇阶段性、极端性低温寒潮的风险也可能上升。对于全球能源市场而言，这种“总体偏暖、局部极寒”的非对称气候格局，将导致冬季气温的“波动率”明显上升。

　　在全球能源供应链因地缘政治本就脆弱的当下，这种由极端气候波动带来的需求端巨大不确定性，无疑会为接下来的全球能源市场埋下严重的隐患。

　　极端天气对美国油气市场的影响

　　作为油气产量和消费量均居全球首位的美国，极端天气对其能源市场的影响尤为突出。美国飓风季节一般集中在8至10月，国内油气产量、加工量、消费量、航运、成品油和化工需求均会受其影响。

　　在上游油气生产环节，美国墨西哥湾沿岸地区（PADD 3）的原油产量占全国产量的56%。美国墨西哥湾运行700多座油气作业平台，在飓风期间，关停天然气产量可占到墨西哥湾天然气总产量的30%，关停原油产量可占到墨西哥湾原油总产量的40%。

　　在下游炼化环节，美国墨西哥湾沿岸地区聚集了美国一半以上的炼油和化工产能，在飓风影响期间，炼油加工量下降幅度最高超过50%，原油价格上涨约16%。该地区石油消费量占全美的26%，汽油需求量最高下降50%以上，汽油价格涨幅超过13%，而中间馏分油需求相对偏强。

　　天气变化对美国天然气需求有显著影响。天然气需求和价格通常有两个季节性的峰值，一个是夏季空调用电高峰，另一个是冬季取暖高峰。

　　天然气价格存在明显的季节性变化。自1976年以来，在不同价格周期，天然气价格在8至9月震荡，10至12月涨多，波动最高。

　　极端天气加剧供应链终端风险，叠加岌岌可危的低库存基础，极大地降低了美国能源系统的缓冲弹性。以美以伊战事爆发前的2月20日为基准，全美原油及石油产品总库存一路走低，至8月中旬已缩减约1.43亿桶（-8.48%）至15.39亿桶。

　　从4月初起，美国战略石油储备（SPR）以每周400万至900万桶的速度连续释放，累计释放1.22亿桶，降幅高达29.37%。目前储备仅存2.934亿桶，预示着美国在应对更大规模的突发性供应中断时，调控手段受限。

　　与战略储备收缩相呼应的是终端成品油与物理交割枢纽的全面紧缩。汽油总库存受春夏季强劲需求拉动呈单边下滑，较战前减少4546万桶（-17.84%）至2.09亿桶，渠道内缺乏余量缓冲。

　　在库欣地区，原油库存自4月中旬的3150万桶高点迅速回撤33.3%，并在7月下旬下探至1900万桶，直接逼近了2000万桶的基本运营底线。虽然8月上旬库存微幅回升至2100万桶，但仍较战前下降14.3%，持续在物理交割和管道输送压力的临界边缘徘徊。

　　金融市场和现货市场的背离正持续扩大

　　在极端天气与临界低库存的双重夹击下，金融市场与现货市场的背离正持续扩大，现货市场可能迎来报复性的短缺压力。美以伊战事爆发初期，金融市场因高度担忧战事扩大，期货价格曾一度高于现货价格。然而，随着时间的推移，资金提前博弈地缘冲突缓和、局势快速降温的预期，导致期货价格反复随战事进程起伏，价格波动率也随之收敛。

　　金融与实货市场的深层分歧集中体现在市场波动率的定价错配上。期货市场价格波动率的下降，反映了金融投资者在计入战事结束预期时的行为选择。然而，现货市场实实在在的短缺，使得市场共识价格的真实波动幅度明显大于衍生品隐含波动率所代表的价格变化。

　　这种“纸货看冷、现货看热”的倒挂，表明金融市场严重低估了现货供应链面对极端天气与地缘冲突时本就脆弱的抗风险能力。现货市场面对的则是实实在在的产能中断与物理去库存，期现价差被大幅拉开。实货供需短缺的风险始终存在，油价再次飙升的风险居高不下。

　　纵观历史，美以伊战事爆发至今的国际油价走势展现出与1989年及2005年惊人的相似性，当时的金融市场均曾因地缘政治、宏观与情绪博弈，对地缘风险进行反复再定价。