图为美国天然气厂。视觉中国 供图

    ●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）