【银河专题】厄尔尼诺对欧洲能源供需及碳市场影响分析

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本文作者：

银河期货  研究所  航运及创新团队负责人  贾瑞林

期货从业证号：F3084078   投资咨询证号：Z0018656

联系人：卢彦伯                  期货从业证号：F03151707

前言概要

【事件背景】

2026年新一轮厄尔尼诺快速发展，并存在升级为超强事件的较高可能，欧洲能源供需及碳市场面临的天气扰动风险随之上升。通过对21世纪以来历史厄尔尼诺事件分析，欧洲地区可能面临相关影响并最终传导至欧洲碳市场。强厄尔尼诺事件下，欧洲气温变化相对突出，中欧、东南欧和西北欧更容易出现冬季偏暖及夏季升温：暖冬可能推动HDD下降，抑制采暖用气、电力负荷和EUA需求；夏季CDD上升叠加空调保有量增长，则可能放大制冷用电增量。降水和风速尚未形成全欧洲一致方向，但局部持续少雨可能压低水库入流，低流量叠加高水温可能限制核电出力，主要风电区持续低风也可能增加系统残余负荷。上述风险若与用电高峰重合，燃气及煤电补位需求可能增加，并对欧洲电价和EUA形成阶段性支撑。

【影响分析】
2026年强厄尔尼诺可能通过改变欧洲气温、降水和风速，放大能源市场及EUA的阶段性波动，具体方向取决于其对能源供需的实际影响。厄尔尼诺对不同天气指标的影响需结合其他气候现象共同判断。若冬季偏暖，采暖用气和配额需求可能下降；若夏季升温推高制冷负荷，并叠加低径流、高水温或低风，水电、核电和风电出力可能承压，火电补位增加将对EUA形成支撑。若低水位同时导致燃料运输受限和工业减产，配额需求则可能受到抑制。后续需持续跟踪欧洲碳市场能源政策、取暖降温需求、降水、河流水位及风速等天气指标，并结合电力负荷、低碳电源出力和火电增发情况，判断其对欧洲碳市场EUA需求的实际影响。本次厄尔尼诺更可能通过暖冬抑制欧洲用能需求，温和压低碳排放及EUA需求。但本世纪历史厄尔尼诺事件对欧洲天气响应并不一致，若夏季高温叠加低碳电源出力下降，仍可能通过火电增排导致全年碳排放需求增加。后续需结合季节性、天气和能源供需等多重因素变化持续评估。

第一部分 厄尔尼诺对欧洲能源供需的影响

一、厄尔尼诺对欧洲天气及能源市场的影响路径

2026年4月，国家气候中心（NCC/CMA）预计赤道中东太平洋将于5月进入厄尔尼诺状态，后续监测予以确认。6月11日，美国气候预测中心（CPC/NOAA）宣布厄尔尼诺事件正式形成。值得注意的是，本轮事件发展迅猛——8月18日，国家气候中心预计其将于11—12月达到峰值，大概率发展为超强厄尔尼诺；9月10日，CPC/NOAA也将北半球秋冬季出现超强事件的概率上调至90%以上。21世纪以来共发生7次厄尔尼诺事件，其中2002/03、2009/10、2014/16和2023/24年4次强度较高，具有代表性，而本轮事件的强度预期已与之相当甚至更高。上述较强厄尔尼诺事件期间，欧洲部分地区的气温、降水和风场曾出现不同程度异常，并对能源供需形成扰动，为研判未来欧洲能源市场可能面临的天气风险提供了历史参考。

厄尔尼诺对欧洲的影响主要通过北大西洋环流传导，并进一步反映在能源供需和市场风险溢价变化上。赤道中东太平洋海温持续偏高后，相关环流异常可能向北大西洋传递，通过改变北大西洋涛动（NAO）的位相及西风带活动，提高欧洲气温、降水和风场偏离常态的概率。由于这一过程具有滞后性，且不同季节和区域的响应存在差异，厄尔尼诺并不必然对应某一种固定的欧洲天气结果。对能源市场而言，相关天气变化既可能影响居民及工商业用能负荷，也可能改变低碳电源出力和能源运输条件，进而影响欧洲电力供需、边际电源结构及化石能源消费。当能源需求上升与低碳供给下降叠加时，发电排放及EUA履约需求预期可能上升；反之，则可能缓解能源供需和碳价压力。

二、厄尔尼诺对欧洲气温影响

（一）强厄尔尼诺增加欧洲偏暖概率但季节分化

从21世纪以来的历史样本看，厄尔尼诺对欧洲气温的影响并不固定，最近两次较强事件呈现出更广泛、更明显的整体偏暖特征。2002-2003和2009-2010两次中等强度厄尔尼诺事件期间，多数地区平均气温低于30年正常；2014-2016极强厄尔尼诺事件期间，五个地区气温均高于30年正常，2023-2024强厄尔尼诺事件期间，除北欧基本持平外，其余四个地区均明显偏暖。两次较强事件等权平均后，东南欧和中欧分别偏高1.59℃和1.55℃，西北欧和东欧分别偏高1.01℃和0.87℃，北欧偏高0.27℃。历史表现说明，事件强度可能影响欧洲气温异常的范围和幅度，但各地区响应仍存在差异，不能将厄尔尼诺简单等同于欧洲整体升温。

历史较强事件的总体偏暖仍不能直接转化为能源需求结论，冬夏季温度变化将决定能源影响的实际方向。厄尔尼诺对欧洲天气的影响受到北大西洋环流及NAO位相调节，即使同为较强事件，不同季节和地区也可能出现差异。由于冬季和夏季的用能特征及供需矛盾并不相同，事件期总体均温主要用于识别天气背景，能源市场仍需结合具体季节，分别判断气温变化对需求、供给和价格的影响。因此总体均温主要用于识别偏暖背景，真正影响能源定价的是采暖需求降幅、制冷负荷增量及其与低碳电源出力变化的组合。

（二）强厄尔尼诺或提高欧洲中南部及西北部暖冬概率

强厄尔尼诺事件中的冬季升温主要集中在中欧、东南欧和西北欧，暖冬对采暖需求的影响相对突出。2014-2016强厄尔尼诺事件期间，五个地区冬季气温均高于30年正常，偏移幅度为1.04-1.73℃；2023-2024厄尔尼诺事件期间，东南欧、中欧和西北欧分别偏高3.46℃、3.13℃和2.06℃，东欧偏高0.41℃，北欧则偏低0.89℃。两次较强事件均显示欧洲中南部及西北部更容易出现冬季偏暖，采暖需求下降的风险相对集中，但北欧仍存在反向波动，区域分化可能使欧洲内部天然气和电力需求表现有所差异。

本轮强厄尔尼诺若延续历史样本的共同特征，中欧、东南欧、东欧和西北欧HDD更可能回落，并对采暖需求形成一定压制。2023-2024事件期间，东南欧、中欧和西北欧HDD分别较30年正常减少3.55、3.19和2.02度日/日，东欧减少0.37度日/日，北欧增加0.92度日/日；2014-2016事件期间，五个地区HDD均下降，其中东欧和中欧分别减少1.69和1.66度日/日。两次样本中，中欧、东南欧、东欧和西北欧HDD均低于正常，暖冬情景在上述区域重现的可能性值得关注。若该情景兑现，居民及商业采暖需求、天然气消费和储气去库速度预计放缓，冬季电力负荷及燃气发电需求也可能受到抑制，TTF及欧洲电价的季节性溢价或面临下行压力；但阶段性寒潮仍可能改变阶段性供需，并引发短期价格波动。

（三）夏季升温叠加空调普及将抬升CDD从而增加电力需求

较强厄尔尼诺期间的夏季升温主要集中在中欧、东南欧和西北欧，区域高温可能成为制冷负荷上升的主要来源。2023-2024厄尔尼诺事件对应夏季，五个地区气温均高于30年正常，其中西北欧、中欧和东南欧分别偏高0.99℃、0.98℃和0.97℃；2014-2016厄尔尼诺事件对应夏季，中欧、东南欧和西北欧分别偏高1.38℃、0.73℃和0.44℃，东欧和北欧则低于正常。两次较强事件均显示中欧及东南欧更容易出现夏季偏暖。鉴于本轮同样达到较强厄尔尼诺等级，上述地区仍需关注夏季高温及制冷负荷上行风险，但区域响应差异意味着欧洲用电需求不一定同步走高。

较强厄尔尼诺有可能推动欧洲夏季CDD上升，而欧洲空调保有量较前两次事件期已经增加，相同幅度升温可能带来更高的制冷用电增量。2023-2024事件期间，东南欧、中欧和西北欧CDD分别增加0.77、0.49和0.41度日/日；2014-2016事件期间，中欧、东南欧和西北欧分别增加0.93、0.48和0.34度日/日，东欧方向不一，北欧则均下降。中欧和西北欧覆盖人口及用电负荷较集中的核心市场，CDD上升更可能转化为系统负荷。据路透报道，2026年5月，德国线上空调销量同比增长37%，西班牙和法国空调出货量同比增长108%，表明空调存量扩张已经发生。若本轮延续相似特征，制冷用电增量可能高于前两次事件；若同时出现核电冷却受限或风电出力不足，燃气及煤电补位需求或将增加，电价和EUA风险溢价面临上行风险，反之市场影响可能相对有限。

三、强厄尔尼诺对欧洲降水影响

较强厄尔尼诺下欧洲降水更易呈现区域和阶段分化，难以形成全域一致的干湿方向。本世纪共发生4次中等及以上厄尔尼诺，其中2014-2016和2023-2024两次事件强度更高，且具备同期可比数据，因此选取峰值后的冬春补水阶段作为主要观察窗口。该阶段降水会影响积雪、土壤含水量、河流径流和水库蓄水，是判断后续水电出力、核电冷却及内河运输条件的重要前置指标，但不能代表完整事件期的降水变化。

（一）较强厄尔尼诺未形成欧洲一致干湿格局

两次较强厄尔尼诺事件的冬春降水均呈现明显区域分化，东欧和北欧的偏干信号相对突出。2024年1-4月，东欧、东南欧和北欧降水较30年正常分别减少0.93、0.33和0.06毫米/日，中欧和西北欧分别增加0.19和0.64毫米/日；2016年同期，东欧和北欧分别减少0.17和0.56毫米/日，其余地区整体偏湿。历史表现并不支持欧洲普遍少雨的确定性判断，但局部偏干及补水不足风险仍需关注，其能源影响主要取决于降水异常的持续时间，以及是否进一步传导至径流、水库蓄水和内河水位。

冬春补水期内的连续少雨比阶段平均值更值得关注，是降水异常向能源供给风险传导的关键条件。2024年1-4月，东欧降水连续低于30年正常，西北欧则在2-4月持续偏湿；2016年同期，北欧1-3月持续偏干，东欧2-4月降水偏少，其他地区干湿方向多次切换。即使补水期平均降水接近或高于正常，关键月份持续偏干仍可能削弱春夏径流和水库蓄水。未来需要关注少雨是否与少雪、低土壤湿度、低库容和低水位同时出现；若多项水文指标同步走弱，水电、核电及内河运输面临的供给风险大概率上升。

（二）冬春补水不足可能压低水电出力并削弱电力系统调峰空间

水电风险取决于冬春降水能否转化为积雪、土壤蓄水和水库入流，单月降水偏低并不等同于水电供给下降。2023年10月至2024年4月，中欧、西北欧、东南欧和北欧降水分别较30年正常增加1.00、0.92、0.42和0.14毫米/日，东欧减少0.48毫米/日，表明该次较强事件没有造成欧洲普遍补水不足，风险主要集中于东欧。若本轮补水期出现类似分化，欧洲水电短缺仍更可能表现为特定流域风险；只有当少雨与少雪、低土壤湿度和低库容共同出现时，水电风险权重才应明显上调。

冬春补水不足若持续向径流和水库入流传导，欧洲水力发电量大概率承压，并可能增加火电补位需求。降水减少并不会立即转化为水电缺口，其影响取决于积雪融水、土壤含水量、水库初始库容及异常持续时间。国际能源署（IEA）《2023年电力市场报告》（Electricity Market Report 2023）显示，2022年欧洲历史性干旱期间，意大利水力发电量较2017-2021年平均下降超过30%，法国下降20%；在水电和核电供应同步收缩的背景下，欧盟气电和煤电发电量分别增长2%和超过6%，电力部门排放同比增长4.5%。该案例表明，若本轮较强厄尔尼诺期间局部少雨进一步演变为低径流和低库容，水电供应风险可能上升；其对电价和EUA的影响仍取决于用电负荷、其他低碳电源出力及跨境电力进口能否填补缺口。

（三）夏季少雨叠加高温可能限制核电出力并加大电力供应压力

低流量或高水温均可能限制核电运行，夏季降水偏少只能作为流域供水趋紧的前置信号。现有水位数据未显示两次较强厄尔尼诺期间法国相关河流普遍处于低位，尚不足以证明降水变化持续限制了核电出力。夏季降水减少可能削弱河流补给，但2023年6—8月欧洲并未出现大范围同步少雨：东欧降水较30年正常减少0.62毫米/日，东南欧、中欧、西北欧和北欧则分别增加4.43、2.57、0.45和1.45毫米/日，其中法国所属统计区域西北欧仍然偏湿。因此，历史样本尚不足以证明“降水减少—径流下降—核电冷却受限”的完整传导链条。

法国核电相关河流水位未显示普遍偏低，但仍需关注低流量与高水温叠加的复合风险。2023年夏季，Rhone、Meuse、Garonne和Vienne河流的水位历史分位分别为82%、73%、64%和100%，均未处于明显低位；2015年同期，Rhone处于18%分位，而Meuse和Garonne均约为55%左右，表明低水位压力主要集中于个别流域。两次事件的对比表明，较强厄尔尼诺并未稳定压低法国核电相关河流水位，区域降水距平也不能直接外推核电出力变化。后续若持续少雨压低河流流量，并与高温导致的取排水温度上升重合，机组因环保限制而降载的概率可能增加；若同期叠加制冷负荷上升、风电或水电出力偏弱，燃气及煤电补位需求可能增加，并对欧洲电价和EUA形成阶段性支撑。

（四）莱茵河低水位可能增加能源及工业原料运输风险

较强厄尔尼诺可能改变欧洲降水的区域和季节分布，若莱茵河流域持续少雨，径流及关键航段水位可能下降，进而放大欧洲内河能源运输风险。厄尔尼诺并不必然造成莱茵河低水位，但可能增加欧洲部分地区阶段性干旱风险。若流域少雨与夏季枯水期、高温蒸发叠加，煤炭及工业原料运输可能受限。2026年1月1日至8月27日，Kaub平均水位为1.38米，较2020-2025年同期均值2.20米低约37%；6月1日至8月27日均值仅0.71米，较近年同期低约65%，反映持续少雨背景下莱茵河通航条件可能较快承压。

莱茵河连接荷兰港口与德国主要工业区，低水位可能同时影响荷兰能源中转效率和德国燃料补库。荷兰依托鹿特丹等港口承担煤炭、油品、铁矿石及化工原料向欧洲内陆转运，水位下降将迫使船舶减载，推高单位运费并延长运输周期。德国2025年煤电占发电量的20.61%，天然气发电占16.52%，化石能源发电占比合计约40.91%；若经莱茵河运输的硬煤到厂量下降且库存不足，部分依赖该航道供煤的机组出力可能受到影响。荷兰自身天然气和煤电占比分别为34.89%和7.08%，但其更重要的风险在于港口至德国及欧洲内陆的燃料中转能力下降，可能将局部低水位影响扩散至更广泛的能源和工业供应链。

内河运输受限对欧洲排放的影响并非单向上升，更可能取决于燃料替代和工业减产幅度。若煤炭供应不足，德国等市场的煤电出力及相关排放可能下降；若铁矿石和化工原料到厂受阻，钢铁、化工等行业开工率也可能回落，进一步压低工业排放。若天然气发电、电力进口或铁路运输及时补位，能源供应压力可能得到缓解，但成本仍可能上升。因此，本轮厄尔尼诺期间需要持续关注莱茵河流域降水、Kaub水位、船舶载重及德国燃料库存，判断降水异常是否进一步转化为欧洲能源供给风险。

四、强厄尔尼诺对欧洲风速影响

历史数据并未显示厄尔尼诺会稳定推动欧洲风速整体增强或减弱，但最近两次较强事件呈现出一定的区域重复性。本世纪四次中等及以上厄尔尼诺事件中，仅2009-2010年五个地区风速普遍低于30年正常，其余事件均表现为区域分化。2023-2024年和2014-2016年两次较强事件期间，东南欧风速分别较正常降低0.09和0.06米/秒，东欧则分别升高0.12和0.18米/秒，显示东南欧偏弱、东欧偏强的方向具有一定重复性；西北欧两次均小幅偏强，北欧也未出现持续减弱，说明异常信号尚未集中在欧洲主要海上风电区域，现有样本尚未显示欧洲主要海上风电区域风速持续减弱的一致信号。

风速与风电出力并非线性关系。欧盟代表性海上风电机组的公开参数显示，风机通常在约3-4米/秒时切入发电，已披露机型约在12-14米/秒达到额定功率，并在约25-32米/秒时启动高风降载或切出保护。因此，地区平均风速的小幅偏移不能直接等同于发电量变化，实际影响主要取决于低风持续时间、风速所处功率曲线区间，以及极端高风是否导致机组集中降载或停机。

第二部分 厄尔尼诺事件对欧洲碳市场影响分析

强厄尔尼诺可能通过改变欧洲气温、降水和风速，间接影响能源供需、电力排放及EUA需求，但其影响方向取决于天气异常发生的季节、区域及其与能源系统的叠加程度。具体来看，气温变化将影响冬季采暖和夏季制冷负荷，降水及水位变化可能作用于水电、核电冷却和内河能源运输，风速异常则可能改变风电出力。只有当天气变化进一步引起系统残余负荷及燃气、煤电发电量调整时，才会转化为实际配额需求。强厄尔尼诺更可能先放大欧洲能源市场的阶段性波动，再通过电力供需、火电出力和排放变化影响配额需求及EUA风险溢价，而非直接影响碳价的中长期方向。

1.强厄尔尼诺可能通过改变季节性用能需求，导致欧洲碳排放及配额需求呈现“暖冬压制、热夏支撑”的分化。若中欧、东南欧和西北欧延续历史上强厄尔尼诺下暖冬特征，HDD下降可能降低居民及商业采暖需求，放缓天然气消费和储气去库；若冬季电力负荷同步下降，火电排放及EUA需求也可能受到抑制。进入夏季后，若上述人口及用电负荷集中区域CDD上升，叠加欧洲空调保有量增长，相同幅度升温可能带来高于历史事件期的制冷用电增量，对电价和EUA形成反向支撑。全年影响将取决于暖冬与热夏效应的相对强弱。

2.强厄尔尼诺可能通过削弱部分低碳电源出力推高火电补位需求，从而增加电力部门碳排放及配额需求，但需要多项不利天气条件在用电高峰期重合。若夏季高温推升制冷负荷，同时持续少雨、低径流和高水温限制水电及核电出力，或主要风电区域出现连续低风，系统残余负荷可能上升，燃气和煤电补位需求随之增加，进而推高电力排放和EUA风险溢价。但历史数据尚未显示厄尔尼诺会稳定造成欧洲普遍少雨或低风，单一地区或单一天气指标异常通常不足以形成持续影响。

3.强厄尔尼诺背景下的河流水位下降可能通过火电补位增加配额需求，也可能通过燃料运输受限和工业减产抑制碳配额需求。若事件引发持续少雨，导致水电站水库入流不足，或法国核电站取水河流出现低流量并叠加高水温，水电和核电出力可能双重承压，燃气及煤电补位需求或相应增加。另一方面，莱茵河、多瑙河等主要内河航道水位下降，煤炭及工业原料运输可能受限，一方面可能推高燃料运输成本和电力价格，另一方面也可能压低煤电出力及高耗能行业生产，从而减少配额需求。因此，河流水位下降并不必然利多EUA，其净影响仍取决于火电补位规模与工业减产幅度。

综上所述，本次厄尔尼诺事件可能通过暖冬抑制欧洲用能需求，对碳排放及EUA需求形成温和压制。但本世纪厄尔尼诺对欧洲天气的影响尚未形成统一规律，若夏季高温与低碳电源出力下降叠加，仍可能通过火电增排导致全年碳排放需求增加。后续需结合季节变化、天气异常程度及能源供需实际表现持续评估，碳价走势还需综合考虑配额供给和政策调整。