✦ 7月下旬以来，中东冲突、霍尔木兹海峡和红海航运风险反复，海湾原油出口、替代航线和炼油加工恢复均受到制约。国际能源署数据显示，全球供应虽在7月回升，但海湾产量和出口仍未恢复至战前水平，柴油、航煤等成品油市场的紧张程度高于原油。库存和战略储备继续提供缓冲，却难以替代稳定的生产、运输和加工能力；后续需关注海峡通行、港口装船、炼油设施恢复及主要消费国补库节奏。
✦ 8月欧洲高温干旱进一步压低河流水位，匈牙利、罗马尼亚、保加利亚等国核电机组以及塞尔维亚水电、燃煤电站均受到冷却水或来水不足影响。跨境交易、午间光伏出力和需求响应避免了区域系统出现大范围停电，但也表明水电来水、核火电冷却、内河运输与峰值负荷已形成相互叠加的约束。短期应关注降雨和水位恢复，中期欧洲夏季保供将更依赖储能、跨境互济和需求侧调节。
✦ 8月13日，PJM向美国联邦能源监管委员会提交临时资源充裕服务方案，拟对未落实新增供电来源的大型负荷实行差异化接入和紧急压减安排。数据中心占PJM未来新增用电需求的绝大部分，7月高温运行和容量拍卖已显示区域资源充裕性趋紧。美国对数据中心等大型负荷的治理，正由加快接入转向同步落实新增电源、可中断服务和成本责任；后续要看联邦审查、后备容量采购和州级配套规则能否衔接。
✦ 欧盟已将逆变器和储能变流器来源纳入公共资金资格，美国联邦通信委员会7月底又将部分外国制造的并网逆变器纳入设备认证限制，并在8月进一步细化适用范围和本地制造豁免。欧盟侧的融资条件、美国侧的新产品认证和税收抵免开始共同影响设备选择、项目融资与供应商布局。短期影响将首先体现在新项目采购和型号迭代，中期则取决于规则边界、替代供给和本地制造能力的变化。
✦ 中东通道风险反复，石油市场缓冲空间继续收窄
7月下旬以来，国际石油市场在局部供应恢复、冲突再起和通道风险反复之间持续震荡。6月中旬美伊停火预期曾推动油价明显回落，但随后谈判进展受阻、霍尔木兹海峡及红海航运风险再度上升，市场对海湾原油和成品油供应的担忧重新加剧。国际能源署数据显示，7月基准原油价格在接近40美元/桶的宽幅区间内波动，北海现货油价一度升至105美元/桶，月末回落至96.8美元/桶附近。价格快速涨落反映出，市场尚未形成对海峡稳定通行和地区产能恢复的持续预期。
海湾产量和出口虽在7月一度回升，但恢复过程并不稳定。国际能源署统计，7月全球石油供应环比增加240万桶/日，达到1.015亿桶/日；其中，海湾地区石油产量增加250万桶/日，升至2390万桶/日，但仍比战前低830万桶/日。随着地区冲突和海上运输风险再度上升，海湾地区包括绕行通道在内的石油出口量又下降210万桶/日，降至1500万桶/日。产量、港口装船和油轮通行恢复不同步，使市场难以仅根据产量数据判断供应是否已经回归正常。
为维持对亚洲市场的供应，海湾产油国继续调整出口路径。8月中旬，沙特阿美恢复从朱艾马和拉斯坦努拉等海峡内港口装船，同时向部分亚洲炼厂提供经富查伊拉附近海域转运的中质和重质原油。沙特还通过延布港、埃及西迪克里尔港等渠道增加替代供应。日本出光兴产株式会社已开始通过苏伊士运河和好望角航线接收部分沙特原油，运输时间由通常约20天延长至50～60天。阿联酋富查伊拉港外输能力也继续发挥作用，虽然替代通道能够改变装运港和航线，但仍难以完全消除航程拉长、运费上升、船型受限和油种调配等约束。
海上通道风险由霍尔木兹海峡向红海延伸，进一步限制了替代路径的实际效果。沙特原油由红海港口运往亚洲，仍需经过曼德海峡；红海安全形势反复后，部分船货不得不考虑改经苏伊士运河甚至绕行好望角。8月从西迪克里尔港发运的沙特原油预计仅约67万桶/日，明显低于延布港在冲突前的出口规模。对炼厂而言，原油能够到港只是维持生产的第一步，船期延长和不同油种之间的替代，还会影响加工安排、产品收率和采购成本。
原油供应局部恢复并未同步缓解成品油市场紧张。国际能源署数据显示，7月全球炼油加工量增至8090万桶/日，较上月继续回升，但仍比上年同期低近500万桶/日。中东出口型炼厂恢复缓慢，俄罗斯炼油设施持续受袭，因此国际能源署将第三季度全球炼油加工预期再下调37万桶/日。柴油、航煤和汽油等产品供应偏紧，使大西洋盆地炼油利润和裂解价差在7月继续走高。成品油海运贸易量同比减少380万桶/日，其中俄罗斯、中东和亚洲柴油出口合计减少约130万桶/日，相当于全球海运柴油贸易量的五分之一。
亚洲成品油市场承受的压力更为直接。受中东炼油能力和海运通道受限影响，8月亚洲轻质和中质成品油进口量较战前平均水平下降约两成。新加坡柴油利润一度升至每桶70美元以上，部分东南亚进口国因采购成本上升而减少到货量。原油总量变化与成品油供给之间的分化，正在成为本轮市场运行的重要特点：海湾部分原油仍可通过替代管道、转运和绕行航线流向市场，但中东中质原油供应减少、出口炼厂运行不足以及产品船期延长，均会直接影响柴油、航煤等终端燃料的可得性。
库存和战略储备继续承担缓冲作用，但市场可动用空间正在收窄。国际能源署估算，7月全球可观测石油库存减少6900万桶，年初战事以来累计减少4.1亿桶，降至79亿桶以下。库存下降主要来自海上运输中的原油减少，陆上库存降幅相对较小，说明此前滞留在运输和浮仓环节的石油正在逐步进入实际消费和炼油体系。美国商业原油库存近期有所回升，但其战略石油储备在截至8月14日的一周已降至2.934亿桶，较一周前再减少530万桶，为40多年来低位。主要消费国库存和政府储备仍能缓解短期冲击，但持续放储和商业去库难以替代稳定的生产、运输和加工能力。
供需前景的不确定性也在扩大机构判断分歧。国际能源署预计，霍尔木兹海峡持续受阻和燃料价格高企将使2026年全球石油需求日均下降160万桶，较上月预测的降幅进一步扩大；2027年需求则有望日均增长240万桶。欧佩克在8月月报中仍预计2026年全球石油需求日均增长60万桶，并将2027年需求增长预期上调至220万桶/日。两类判断的差异，主要来自对高油价持续时间、成品油短缺程度和全球经济活动的不同假设。当前市场一方面受到供应和库存收紧支撑，另一方面也开始面临高价抑制消费、压缩炼油和运输需求的影响。
短期看，国际油价仍将随美伊局势、海峡通行和主要港口装船情况大幅波动，成品油市场则可能继续比原油市场更为紧张。中期市场能否逐步稳定，除取决于海湾产量恢复外，还要看霍尔木兹海峡和曼德海峡能否保持稳定通行、中东及俄罗斯炼油能力能否恢复，以及主要消费国能否在需求回落后重新补充已经消耗的库存。
✦ 欧洲高温干旱持续发展，水资源约束向能源系统传导
今年夏季，欧洲多轮热浪与持续少雨相互叠加，能源系统承受的压力已由制冷负荷上升，进一步延伸至发电冷却、水电来水、火电运行和内河运输等多个环节。6月以来，西欧和中东欧多地降水持续偏少，7月伊比利亚半岛、法国、德国、奥地利和匈牙利部分地区土壤湿度降至1979年以来同期低位。进入8月，莱茵河、多瑙河、卢瓦尔河和波河等主要河流水位相继降至纪录低位，水资源约束开始以更直接的方式传导至欧洲能源供应和工业运行。
多瑙河流域的变化最为集中。匈牙利帕克什核电站装机容量200万千瓦，承担该国近一半的发电量。受河流水位持续下降影响，电站8月初一度仅保留少数机组运行，出力降至略高于10%的水平，接近投运44年来首次完全停运。此后，匈牙利通过调整河道局部水位、压减部分用电需求和增加跨境购电等方式维持系统运行，电站机组才开始逐步恢复。低水位对核电运行的影响，已不再局限于高温时段河水温度超过限值，而是直接影响冷却水取水和机组持续运行条件。
多瑙河下游的罗马尼亚同样面临供电压力。切尔纳沃德核电站两台机组先后因冷却水不足停运，该站平时提供罗马尼亚约五分之一的电力。为维持最后一台机组运行，罗马尼亚一度采用沉放装载石块的驳船、爆破河道礁石和调整水流等措施增加电站取水口附近水位，但仍未能避免全站阶段性停运。罗马尼亚政府宣布8月进入能源紧急状态，并通过增加其他电源出力、跨境购电和压降高峰用电缓解压力。保加利亚科兹洛杜伊核电站随后也因多瑙河水位过低，将一台机组出力下调120兆瓦，成为该电站运行52年来首次因极端水文条件压减核电出力。
低水位对不同电源的影响也在叠加。塞尔维亚最大的杰尔达普一号水电站发电量一度降至装机容量的约20%，多瑙河来水不足直接削弱了水电出力。河流水量下降还影响科斯托拉茨燃煤电站冷却系统，迫使部分机组降低出力。法国部分核电站也受到河流水位偏低和水温上升影响而减少发电。水电、核电和火电虽然依赖不同的能源资源，却共同受到水文条件制约；当热浪同时推高空调用电时，区域电力系统可调度资源便会出现同步收紧。
河流低水位还通过物流环节向能源和工业供应链传导。莱茵河是德国燃料、化工原料、矿产和工业品运输的重要通道，持续干旱使部分河段船舶载重受限，货运能力下降，企业不得不更多转向公路和铁路。德国化工、电力、钢铁和农产品企业已报告运输成本上升、原料到货放缓和生产安排受扰。对于沿河布局的炼化、化工和制造企业而言，河流既是运输通道，也是生产用水和冷却水来源，水位下降带来的影响因而容易在物流、成本和生产环节同时显现。
尽管局部国家供需趋紧，但欧洲电力系统并未出现大范围持续性停电。欧盟8月召开电力协调机制会议，认为短期内不存在整体容量充裕性风险，但部分成员国发电能力已受到低水位和高水温影响，系统仍处于偏紧状态。跨境电力交易使其他地区的电力能够流向匈牙利、罗马尼亚等受影响市场；午间较高的光伏出力也缓解了制冷负荷上升带来的价格压力。匈牙利等国采取的自愿需求响应措施，则在部分时段帮助压低了用电高峰。
光伏对日间供电的支撑作用较为明显。热浪期间，晴朗天气通常有利于太阳能发电增加，能够覆盖一部分空调负荷增长，并减轻燃气和进口电力的调用压力。但太阳能出力在傍晚快速下降，而居民制冷和工业用电需求仍处于高位，储能、跨境互济和需求侧调节的重要性随之上升。此次极端天气中，欧洲系统能够维持总体稳定，更多依靠的是多种资源和跨国市场共同提供的缓冲，而非某一种电源单独发挥作用。
短期看，欧洲能源系统仍需关注后续降雨、河流水位恢复以及核电和水电出力变化。中期看，持续高温干旱正在改变欧洲夏季保供的约束条件。过去，夏季电力运行更多围绕负荷、检修和风光出力安排展开；当前，水电来水、核电和火电冷却、内河航运以及跨境调剂能力开始相互关联，极端水文条件已成为影响欧洲能源系统韧性的重要变量。
✦ 美国调整大型负荷接入规则，数据中心供电责任开始细化
8月13日，PJM向美国联邦能源监管委员会提交“临时资源充裕服务”方案，拟对尚未落实新增供电来源的大型负荷实行差异化接入和紧急压减安排。此前，联邦能源监管委员会6月已要求其管辖的6个区域电网运营机构说明或修改大型负荷接入规则，PJM董事会7月又决定启动大型负荷登记和可靠性后备采购等工作。连续的监管和市场动作表明，数据中心等超大负荷已由单个项目接入问题，进入区域电网资源充裕性和保供机制的调整范围。
大型负荷快速增长构成规则调整的直接背景。美国能源部援引劳伦斯伯克利国家实验室的测算称，到2030年前后，数据中心用电量可能占美国总用电量的11.8%，不同情景下占比介于9.5%至15.3%之间。PJM预计，2024年至2030年区域新增用电需求约3200万千瓦，其中约3000万千瓦来自数据中心。数据中心项目投资规模大、建设周期短、选址又较集中，项目实际投运节奏容易与电源、输电扩容和容量采购安排脱节，负荷规模、位置、自备电源和投运时间因而开始成为电网规划的重要变量。
7月高温运行和容量拍卖已显示出区域资源充裕性面临的压力。PJM覆盖美国13个州和哥伦比亚特区，服务约6700万人，是数据中心最密集的区域电网之一。热浪期间，PJM曾要求配备备用电源的数据中心及其他大型用户做好切换准备，以降低系统高峰压力。随后公布的2028—2029年度容量拍卖采购到13.8318万兆瓦可靠容量，结算价格达到监管设定的325美元/兆瓦日上限，但仍低于可靠性要求683.1万千瓦。容量缺口并不意味着届时一定发生供电不足，却表明系统需要以更紧的备用水平运行，并增加了补充电源、控制新增负荷和重新安排成本的压力。
联邦监管机构已将这一问题纳入区域市场改革。6月，美国联邦能源监管委员会要求其管辖的6个区域电网运营机构说明或修改面向数据中心、先进制造业等大型负荷的接入规则，重点涉及输电接入和研究流程、输电成本透明与防止成本转嫁、负荷与自备电源共址、灵活大型负荷服务以及邻近电源和负荷的规划研究。联邦层面的要求表明，美国政策重心正在由单纯加快项目“获得电力”，转向在接入效率、系统可靠性和用户负担之间重新划定边界。
PJM在7月和8月提出的方案，进一步将这一方向具体化。其一，计划建立大型负荷登记册，对单点或相邻范围内累计峰值负荷达到50兆瓦及以上的项目，记录位置、规模、投运时间、自备电源及燃料类型等信息。登记制度能够提高负荷预测的准确性，也为州政府、配电企业和监管机构识别区域性压力提供基础。其二，PJM计划通过特别的可靠性后备采购补充近端容量，并为配套新增电源的大型负荷提供接入安排。数据中心可以通过自带新增电源、签约新增容量或其他可靠供电安排获得更稳定的服务条件。
对尚未落实新增供电来源的大型负荷，PJM则提出了更具约束性的安排。8月13日，PJM向联邦能源监管委员会提交“临时资源充裕服务”方案。按照这一方案，当系统出现容量短缺时，未自带或另行锁定供电资源的大型负荷将被优先压减，相关措施先于“预紧急负荷管理”资源调用；部分拥有备用电源的数据中心可切换至自备电源。7月高温期间的应急准备，由此开始转化为面向新增大型负荷的常态化保供机制。
这一机制并不意味着所有数据中心必须自建电厂。PJM设置的路径包括自带新增电源、通过后备采购覆盖容量需求，以及在供电紧张时接受可中断服务。大型负荷能够继续接入电网，但其接入条件、供电坚固程度和紧急时段的用电权利将有所区分。对于数据中心开发商而言，电源建设、购电合同、备用电源和负荷可调节能力，正逐渐成为项目选址和投运安排的一部分，而不再只是企业内部的运营问题。
成本责任也是规则调整的重要内容。PJM计划从2029—2030年度容量拍卖起，将相对于2028—2029年度基准容量拍卖预测新增的大型负荷，从后续RPM容量拍卖的需求计算中剔除，以避免其直接推高既有用户承担的容量成本。与此同时，PJM并没有直接向单个数据中心分配零售侧成本的权限，后备容量采购费用、紧急压减补偿以及不同用户之间的成本承担，仍需由州政府、配电企业和州级监管机构具体确定。联邦监管、区域电网和州政府之间的权限衔接，将影响这一框架能否真正避免成本向普通用户转移。
短期看，联邦能源监管委员会对PJM方案的审查、特别后备采购安排以及州级配套规则，将决定大型负荷约束能否落地。中期看，美国数据中心用能治理正在由“扩大供电能力”走向“供电与负荷同步配置”。新增数据中心越集中、投运越快，项目能否落实新增电源、接受紧急调节并承担相应网络与容量成本，越可能成为获得稳定电力服务的前提。
✦ 欧美将逆变器纳入安全规则，新能源设备准入与融资条件同步收紧
7月以来，欧美围绕新能源逆变器的安全规则明显加码。欧盟此前已把逆变器、储能变流器等设备的来源纳入公共资金支持条件；美国联邦通信委员会7月28日则将“外国制造的电力逆变器”列入“受管制清单”，8月又对适用范围和豁免条件作出细化。随着光伏、储能和分布式电源在电力系统中的比重上升，逆变器已由单纯的电能转换设备，逐步成为连接电源、用户侧资源和电网调度系统的关键节点，设备来源、远程通信和软件控制开始同时进入能源安全规则视野。
欧盟的政策着眼于资金端。欧委会4月决定限制使用来自“高风险”来源国逆变器和储能变流器的风电、光伏、储能项目获得欧盟资金支持，涉及欧洲投资银行、欧洲投资基金等融资工具。公开信息显示，对纳入欧盟电网的在建项目设有过渡安排；对于尚未与欧盟电网连接、也未计划接入的项目，则要求在2027年4月前完成调整。由于欧委会尚未公开完整的书面适用细则，行业组织7月要求进一步澄清项目范围、存量处理和融资机构执行标准。规则并未禁止相关设备在欧盟市场销售和使用，但公共融资资格已成为项目投资决策中的新变量。
这一安排之所以引起市场关注，在于欧洲逆变器供应长期高度依赖中国厂商。行业机构估计，中国企业占欧洲光伏逆变器市场份额约七成，且在户用、工商业和大型电站项目中均具有较高覆盖率。7月，36家企业和投资机构联名要求欧委会澄清规则边界，担心“高风险来源”的认定口径、存量项目处理方式以及融资机构执行标准不清晰，可能使正在推进的项目出现采购延后、融资重审和成本上升等问题。对中东欧等融资能力相对较弱、可再生能源项目增量较快的地区而言，设备替代与融资条件变化叠加，可能拉长项目落地周期。
从欧盟政策设计看，逆变器安全规则正在与产业政策和项目融资结合。过去，欧盟对新能源设备的约束更多集中于产品标准、网络安全和市场准入；此次以公共资金为抓手，实际影响的是开发商和金融机构的设备选择。项目在测算收益时，除比较设备价格、效率、质保和供货周期外，还需要评估其是否影响融资资格。设备来源由供应链问题进一步延伸至资金成本问题，逆变器和储能变流器的本地化生产、软件服务能力和合规认证由此获得更高权重。
美国的路径则更侧重于通信设备认证。美国联邦通信委员会7月28日将“外国制造的电力逆变器”纳入受管制清单后，相关新型号如未取得国防部或国土安全部的有条件批准，将难以获得联邦通信设备授权；缺少授权的设备不能在美国进口、营销或销售。该措施并不追溯已获授权的存量型号，因此当前已安装和已取得认证的设备并未立即受到影响。其直接作用主要落在新产品进入美国市场的时间、型号迭代和后续供应安排上。
8月20日，美国又对规则适用范围作出修订，将重点进一步聚焦于与公用电网并联运行、面向普通负荷供电，且具备远程通信、控制、监测或数据采集功能的逆变器。与此同时，满足美国先进制造业生产税收抵免条件的产品可不被视作“外国生产”设备。这一调整使规则的边界更加具体：一端是对接入电网、具备远程控制能力的设备加强审查，另一端则将设备准入与本土制造激励衔接起来。美国市场由此形成了通信认证、供应链合规与税收优惠相互联动的制度组合。
对新能源项目而言，逆变器的采购逻辑正在发生变化。过去，组件价格、逆变器效率和交付周期通常决定项目设备方案；当前，设备能否进入目标市场、是否影响公共融资、能否获得税收优惠和后续软件服务是否可持续，正在成为同等重要的考虑因素。欧洲和美国的规则虽然切入点不同，但都把逆变器、储能变流器等电力电子设备置于更严格的安全与产业政策框架之下。短期看，项目采购和新产品认证将增加合规环节；中长期看，全球新能源设备竞争将更多体现为产品性能、网络安全、本地制造和融资适配能力的综合竞争。
