国家政策资讯

（1）2026年8月3日国家发改委、国家能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》

《规划》首先明确了2030年核心目标，包括非化石能源发电装机占比达65%，发电量占比达50%；总装机约54亿千瓦，支撑28亿千瓦以上新能源消纳；建成超4000万个充电桩，支撑1.1亿辆电动汽车出行；全国统一电力市场体系基本建成，市场交易电量占比达70%。

《规划》同时提出了十一方面41项重点任务，其主要内容包括：

第一方面为加快形成绿色低碳的电力供给格局。一是新能源消纳分级管理，不再搞“一刀切”，将全国分为三档确定新能源利用率目标（原则上不低于95%、90%、85%），绿电直连等新业态弃电不纳入统计。二是推进大型基地建设，统筹“沙戈荒”风电光伏基地外送与自用，推进水风光一体化，开展100%新能源外送输电工程试点。三是常规电源发展，其中常规水电装机达4.1亿千瓦左右，推进雅鲁藏布江下游水电建设。核电装机约1.1亿千瓦，推动沿海核电规模化建设。煤电实施节能降碳改造，鼓励零碳低碳燃料掺烧及碳捕集利用，推动煤电与新能源融合发展。

第二方面为着力构建主配微协同的新型电网。一是优化电力流向，形成“沙戈荒”基地、西南基地向东中部送电，海上风电、沿海核电就近消纳的格局。2030年西电东送规模超4.2亿千瓦。二是打造坚强配电网，支撑9亿千瓦分布式新能源接入，解决“红区”卡点，实施差异化防灾抗灾改造（防风、抗覆冰、防洪等）。三是建设智能微电网，重点布局偏远地区保供、园区消纳、村镇自治、算电协同等场景。四是充电网络，构建城市、公路、乡村全覆盖网络，农村（县乡）公共充电设施全覆盖，布局大功率重卡充电设施。

第三方面为促进用电侧协同发展。一是提升调节能力，到2030年，全国需求侧削峰能力超1亿千瓦，虚拟电厂最大调节能力超5000万千瓦。二是电气化水平，电能占终端能源消费比重提升至35%。三是节约用电，强化高耗能行业管控，推广节能家电及高效算力设施。

第四方面为增强电力系统调节能力。一是储能建设，新增新型储能约1.6亿千瓦，2030年总规模达3亿千瓦；抽水蓄能装机达1.6亿千瓦左右。二是煤电转型，现役机组灵活性改造“应改尽改”，热电联产机组最小出力降至40%以下。三是车网互动（V2G），2030年车网互动聚合可调充电规模达5000万千瓦，完善放电上网价格机制。

第五方面为夯实电力供应保障能力。一是提升互济能力，新增省间电力互济规模约4000万千瓦。核准开工冀辽第二回、陕渝背靠背等工程，研究赣浙、甘川等工程。二是储能顶峰作用，布局电网侧独立新型储能承担顶峰，2030年达1.4亿千瓦，等效时长力争4小时。三是煤电兜底，合理控制煤电规模，60万千瓦及以上清洁高效煤电机组占比提高10个百分点以上。

第六方面为提高民生用电服务水平。一是城乡供电，实施老旧小区、城中村供配电设施改造，缩小城乡供电差距，实现用户平均供电可靠率99.99%。二是清洁取暖，推动核能、工业余热、地热能等清洁取暖，修订《热电联产管理办法》。三是营商环境，深化“三省”（省力、省时、省钱）服务，推广水电气联合报装。

第七方面为加快电力领域新质生产力赋能。一是技术攻关，突破系统规划、动态稳定分析、核心装备等技术。二是人工智能赋能，推进电力行业全环节数字化智能化升级，打造“人工智能+”标杆案例。三是标准体系，加快新型电力系统标准体系建设及国际标准制定。

第八方面为推进电力安全治理体系和治理能力建设。一是法规标准，修订《电力安全事故应急处置和调查处理条例》、《电力安全工作规程》等。二是应急能力，构建多元化黑启动电源（火电+储能、构网型储能、微电网等）。三是工程安全，加强重特大工程质量安全监管，防范遏制重特大事故。

第九方面为促进电力与相关领域协同融合发展。一是电力与算力，协同规划算力与电力，推广源网荷储一体化、绿电直连，提高算力绿电占比。二是电热电氢，推广热电解耦（熔盐储热等），拓展绿电制氢氨醇、火电掺氢应用。三是电力与交通，推动基础设施资源共享（杆塔、管廊），在港口、高速服务区建设风光储充换电站及微电网。

第十方面为深化电力市场化体制机制改革。一是市场建设，全面推进现货市场，成熟稳定运行中长期市场，加快辅助服务市场与现货联合出清，探索建立容量市场。二是价格机制，推进水电、核电、气电上网电价市场化，优化居民阶梯及分时电价。三是法规修订，加快修订《电力法》、《电力监管条例》，厘清新型经营主体权责边界。

第十一方面为推动电力国际合作。统筹国内国际大局，参与清洁能源开发、电网互联互通及产业链供应链合作。

（2）2026年8月3日工信部发布《关于组织开展2026年度重点行业能效、碳效领跑者企业推荐工作的通知》

《通知》首先明确了推荐范围，本次推荐分为“能效领跑者”和“碳效领跑者”两类，覆盖石化、钢铁、有色、建材、轻工、纺织等重点领域。

一是重点行业能效领跑者（43个细分行业）。评价依据：国家强制性能耗限额标准及《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023年版）》。覆盖领域：

石化化工：原油加工、煤制烯烃、乙烯、甲醇、合成氨、烧碱、纯碱、电石、钛白粉等。

钢铁：钢铁（含烧结、球团、高炉、转炉、电弧炉等工序）、焦炭、铁合金。

有色金属：铜、铅、锌、电解铝、氧化铝、工业硅、镁、单晶硅、多晶硅。

建材：水泥熟料、平板玻璃、建筑/卫生陶瓷。

轻工/纺织：卫生纸/纸巾原纸、棉化纤织物、粘胶短纤维、聚酯涤纶等。

二是重点行业碳效领跑者（5个细分行业）。评价依据：依据产品碳足迹核算规则国家标准或团体标准。

覆盖行业：电解铝、水泥熟料、合成氨、乙烯、甲醇。

标准来源：涉及GB/T 44905（电解铝）、GB/T 47635（水泥）等国家标准，以及石化联合会（CPCIF）发布的合成氨、甲醇等相关团体标准。

《通知》提出了七项基本要求。一是规模门槛，年能源消费量超1万吨标煤，或年二氧化碳排放量超2.6万吨。二是能效水平，单位产品能效必须达到国家能耗限额标准的1级（先进值）及2023年版标杆水平。三是绿电消费，绿色电力消费比例不低于本地区2025年可再生能源电力总量消纳责任权重。四是管理体系，需建立符合GB/T 23331的能源管理体系和GB/T 19022的测量管理体系，且通过能源计量审查。五是数字化监测，建设能耗在线监测系统、能源管控中心或能碳管理中心。六是合规经营，符合国家产业政策，无落后产能，近三年无重大行政处罚、环境/安全事故及失信记录。七是用工与数据安全，依法合规用工，无网络安全及数据安全事故。

《通知》提出了工作流程与时间节点。一是企业申请，符合条件的企业自愿申报，鼓励行业协会推荐。二是地方初审，各省级部门组织初审，择优推荐。三是部门复审，三部委组织专家评审，确定最终名单。四是名额限制，原则上每个细分行业能效、碳效领跑者企业数量均不超过5家。五是截止时间，省级部门推荐截止时间为2026年9月15日。材料需通过“工业节能与绿色发展管理平台”报送。

（3）2026年8月3日工信部召开国家级零碳工厂建设座谈会，明确优先选择化工、钢铁、建材、数据中心（零碳算力设施）四大高耗能重点领域开展试点培育

会上重点厘清市场长期存在的认知误区，明确严格区分物理绿电与普通绿证，坚决杜绝 “纸面碳中和”。按照评估指标硬性要求，指标体系设置 “非化石能源电力消费物理认定量占比” 核心考核项，仅厂区分布式光伏自发自用、新能源专线直供、工业微电网就地消纳等具备物理供电链路、电量可溯源的绿色电力，能够计入零碳工厂硬性指标考核；单纯市场化采购绿证仅可用于碳排放抵消，不能作为物理绿电指标达标依据。这一规则彻底打破部分企业依靠批量采购绿证、仅做账面数据实现名义零碳的路径，倒逼制造企业落地实质性能源结构改造，推动源头真实降碳。

会议确立“申报 — 培育 — 验收 — 持续核查” 全链条长效管理机制。国家级零碳工厂不再采用 “一次评审、终身授牌” 静态认定模式。企业自愿提交材料完成申报，纳入建设培育名单后，须制定逐年降碳实施方案，定期报送能耗、碳排放、绿电消纳年度进展；主管部门将组织常态化抽查核验，严格核查 MRV 碳排放数据真实性，杜绝数据造假。按照 “成熟一批、验收一批” 原则组织验收，通过验收正式获评国家级零碳工厂后，依旧纳入长期动态监管。对于建设进度滞后、核心指标持续不达标、存在虚假材料的企业，将调出培育名单或取消零碳工厂资质，持续保持零碳建设刚性约束。

结合工业领域碳达峰与 “十五五” 节能降碳整体部署，会议确定优先选择化工、钢铁、建材、数据中心（零碳算力设施）四大高耗能重点领域开展试点培育。上述行业碳排放总量大、减排改造需求迫切，也是后续全国碳市场扩容、欧盟 CBAM 碳关税重点覆盖行业。通过先行打造行业标杆，形成可复制的工艺电气化、余热余压利用、固废循环、绿电配套一体化零碳改造方案，逐步向全制造业推广。

随着国家级政策细则落地，各地同步加速推进配套工作，多省市工信部门迅速启动地方零碳园区、省级零碳工厂申报辅导工作，建立国家、省、园区三级联动培育体系。多地引导工业园区统筹布局源网荷储、分布式光伏、储能设施，推动园区企业组团采购物理绿电，降低单家企业零碳改造成本，实现园区层面协同减污降碳。

业内分析表示，本次座谈会释放明确信号：国内零碳评价正式从 “形式达标” 转向实效导向。未来企业布局零碳工厂，重心需要从简单碳凭证采购，转向厂区清洁能源配套、生产工艺低碳改造、能源数字化管控、固废资源化利用等实体项目。对于有出口业务的企业，提前布局物理绿电、搭建全流程碳足迹台账，也能够同步应对全球低碳贸易规则变化，对冲碳关税带来的成本压力。

（4）2026年8月5日国家能源局发布《中国绿色燃料发展报告（2026）》

《报告（2026）》显示，截至2025年底，我国绿色燃料总产能已达约800万吨/年油当量。其中，绿色合成氨和绿色甲醇产能表现突出，在全球占据重要地位。报告明确了2026年“五个坚持”的发展路径，强调要加强顶层设计，推动绿色燃料成为新的经济增长点。

一、 核心数据速览（截至2025年底）

二、 行业发展现状与亮点

（一）产业布局与技术路线

绿色甲醇：集中在东北、华东和华南，主要采用生物质气化（耦合绿氢）和沼气/生物天然气重整路线。部分项目利用“共生产”模式和“质量平衡法”获得国际认证。

绿色合成氨：集中于东北地区。我国自主研发的柔性绿色合成氨技术已实现工业化，实现波动性绿电向稳定化工品协同转化。

绿色航空燃料：集中在华东、华中。目前技术路线单一，均为HEFA路线，未来将拓展至生物质气化+费托合成（G+FT）等。

（二）应用场景全场景覆盖

航运：2025年我国B24生物柴油加注量约15万吨，绿色甲醇超1万吨。大连港实现全球首次船用绿色合成氨加注。

航空：北京大兴、成都双流等4座机场开展试点，十大重点机场具备掺混加注能力。

（三）标准体系初步建立

发布《绿色甲醇》和《绿色合成氨》行业标准，将产品降碳强度分为三级：

一级：降碳强度≥70%（生物质原料为65%）

二级：降碳强度≥50%

三级：降碳强度≥30%

明确将工业尾气CO₂、绿证等纳入绿色属性认定。

三、 2026年发展展望：“五个坚持”定调

报告指出，“十五五”是产业培育发展期，2026年将重点推进以下工作：

坚持系统谋划：出台绿色燃料产业发展系列文件，适时推动可再生能源非电消费最低比重目标考核。

坚持试点先行：继续组织氢能、绿色液体燃料技术攻关和产业化试点，打通“制储输用”堵点。

坚持创新引领：聚焦绿电制绿氢、生物质气化、柔性合成等关键技术，鼓励企业“赛马争先”，降低成本。

坚持优化环境：同步谋划储运加注基础设施，建立符合国情的认证体系，推动纳入CCER机制实现绿色价值。

坚持需求牵引：统筹国际国内市场，通过低碳转型基金、特别国债等在产业发展初期予以支持。

（5）2026年8月6日中国质量认证中心公开征求国家标准《基于项目的温室气体减排量评估技术规范 烟气碳捕集制甲醇燃料使用项目（征求意见稿）》意见

《项目（征求意见稿）》首先明确了适用范围。适用对象：以烟气捕集的二氧化碳和氢气为原料生产甲醇并作为燃料的项目。排他条款：不适用于捕集的CO₂已在其他途径获取减排收益的项目，旨在防止减排量重复计算。

《项目（征求意见稿）》同时明确了核心方法。一是项目边界：覆盖从烟气排放、捕集、运输、制氢（或外购）、甲醇生产、运输到最终燃烧使用的全生命周期。二是基准线情景：设定为传统化石原料（煤、天然气）制甲醇燃料项目。即假设不实施该项目，而是生产同等热值的传统化石甲醇所产生的排放。三是减排逻辑：减排量 = 基准线排放量 - 项目情景排放量。

《项目（征求意见稿）》同时提出了关键核算规则。该标准对氢气来源和二氧化碳来源进行了细致分类，并给出了具体的排放因子缺省值：

一、氢气来源排放因子（外购氢缺省值）：煤制氢：19 tCO₂/tH₂。天然气制氢：9 tCO₂/tH₂。其他工艺（含可再生能源电解水制氢、工业副产氢）：0 tCO₂/tH₂

二、二氧化碳来源分类：A类（化石源）：来自煤、天然气、石油等燃烧或转化。需计入全部烟气CO₂排放。B类（生物质源）：来自农林废弃物等生物质燃烧。排放按 0 计入。

三、化石原料制甲醇基准线排放强度：煤制甲醇：2.6 tCO₂/吨甲醇。天然气制甲醇：0.89 tCO₂/吨甲醇。

《项目（征求意见稿）》同时提出了监测要求。标准提出了严格的监测与数据质量管理要求，特别强调“唯一性”证明：

绿电唯一性：需证明可再生电力属性未被其他主体重复主张，且生产装置与电源有直接协议或物理直连。

CO₂权属唯一性：需提供CO₂供应方权属唯一性承诺材料或核查报告。

减排量归属声明：报告中需明确减排量的归属权。

数据存档：佐证材料存档期限不少于项目期结束后两年，独立核查机构需在首次核查时重点核实。

（6）2026年8月7日国家能源局发布《电力安全生产“十五五”行动计划》

《计划》首先明确了总体目标，2030年目标为电力安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制有效运转。重大灾害防范和应急处置能力显著增强。推动实现从“要我安全”向“我要安全”转变。

《计划》同时提出了12项重点任务，主要包括

第一，夯实安全管理基础。坚持党的全面领导，深化“党建+安全”融合机制。压紧压实企业安全责任制，推动责任下沉基层；规范提取和使用安全生产费用。

第二，加强常规发电安全管理。强化煤电机组新工况风险监测及延寿管理；提升核电机组涉网外电网保障水平；推进水电站大坝智能化监测。

第三，加强新业态新主体安全管理。完善海上风电、“沙戈荒”基地安全技术标准，推行安全生产标准化认证。完善新型储能全链条安全标准，强化安全监管和信息共享。

第四， 加强电网安全运行主动防控。加快研究“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）电力系统稳定基础理论，强化仿真分析。构建多元黑启动电源体系，优化“三道防线”，加强主配微协同调度。深化电力监控系统网络安全防护，打造自主可控供应链。

第五，提升涉网安全管理能力。规范新能源并网验收标准与参数管理，研究健全新能源建模及监督评价机制。强化最小开机管理，加强用户侧涉网控制保护配置技术监督。

第六，加强设备安全管理。建立设备全流程质量追溯机制，探索建立质量“黑名单”和重大缺陷设备“召回”制度。

第七，提升电力建设工程安全质量管理水平。严厉打击转包、违法分包，开展“阳光工程”专项行动。重点加强雅鲁藏布江下游水电、“沙戈荒”基地、特高压等工程的安全监督。

第八，加强电力应急体系和能力现代化建设。完成东北、西北国家级电力应急基地建设，优化“7+2+N”应急力量体系。

第九，加快培育发展电力安全新质生产力，实施“人工智能+电力应急”工程，研究基于大模型的安全生产辅助决策技术。设立电力装备核心部件技术攻关专项，推动电力芯片、特高压组部件等关键技术突破。

第十，充分发挥可靠性管理支撑作用。推广基于全量自动采集的可靠性管理，将可靠性贯穿设备全寿命周期。

第十一，提高依法治理水平。加快修订《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《国家大面积停电事件应急预案》等核心法规。紧盯幕后操控人，严肃查处非法违法和弄虚作假行为，完善线索移交机制。

第十二，深化安全文化建设。推进“和谐守规、安全共治”工程，构建员工安全心理健康评估体系。

（7）2026年8月7日全国用电负荷四创新高， 25个省区市累计78次创新高

记者从国家能源局获悉，8月7日，全国用电负荷入夏以来第四次创历史新高，达到15.57亿千瓦，较上一次创新高数值上涨约480万千瓦。

7月29日以来，全国用电负荷持续高位运行，日最大负荷（除周末假期外）均超过去年极值15.08亿千瓦，尖峰负荷呈现明显“平台化”特征。今年以来，全国用电需求保持旺盛增长态势。华北、东北、华东等6个区域电网21次创历史新高，北京、辽宁、江苏、江西、四川、甘肃等25个省（自治区、直辖市）用电负荷累计78次创新高。

经济持续向好与高温天气叠加，共同推高了今夏电力需求峰值。

用电量是经济运行的“晴雨表”。数据显示，今年上半年，全社会用电量累计达5.1万亿千瓦时，同比增长5.3%。从产业用电情况来看，第二产业用电量达3.31万亿千瓦时，同比增长5.1%，其中高技术及装备制造业用电量增速达9.8%；第三产业用电量9916亿千瓦时，同比增长8.0%，其中充换电服务业、互联网数据服务业用电量更是分别猛增56.9%、44.0%，充分印证我国产业转型升级步伐持续加快，经济发展正向新、向绿、向优稳步迈进。

从区域用电格局来看，经济大省用电尤为活跃，广东省7月全社会用电量突破1000亿千瓦时，成为全国首个单月用电量破千亿千瓦时的省份；西部地区经济增长势头强劲，西北五省、川渝藏地区7月全社会用电量同比增幅分别超7%、12%。

天气因素方面，今年以来三轮明显高温过程呈现“早、急、久”特点：5月下旬南方区域高温“来得早”，带动区域用电负荷四创历史新高；7月中旬台风影响消退后高温“来得急”，华中、华东区域用电负荷快速拉升，带动全国负荷三创历史新高；8月上旬东北、华北区域高温“持续久”，两区域用电负荷累计10次刷新历史极值，全国负荷随之再攀新高。

面对持续攀升的用电负荷，国家能源局落实相关部署，指导各地及电网企业抓实持续强化“三个紧盯”，紧盯薄弱地区运维抢修、重点用户供电服务及群众诉求响应，全力保障民生用电，用心守护“万家清凉”。

当前，正值迎峰度夏关键期。国家能源局表示，将持续跟踪用电负荷增长情况，做好应对极端高温天气的准备，指导各地和电网企业坚决守牢民生用电底线，确保迎峰度夏平稳有序。

（8）2026年8月9日国家统计局发布‌2026年7月份‌居民消费价格指数（CPI）和工业生产者出厂价格指数（PPI）数据

2026年7月份，全国居民消费价格同比上涨0.5%。其中，城市上涨0.5%，农村上涨0.4%；食品价格下降1.5%，非食品价格上涨0.9%；消费品价格上涨0.2%，服务价格上涨0.7%。1­­—7月平均，全国居民消费价格比上年同期上涨0.9%。

7月份，全国居民消费价格环比下降0.1%。其中，城市下降0.1%，农村下降0.2%；食品价格持平，非食品价格下降0.1%；消费品价格下降0.6%，服务价格上涨0.4%。

2026年7月份，全国工业生产者出厂价格同比上涨3.5%，环比下降0.7%。工业生产者购进价格同比上涨5.5%，环比下降1.0%。1—7月平均，工业生产者出厂价格比上年同期上涨1.8%，工业生产者购进价格上涨2.8%。

科技资讯

（9）2026年8月9日科技日报报道，乌斯河锗矿正式获得国际矿物学协会新矿物命名及分类委员会批准

记者9日从长安大学获悉，由该校与中国科学院广州地球化学研究所、中国科学院地球化学研究所等单位联合发现、命名并申报的新矿物——乌斯河锗矿，于今年8月正式获得国际矿物学协会新矿物命名及分类委员会批准。这是我国发现的首个独立锗酸盐矿物。

乌斯河锗矿的光学显微镜（a）和背散射扫描电子显微镜图像（b-d）。受访单位供图

锗是半导体、光纤通信、红外光学、太阳能电池等领域不可或缺的战略性关键金属。然而，锗在地壳中丰度低且极难独立成矿，长期主要作为伴生元素产于铅锌矿及煤矿中。

自2023年起，长安大学温汉捷教授团队联合中国科学院广州地球化学研究所朱建喜研究员团队，对四川乌斯河铅锌矿床喷流沉积期的结核状矿石开展系统矿物学研究，发现了大量锗的独立矿物。

研究表明，乌斯河锗矿属蓝锥矿族，三方晶系。此次发现还表明，三维电子衍射技术已能有效解析尺寸小于传统单晶X射线衍射适用下限的小颗粒新矿物，相关方法学日趋成熟。

据悉，乌斯河锗矿氧化锗平均含量高达72%，仅次于锗石，是继瑞忠锗矿、文庆锗矿后在该矿区发现的第3个富锗矿物。该发现明确了乌斯河铅锌矿床中关键的富锗载体矿物，为揭示富锗热液流体演化及稀散金属锗的超常富集机制提供了至关重要的矿物学直接证据。

市场资讯

（10）2026年8月7日本周全国碳市场每周综合价格行情及成交信息数据出台

本周全国碳排放权交易市场综合价格行情为：最高价100.00元/吨，最低价96.50元/吨，收盘价较上周五下跌0.05%。

本周挂牌协议交易成交量1,938,060吨，成交额190,579,824.42元；大宗协议交易成交量3,691,736吨，成交额350,359,411.12元；本周无单向竞价。

本周全国碳排放权交易市场配额总成交量5,629,796吨，总成交额540,939,235.54元。

2026年1月1日至8月7日，全国碳排放权交易市场配额成交量75,848,588吨，成交额6,150,678,100.55元。

截至2026年8月7日，全国碳排放权交易市场配额累计成交量940,715,108吨，累计成交额63,813,296,332.12元。

（11）2026年8月3日全国碳市场 CEA 价格 8 月 3 日盘中首次触及 100 元 / 吨，创开市以来历史新高

据上海环境能源交易所 8 月 3 日发布数据，全国碳排放权交易市场 CEA 当日综合价格行情为：开盘价 99.50 元 / 吨，最高价 100.00 元 / 吨，最低价 99.30 元 / 吨，收盘价 99.69 元 / 吨，收盘价较前一日上涨 1.12%。这是全国碳市场自 2021 年 7 月 16 日开市以来，CEA 价格首次在盘中触及 100 元 / 吨整数关口，具有里程碑意义。当日挂牌协议交易成交量 270,001 吨，成交额 26,917,529.50 元；大宗协议交易成交量 1,000,000 吨，成交额 92,971,000.00 元；当日总成交量 1,270,001 吨，总成交额 119,888,529.50 元。2026 年 1 月 1 日至 8 月 3 日，CEA 累计成交量 71,488,793 吨，成交额 5,729,627,394.51 元；自开市以来累计成交量 936,355,313 吨，累计成交额 63,392,245,626.08 元（约 633.92 亿元）。碳价突破百元，反映出在 "十五五" 碳排放双控全面实施、碳市场扩围至钢铁 / 水泥 / 铝冶炼、配额收紧预期等多重因素推动下，碳市场价格发现功能持续增强。

国际资讯

（12）2026年8月5日报道，联合国称厄尔尼诺现象恐加剧脆弱国家的粮食问题

当地时间5日，联合国秘书长副发言人法尔汉·哈克在纽约联合国总部举行的发布会上表示，不断增强的厄尔尼诺现象预计将显著加剧全球部分最脆弱国家的粮食不安全状况。

联合国秘书长副发言人 法尔汉·哈克：世界粮食计划署5日发布的一项分析结果显示。正在增强的厄尔尼诺天气模式，预计将显著加剧世界上一些最脆弱国家的粮食不安全状况。世界粮食计划署警告称，干旱、洪涝和极端高温已使相关社区面临风险。到2027年底，厄尔尼诺现象可能导致至少4900万人陷入严重的粮食不安全境地。

据世界粮食计划署当天发布的报告指出，厄尔尼诺现象对数百万本已处于脆弱境地民众的粮食安全构成巨大威胁。越早帮助家庭为气候冲击做好准备，就越能挽救生命、保护生计。世粮署预计，受厄尔尼诺现象影响最严重的地区预计为中美洲和非洲南部，非洲东部以及亚洲部分地区也将受到显著影响。厄尔尼诺现象将在2026年9月至12月达到峰值，但由于对未来收成周期的影响，许多地区的影响将持续至2027年。

厄尔尼诺现象是改变区域高温、干旱、强降水等风险概率的全球气候“放大器”。其特征是赤道太平洋中部和东部海域的海面温度升高。它通常每2至7年发生一次，持续约9至12个月。厄尔尼诺现象会影响全球不同地区的气温和降雨模式，通常会对全球气候产生升温效应。目前没有证据表明，气候变化会增加厄尔尼诺现象发生的频率或强度，但海洋和大气变暖会加剧热浪和暴雨等极端天气事件的影响。