库存曲线出现拐点。METI 公布的序列是：10 月 11 日 264 万吨（环比 +7 万）、10 月 18 日 254 万吨（-10 万）、10 月 25 日 215 万吨（-38 万）。三周累计去库 49 万吨，且单周降幅从 10 万吨级跳到 38 万吨，为已公布序列中的最大单周降幅。日本发电燃料中 LNG 占比约三成，发电用库存是冬季保供的第一道缓冲；这道缓冲在 11 月初就以每周 38 万吨的速度消耗，意味着电力公司已实质性进入冬季提货节奏，比往年采暖季的去库时点提前。

价格侧同步拉紧。JOGMEC 周报（2026-11-02 更新）显示，JKM 12 月货在 10 月 26—30 日当周从 31 美元高位区间一路升至 10 月 30 日的 34 美元上方低位区间，驱动因素包括欧洲降温与偏低的储气水平、中东供应风险重燃，以及冬季需求预期；同时东北亚买家在高价下现货采购转弱、霍尔木兹海峡周边一度受阻的货盘部分回流市场，构成周内回调压力。欧洲侧，TTF 12 月货 10 月 30 日报 34.0 美元/百万英热，AGSI+ 口径欧盟库存 74.7%、同比下降 10.5%、较五年均值低 16.8%——欧洲与亚洲在抢同一个现货池，欧亚价差几近抹平。11 月 3 日亚洲 LNG 现货参考价回落 3.06% 至约 31.01 美元/百万英热（LNGPriceIndex 独立参考价，非 Platts 官方评估；Energy Trend 的 10 月 30 日收盘口径为 32.84 美元，两个口径时点不同，特此注明）。

传导路径已经清晰可见。库存骤降叠加大宗价格高位，日本电力公司面临「高价补库」与「赌冬季气温」的两难：JEPX 东京次日现货电价 11 月 1 日已升至 36.11 日元/千瓦时、创 2022 年 9 月以来新高（本栏目 11 月 2 日已报道），而燃料费调整按三个月均值滞后传导，意味着即便现货回落，电费端的压力也会延续到深冬。若 11 月气温偏冷，发电用 LNG 库存以当前斜率下滑，电力公司将被迫在 34 美元附近的高位补现货，进一步收紧 12 月—1 月船期的现货池。

对 SNSUC 的业务含义。LNG/LPG 是我方可直接触及的品类，这组数据给出三条可执行判断。其一，日本买家对 12 月—1 月交付货的询盘大概率提前，报价有效期应按周设定、装港与窗口期写死；其二，欧亚价差抹平后套利货盘流向不定，大西洋盆地货盘随时可能转向，锁量优先于锁价；其三，任何日本方向的现货洽谈都须配套第三方检验与单据闭环。我方经营范围明确排除危化品，LNG/LPG、基础油、石蜡、润滑油之外的一律不碰。风险提示：本文基于公开数据的市场观察，不构成投资建议。