重庆
进入9月，欧盟内部数据显示欧洲天然气储气量比2022年危机期间还低，价格翻倍，但约74欧元/兆瓦时（约86美元/兆瓦时）仍只有上次危机峰值的五分之一。除天气外，另一大未知数是霍尔木兹海峡关闭与卡塔尔LNG退出市场的影响——随着寒冬临近，亚洲正与欧洲争夺市场上仅剩的LNG。
储气量处于十年低位
8月底欧盟储气量为库容的65.39%（715亿立方米），比五年均值低16.76%，为2011年有记录以来同期最低。9月1日同期对比：2022年80.73%、2025年77.65%、2024年92.40%、2023年93.02%，15年傅里叶基线为81.31%。欧洲由此比长期常态低约16%，比四年前俄罗斯断供同年同期低约15%，甚至低于2021年危机前紧张期的68.04%。
补库未能弥合缺口
自4月以来仅注入410亿立方米，仅为所需680亿立方米的60%。8月净注入92亿立方米，同比降9%，为12年最低之一；而因史上最热夏季，8月提取量达7.71亿立方米，创五年最高、同比增11%——补库季里气反而在往外流。国别悬殊：德国53.28%、荷兰47.29%最空，意大利83.10%、法国71.31%较满，西北欧最大的两个缓冲库恰恰最空。要11月1日达80%，10月每月需超140船LNG，而5—7月实际月均仅105船，缺口72船。牛津能源研究所预测，若注入维持2024年节奏，欧洲将以720亿立方米（67%库容）入冬，为2012年以来最低起点。
价格翻倍，但仍远未达到2022年水平
9月2日TTF近月价73.80欧元/兆瓦时（约85.8美元），环比涨28.34%、同比涨129.83%；8月31日首破70欧元（约81.3美元），为2023年1月以来最高，较7月初临时停火时高出70%以上。对照2022年约350欧元/兆瓦时（约406.7美元）的峰值，如今仅为其五分之一。Russian Oil & Gas Monitor称当前约每千立方米900美元，为近三四年均值两倍、2021年前水平的四倍多，2021年前定价难回归。
为什么这不是2022年重演
三点不同：其一，冲击形态不同——2022年是供应商撤走管道气，2026年则是LNG被困在关闭的波斯湾水道之后，IEA估计海湾全年供应损失540亿立方米；物理堵塞可解除，断裂的商业关系不能。其二，需求结构更小——欧盟用气比2021年低15%—20%，源于广泛去工业化，尤以德国为甚。其三，当年催生抢购恐慌的规则已拆：90%目标不再必须于11月1日达成，可在10月1日—12月1日间完成，另有15%灵活性；欧盟能源专员约根森更邀成员国将目标砍至80%——欧洲等于预先承诺低库存入冬，消除了四年前的"被迫竞价"。
问题仍可能出在哪里
亚洲重回竞价：3—7月美对中国、日本、韩国、台湾、印度LNG交付量翻两倍，7月对五市场出货首超欧洲，亚洲净回值溢价约5欧元/兆瓦时（约5.8美元），欧洲需在60欧元（约69.7美元）以上才能夺回货物。但这不是需求繁荣——IEA称亚洲区域需求降0.5%，中国进口同比降12%。天气双向：哥白尼预测秋季气温偏高可压供暖需求，但8月酷暑已推高发电用气。若中东不恢复，高盛估计12月TTF或需破100欧元（约116.2美元）；牛津经济研究院预计Q4—Q1约60欧元，并警告欧元区下半年通胀或达3.5%。
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