インドネシアは、再生可能エネルギーが石炭よりも安価になるにつれ、最低コスト電力計画に移行すべきであり、これは同国の100ギガワット太陽光発電計画を支援するものであると、エネルギー経済・金融分析研究所（IEEFA）が金曜日に発表した報告書で述べた。 同報告書は、インドネシアに対し、現在の発電コスト、燃料リスク、資金調達条件、地域市場の違いなどを考慮して、電力供給事業計画（RUPTL）を更新するよう促している。 報告書によると、インドネシアは2025年6月に100ギガワット太陽光発電計画を発表し、プラボウォ・スビアント大統領は2026年8月25日に正式に発足させた。 IEEFAは、インドネシアは太陽光発電計画を単独の目標として扱うのではなく、より広範な電力戦略に統合すべきであり、そうすることで再生可能エネルギーによるコスト削減とエネルギー安全保障の向上が可能になると指摘した。 同報告書はまた、送電網の容量を確保し、補助金を削減し、再生可能エネルギー発電の増設に対応するため、非効率な化石燃料発電所、特に石炭火力発電所の早期廃止を求めている。 石炭火力発電のコストは、2020年の1キロワット時あたり637インドネシアルピア（0.03米ドル）から2025年には930インドネシアルピアへと46%上昇し、IEEFA（インドネシアエネルギー経済フォーラム）は2026年には約1,060インドネシアルピアに達する可能性があると予測している。 報告書によると、インドネシアの国内石炭価格政策は石炭火力発電の実際の経済状況を不明瞭にし、再生可能エネルギープロジェクトが公平な条件で競争する能力を制限している。 IEEFAの推計では、国内価格義務制度がなければ、石炭火力発電のコストは2025年には1,455インドネシアルピア/kWhとなり、規制価格制度下での930インドネシアルピア/kWhを56%上回ることになる。 均等化発電コストも再生可能エネルギーに有利で、石炭火力発電のコストは1kWhあたり10～15.1米セントであるのに対し、大規模太陽光発電プロジェクトのコストは5.6～8.4米セントとなっています。 陸上風力発電のコストは1kWhあたり6.8～10.3米セントと推定され、ガス火力発電は1kWhあたり14～21米セントで、ガス火力発電は化石燃料の中で最もコストが高い選択肢となっています。 IEEFAの推計によると、大規模太陽光発電のコストは石炭火力発電よりも約44%低く、陸上風力発電のコストは約32%低く、新たな発電方法の経済性の変化が浮き彫りになっています。 化石燃料価格の高騰と為替変動は、インドネシアの国営電力会社であるPT Perusahaan Listrik Negara（PLN）への圧力を強めています。規制された消費者向け料金では、増加する電力供給コストを賄いきれていないためです。 IEEFA（エネルギー経済・財務分析研究所）によると、2025年の消費者の平均小売料金は約1,112.69インドネシアルピア/kWhとなる一方、PLN（インドネシア国営電力会社）の発電コストと事業利益を合わせた金額は1,785.64インドネシアルピア/kWhに達すると予測されている。 分析によると、この不足分は政府の補助金と補償によって補填され、その支払額は2020年の65兆9,000億インドネシアルピアから2025年には200兆インドネシアルピアへと急増する見込みだ。 IEEFAのエネルギー金融専門家、ランディ・バクティアル氏は、「最小コスト計画と競争入札を活用することで、インドネシアは石炭とガスへの依存から脱却し、長期的な発電コストを削減するとともに、PLNと政府の財政的負担を軽減できるだろう」と述べている。 インドネシア東部は、特に大きなコスト削減の機会を秘めています。マルク諸島、パプア州、西ヌサ・トゥンガラ州、東ヌサ・トゥンガラ州は、小規模な電力系統において高コストなディーゼル発電に大きく依存しているためです。 IEEFA（エネルギー・経済・財務分析研究所）によると、大規模太陽光発電と蓄電池システムを組み合わせることで、これらの地域では既にディーゼル発電よりもコストを削減でき、日中以外でも安定した電力供給が可能となっています。 IEEFAは、ディーゼル発電を再生可能エネルギーに置き換えることで、燃料輸入量と変動の激しい商品価格へのリスクを軽減できるだけでなく、独立型の電力系統であれば大規模な送電網への投資なしに切り替えが可能になると述べています。 IEEFAのエネルギー金融アナリスト、ユスフ・クレスナ氏は、「ディーゼル発電を再生可能エネルギーに置き換えることで、発電コストの削減、燃料輸入量の削減、エネルギー安全保障の向上、燃料市場の変動リスクの軽減など、多くのメリットが得られます」と述べています。 報告書によると、RUPTL（再生可能エネルギー計画）2025-2034は、2034年までに42.6GWの再生可能エネルギー容量と10.3GWのエネルギー貯蔵容量を目標としており、送電網への投資も含まれています。 IEEFAは、新たな太陽光発電および蓄電プロジェクトを高コスト地域に向けるとともに、競争入札、融資可能な電力購入契約、より明確な規制を活用して民間投資を誘致し、インドネシアの長期的な電力コストを削減することを推奨している。
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米国の天然ガス価格、貯蔵量の増加と天候の好調を背景に3週連続上昇
米国の天然ガス価格は、在庫増加と天候要因による価格上昇を背景に、3週連続で上昇して取引を終えた。 先物市場では、ニューヨーク・マーカンタイル取引所（NYMEX）の期近限月契約は、8月21日の2.76ドルから上昇し、金曜日に100万英国熱量単位（MMBtu）あたり2.88ドルで週末を終えた。 米国エネルギー情報局（EIA）が木曜日に発表した週間ガス在庫補足報告書によると、天然ガスのスポット価格は水曜日に0.13ドル下落し、1MMBtuあたり2.81ドルとなった。 これは、全米各地で気温にばらつきが見られる中で起こった。S&Pグローバルのデータによると、テキサス州と南東部では気温が平年を上回ったものの、中西部と北東部では気温が低かったため、天然ガス需要は1日あたり36億立方フィート減少した。 天然ガス総供給量は、週を通して日量0.9億立方フィート（1%）減少しました。カナダからの輸入量も日量0.4億立方フィート（8%）減少し、ガス生産量は日量0.4億立方フィート（1%未満）減少しました。 米国のLNG輸出供給ガス量は、週の大半で日量17億立方フィート前後で推移し、低調な状態が続きました。しかし、木曜日には日量195.4億立方フィートに急増し、ブルームバーグLNG供給ガスモデルによると、30日移動平均の179.7億立方フィートを大幅に上回りました。 8月21日までの週の貯蔵量への純流入量は15億立方フィートで、前週の16億立方フィートをわずかに下回り、総ガス在庫は3,184億立方フィートとなりました（米国エネルギー情報局（EIA）の週間在庫データによる）。 Investing.comがまとめたデータによると、今回の貯蔵量は、予想の190億立方フィート（Bcf）の注入量、前年の180億立方フィート、そして過去5年間の同時期の平均である330億立方フィートを下回り、かなり強気な貯蔵量増加となった。 地域別の貯蔵量はまちまちで、東部、中西部、山岳地帯ではそれぞれ190億立方フィート、180億立方フィート、10億立方フィートの純注入量を報告した。東部と中西部の在庫はそれぞれ前年同期比で3%と5%増加したが、山岳地帯は6%減少した。 一方、中南部、太平洋岸、ソルト地域では、それぞれ190億立方フィート、30億立方フィート、200億立方フィートの純引き出し量を報告した。 米国の総稼働ガス貯蔵量は3,1840億立方フィートで、前年同期比で300億立方フィート（1%）減少したが、過去5年間の同時期の平均を1670億立方フィート（6%）上回った。パインブルック・エナジー・アドバイザーズは、在庫水準は「依然として健全な水準にある」一方、国内生産量は引き続き増加傾向を示しており、短期的に、あるいは来る冬季にかけての大幅な上昇余地は限定的であると指摘した。 一方、ベーカー・ヒューズ（BKR）が金曜日に発表したデータによると、8月28日までの週の米国のガス掘削リグ数は、127基から132基へと5基増加した。これは前年同期の119基と比較したものである。 将来の生産量を示す重要な先行指標である北米全体の掘削リグ数は、前週の804基から5基減少し、799基となった。 同週に米国の港から出港したLNGタンカーは合計31隻で、前週より3隻減少した。総輸送能力は1170億立方フィートで、前週より120億立方フィート減少した。 国際市場では、8月26日までの週の欧州TTFガス価格は平均22.70ドル/MMBtuで、前週より1.59ドル/MMBtu上昇した。一方、日本・韓国マーカー価格は平均23.07ドル/MMBtuで、前週より約1.47ドル/MMBtu上昇した。
$BKR
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市場の噂：米国防総省、ベネズエラとの17油田を対象とした石油事業提携を検討中
ブルームバーグ通信は金曜日、関係者の話として、米国防総省がベネズエラのエネルギー投資家アレハンドロ・ベタンクール氏との提携を検討しており、これにより米国政府はベネズエラの石油埋蔵量に大きな権益を得る可能性があると報じた。 関係者によると、協議の対象はベネズエラの主要油田地帯に広がる最大17の油田で、オリノコ重油地帯のフニン油田やマラカイボ湖周辺の油田も含まれる。ブルームバーグによると、交渉中の案の一つは、米国がこれらの油田を100年間リースするというものだ。 報道によると、国防総省の戦略資本局（OSC）が投資の監督機関として検討されており、サプライチェーンのギャップ解消にも貢献する可能性がある。OSCは、バイデン政権が重要技術の開発を支援するために2022年に設立した。 国防総省はへの電子メールによる回答で、この潜在的な取引に関する報道内容に反論した。 国防総省のショーン・パーネル首席報道官はへの電子メールによる回答で、戦略資本局（OSC）は民間企業への株式投資は行っておらず、法定権限に基づき融資、融資保証、または技術支援のみを提供できると述べた。 同報道官は、OSCの資本支援の範囲には、投資の開発と資金調達のための取引構造化も含まれると指摘した。 国防総省のキングスリー・ウィルソン報道官はに対し、「資本支援の提供または融資の実行に先立ち、OSCは潜在的な取引について広範なデューデリジェンスと包括的な法的審査を実施し、適用されるすべての法的および規制上の要件を満たしていることを確認する」と述べた。 同報道官はさらに、条件付き融資承認手続きの公正性および実際のまたは潜在的な借り手の機密情報（非公開情報）を保護するため、国防総省は条件付き融資承認手続き中に提起された具体的な商業的、契約的、財務的、技術的、または法的検討事項についてコメントすることはできないと付け加えた。 国防総省副報道官のジェイコブ・ブリス氏はMTニュースワイヤーズに対し、特別証券委員会（OSC）は多層的な法的・規制枠組みの下で運営されており、適用されるすべての法律を遵守していると述べた。 ホワイトハウスと、ベタンクール氏が支配するベネズエラの石油生産会社ノースアメリカン・ブルー・エナジーは、MTニュースワイヤーズのコメント要請にすぐには応じなかった。 （マーケットチャッターのニュースは、世界中の市場専門家との会話から得られた情報に基づいています。この情報は信頼できる情報源に基づいていると考えられますが、噂や憶測が含まれる可能性があります。正確性は保証されません。）
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小規模製油所に対する免除措置拡大の見通しを受け、週間のRIN価格が急落
EcoEngineersのカーボンマーケットスナップショットによると、再生可能燃料識別番号（RIN）市場は8月20日から27日の期間に急落した。 今年度（D4 2026年）のバイオマス由来ディーゼル燃料RIN価格は、木曜日に1RINあたり1.95ドルで取引され、1週間前の2.30ドルから下落した。 D5 2026年先進バイオ燃料RINは、1RINあたり約1.94ドルで取引され、先週の2.33ドルを下回った。 D6 2026年トウモロコシ由来エタノールRIN価格は、木曜日の取引終了時点で1RINあたり1.83ドルとなり、1週間前の2.27ドルから下落した。 ノースダコタ州立大学の農業政策助教授であるマット・ギャマンズ氏は、に対し、この価格下落は市場の期待の変化を反映していると述べた。 ギャマンズ氏は、市場は現在、環境保護庁（EPA）が2025年の小規模製油所に対する免除措置を、以前の予想よりも大幅に多く認める可能性があると考えていると述べた。 ギャマンズ氏によると、今週、この予想に変化をもたらした要因は2つある。第一に、EPAが2025年の義務履行期限である9月1日を延期したことで、本来であれば8月最終週に実施されるはずだった強制的な買い付けが回避され、より広範な緩和措置の兆候と受け止められた。 第二に、非公開のブリーフィングを引用した報道によると、免除措置の対象となるRIN（再生可能燃料識別番号）の数は、市場の想定である13億に近い数よりも多く、18億に達する可能性があるという。 ギャマンズ氏は、免除措置によって製油所の義務が免除されるため、本来であれば償却されるはずだったRINが市場に残ると説明した。 「これは、義務を負う製油所が利用できるRINが増えることを意味し、価格が下がる。義務を負う製油所は義務のすべての構成要素（D4、D5、D6）の影響を受けるため、免除措置はすべてのカテゴリーの需要を減少させる」とギャマンズ氏は述べた。