卡鲁梅特能源公司（Calumet，股票代码：CLMT）周二表示，其位于蒙大拿州的可再生能源工厂的可持续航空燃料（SAF）年产能预计将在2028年底达到约2亿加仑，可再生产品总销量将增长40%，达到每日1.7万桶。 蒙大拿州可再生能源工厂目前的SAF年产能为6000万加仑，预计到2026年底将超过8000万加仑，到2027年春季将超过1.2亿加仑。 该公司在一份新闻稿中指出，此次扩建项目的总资本支出为1.37亿美元，而最初由美国能源部通过其能源主导融资办公室提供的贷款计划投资12亿美元用于该项目。 鉴于资本需求大幅降低，蒙大拿州可再生能源公司和能源主导融资办公室已对最初于2025年1月签署的贷款担保协议进行了修订。 第二阶段的能源部拨款从最高6.58亿美元减少至一次性最终拨款3400万美元，扩建工程的剩余部分将由蒙大拿州可再生能源公司自筹资金。
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TPH能源研究公司周一发布的一份报告指出，美委石油协议可能会增加美国炼油商的重质原油供应，并扩大重质原油的折扣。 TPH能源研究公司表示，今年美国炼油商的原油加工量为每日1830万桶，其中包括来自外国供应商的400万桶/日重质原油。 2016年至2018年，美国重质原油进口量从每日450万桶下降，但委内瑞拉将美国原油出口量从2025年的每日14万桶增加到每日34.1万桶。 报告显示，委内瑞拉原油出口量将在2026年5月达到每日47.1万桶，约占该国每日110万桶原油产量的三分之一。 据TPH称，瓦莱罗能源公司（VLO）以13.7万桶/日的进口量领跑委内瑞拉原油市场，高于2025年的6.9万桶/日，其次是雪佛龙公司（CVX），进口量为5.2万桶/日，菲利普斯66公司（PSX）为4.6万桶/日。 西戈公司（Citgo）进口量为2.9万桶/日，PBF能源公司（PBF）进口量为2.4万桶/日，而第三方贸易商维多集团（Vitol）和托克集团（Trafigura）的进口量为4万桶/日，其中部分原油可能最终流入美国炼油厂。 TPH表示，重质原油供应量的增加可能会进一步扩大原油价差，目前休斯顿的玛雅原油和加拿大西部精选原油的交易价格分别比布伦特原油低11美元/桶和14美元/桶，而2025年的预期价分别为8美元/桶和7美元/桶。
能源经济与金融分析研究所（IEEFA）周五发布的一份报告指出，随着可再生能源价格低于煤炭，印尼应转向以最低成本为导向的电力规划，以支持该国100吉瓦的太阳能计划。 该报告敦促印尼根据当前的发电成本、燃料风险、融资条件和区域市场差异，更新其电力供应业务计划（RUPTL）。 报告显示，印尼于2025年6月宣布了这项100吉瓦的太阳能计划，并于2026年8月25日由总统普拉博沃·苏比安托正式启动。 IEEFA表示，印尼应将太阳能计划纳入其更广泛的电力战略，而不是将其视为一个独立的目标，从而使可再生能源能够降低成本并提高能源安全。 该报告还呼吁尽早退役低效的化石燃料电厂，特别是燃煤电厂，以释放电网容量、减少补贴并为新增可再生能源发电提供空间。 2020年，印尼煤炭发电成本为每千瓦时637印尼盾（约合0.03美元），预计到2025年将上涨46%至每千瓦时930印尼盾。能源经济与金融分析研究所（IEEFA）预测，到2026年，煤炭发电成本可能达到每千瓦时约1060印尼盾。 报告指出，印尼国内煤炭定价政策掩盖了煤电的实际经济效益，限制了可再生能源项目在公平竞争环境下的能力。 IEEFA估计，如果没有国内价格义务，到2025年，煤炭发电成本将达到每千瓦时1455印尼盾，比现行价格体系下的每千瓦时930印尼盾高出56%。 平准化成本也对可再生能源有利，煤炭发电成本在每千瓦时 10 美分至 15.1 美分之间，而公用事业规模的太阳能光伏项目成本为每千瓦时 5.6 美分至 8.4 美分。 陆上风电的成本估计为每千瓦时 6.8 美分至 10.3 美分，而天然气发电的成本在每千瓦时 14 美分至 21 美分之间，这使得天然气成为成本最高的化石燃料选择。 能源经济与金融分析研究所 (IEEFA) 估计，公用事业规模的太阳能发电成本比煤炭发电低约 44%，而陆上风电发电成本则低约 32%，这凸显了新型发电方式经济性的变化。 化石燃料成本上涨和汇率波动加剧了印尼国家电力公司 (PT Perusahaan Listrik Negara，简称 PLN) 的压力，因为受监管的消费者电价无法弥补不断上涨的电力供应成本。 根据能源经济与金融分析研究所（IEEFA）的数据，到2025年，消费者平均零售电价约为1112.69印尼盾/千瓦时，而印尼国家电力公司（PLN）的发电成本加上利润将达到1785.64印尼盾/千瓦时。 分析指出，政府补贴和补偿弥补了由此产生的缺口，这些补贴和补偿金将从2020年的65.9万亿印尼盾大幅增长至2025年的200万亿印尼盾。 IEEFA能源金融专家兰迪·巴赫蒂亚尔（Randi Bachtiar）表示：“利用最低成本规划和竞争性采购，将使印尼摆脱对煤炭和天然气的依赖，实现能源多元化，同时降低长期发电成本，并减轻PLN和政府的财务压力。” 印尼东部地区蕴藏着巨大的节能潜力，因为马鲁古省、巴布亚省、西努沙登加拉省和东努沙登加拉省的小型电力系统严重依赖成本高昂的柴油发电。 IEEFA表示，在这些地区，公用事业规模的太阳能发电与电池储能系统相结合，其成本已经可以低于柴油发电，同时还能在白天以外的时间提供可靠的电力。 IEEFA指出，用可再生能源发电替代柴油发电还可以减少燃料进口，降低对波动大宗商品价格的依赖，而独立系统无需进行大规模输电投资即可完成转型。 IEEFA能源金融分析师Yusuf Kresna表示：“用可再生能源发电替代柴油发电具有多重优势：降低发电成本、减少燃料进口、提高能源安全，并降低对波动燃料市场的风险。” 报告显示，《2025-2034年可再生能源发展规划》（RUPTL 2025-2034）已设定目标，到2034年实现42.6吉瓦的可再生能源装机容量和10.3吉瓦的储能装机容量，同时还将进行输电投资。 IEEFA建议将新的太阳能和储能项目导向高成本地区，同时通过竞争性采购、可融资的购电协议和更清晰的监管来吸引私人投资，从而降低印尼的长期电力成本。
周一下午，美国批发电力市场普遍上涨，据GridStatus.io数据显示，西南电力联盟（Southwest Power Pool）盘中最高价触及每兆瓦时1910.34美元。 德克萨斯州电力可靠性委员会（Electric Reliability Council of Texas）的实时边际价格（LMP）在美东时间下午4点为每兆瓦时38.55美元。净负荷为48.33吉瓦，其中天然气发电占比最高，达38.5%。 加州独立系统运营商（California Independent System Operator）的实时边际价格在美东时间下午4点为每兆瓦时23.75美元。净负荷为0.9吉瓦，其中太阳能发电占比最高，达60.5%。 西南电力联盟（SPP）的实时边际价格在美东时间下午4点达到每兆瓦时51.43美元。净负荷总计 46.38 吉瓦，其中天然气发电占比最高，达 42.1%。美东时间下午 2:40，天然气价格攀升至日内峰值 1,910.34 美元/兆瓦时。 PJM 的实时天然气边际价格 (LMP) 于美东时间下午 4 点为 33.81 美元/兆瓦时。净负荷为 122.42 吉瓦，其中天然气发电占比最高，达 44.9%。 中西部独立系统运营商 (MIDSO) 的实时天然气边际价格 (LMP) 于美东时间下午 4 点为 42.46 美元/兆瓦时。净负荷为 93.75 吉瓦，其中天然气发电占比最高，达 35.3%。 纽约独立系统运营商 (NYISO) 的实时天然气边际价格 (LMP) 于美东时间下午 4 点为 43.42 美元/兆瓦时。净负荷达到 20.75 吉瓦，其中双燃料发电占比最高，达 31.4%。 美国东部时间下午 4 点，新英格兰独立系统运营商 (ISO New England) 的实时地价为 43.79 美元/兆瓦时。净负荷为 13.87 吉瓦，其中天然气发电占比最高，达 53%。市场价格在下午 2:05 达到日内最高点 98.13 美元/兆瓦时。 美国东部时间下午 4 点，安大略省独立电力系统运营商 (ISO Ontario) 的实时地价为 49.07 美元/兆瓦时。美国东部时间下午 3:55，净负荷为 18.94 吉瓦，其中核电占比最高，达 44.6%。价格在下午 1:55 达到日内最高点 123.63 美元/兆瓦时。 美国国家气象局气候预测中心预测，9 月 8 日至 9 月 14 日期间，美国中部和东部大部分地区的气温将高于正常水平，而西部部分地区的气温将接近正常水平。