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康斯托克公司達成與索卡公司價值16.5億美元的合作協議，以及與海恩斯維爾公司投資4.5億美元的鑽井合資計畫。

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康斯托克資源公司（Comstock Resources，股票代碼：CRK）週二宣布，已與阿塞拜疆國家石油公司（Socar）達成一項價值16.5億美元的戰略合作協議，並與傑裡·瓊斯（Jerry Jones）達成一項價值4.5億美元的海恩斯維爾（Haynesville）鑽井合資協議。 根據與阿塞拜疆國家石油公司（Socar）的擬議交易，該公司將以16.5億美元現金收購康斯托克公司在萊格西（Legacy）和西海恩斯維爾（Western Haynesville）油田的權益。 阿塞拜疆國家石油公司（Socar）將獲得康斯托克公司在萊格西海恩斯維爾油田20%的非作業權益和在西海恩斯維爾油田15%的非作業權益，五年後其持股比例將降至7.5%，收益率為15%。 該協議還涵蓋康斯托克(Comstock)持有的Pinnacle Gas Services公司73%股份中的15%，該公司在西海恩斯維爾(Western Haynesville)地區提供中游服務，交易將於2026年7月1日生效。 康斯托克和索卡(Socar)計劃在2026年10月31日前簽署最終收購協議，並在年底前完成交易，但需經過談判、滿足慣例條件並獲得必要的批准。 此次合作也將賦予索卡在未來萊格西(Legacy)和西海恩斯維爾(Western Haynesville)油田開發項目中的配套參與權，同時索卡也將為康斯托克提供向國際客戶銷售天然氣的機會。 康斯托克董事長兼首席執行官傑伊·艾利森(Jay Allison)表示：“此次合作引入了一位信譽卓著的國際戰略合作夥伴，有助於加速為我們的投資者創造價值，同時使我們能夠大幅降低債務，並為西海恩斯維爾(Western Haynesville)油田的開發計劃提供充足的資金。” 根據與Socar的交易，截至2026年6月30日，Comstock的淨債務將從31億美元降至15億美元，從而增強其流動性並支持西海恩斯維爾地區的開發。 根據與傑瑞瓊斯（Jerry Jones）達成的鑽井合資協議，瓊斯家族的合夥企業將為西海恩斯維爾地區的18口井提供85%的鑽井和完井成本，並為9口萊格西（Legacy）地區的井提供80%的成本。 該合資項目將涵蓋Comstock計劃在未來12個月內鑽探和完井的井，預計總支出約4.5億美元。 該鑽井合資計畫將於2026年9月1日啟動，在合資計畫實現15%的投資報酬率後，50%的井權益將歸還給Comstock。 該合資計畫將支持Comstock在西海恩斯維爾地區54.5萬淨英畝土地上的開發，為Pinnacle Gas Services公司提供天然氣，並增強公司的資產負債表。 「我們也對傑裡瓊斯對我們海恩斯維爾鑽井項目的投資感到興奮，這將增強我們的資產負債表，並使我們能夠繼續在我們廣闊的西海恩斯維爾資產中創造價值，」艾利森說。

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TPH稱，委內瑞拉石油交易或將提振美國煉油商，因為重質原油供應增加。

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能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）表示，隨著煤炭成本上漲，印尼應採取成本最低的電力規劃。

能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）週五發布的一份報告指出，隨著再生能源價格低於煤炭，印尼應轉向以最低成本為導向的電力規劃，以支持該國100吉瓦的太陽能計畫。 該報告敦促印尼根據當前的發電成本、燃料風險、融資條件和區域市場差異，更新其電力供應業務計劃（RUPTL）。 報告顯示，印尼於2025年6月宣布了這項100吉瓦的太陽能計劃，並於2026年8月25日由總統普拉博沃·蘇比安托正式啟動。 IEEFA表示，印尼應將太陽能計畫納入其更廣泛的電力戰略，而不是將其視為一個獨立的目標，從而使再生能源能夠降低成本並提高能源安全。 該報告還呼籲儘早退役低效率的化石燃料電廠，特別是燃煤電廠，以釋放電網容量、減少補貼並為新增再生能源發電提供空間。 2020年，印尼煤炭發電成本為每千瓦時637印尼盾（約0.03美元），預計到2025年將上漲46%至每千瓦時930印尼盾。能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）預測，到2026年，煤炭發電成本可能達到每度約1060印尼盾。 報告指出，印尼國內煤炭定價政策掩蓋了煤電的實際經濟效益，限制了再生能源專案在公平競爭環境下的能力。 IEEFA估計，如果沒有國內價格義務，到2025年，煤炭發電成本將達到每千瓦時1455印尼盾，比現行價格體系下的每千瓦時930印尼盾高出56%。 平準化成本也對再生能源有利，煤炭發電成本在每千瓦時 10 美分至 15.1 美分之間，而公用事業規模的太陽能光電專案成本為每千瓦時 5.6 美分至 8.4 美分。 陸上風電的成本估計為每千瓦時 6.8 美分至 10.3 美分，而天然氣發電的成本在每千瓦時 14 美分至 21 美分之間，這使得天然氣成為成本最高的化石燃料選擇。 能源經濟與金融分析研究所 (IEEFA) 估計，公用事業規模的太陽能發電成本比煤炭發電低約 44%，而陸上風電發電成本則低約 32%，凸顯了新型發電方式經濟性的變化。 化石燃料成本上漲和匯率波動加劇了印尼國家電力公司 (PT Perusahaan Listrik Negara，簡稱 PLN) 的壓力，因為受監管的消費者電價無法彌補不斷上漲的電力供應成本。 根據能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）的數據，到2025年，消費者平均零售電價約為1112.69印尼盾/千瓦時，而印尼國家電力公司（PLN）的發電成本加上利潤將達到1785.64印尼盾/千瓦時。 分析指出，政府補貼和補償彌補了由此產生的缺口，這些補貼和補償金將從2020年的65.9兆印尼盾大幅增加至2025年的200兆印尼盾。 IEEFA能源金融專家蘭迪·巴赫蒂亞爾（Randi Bachtiar）表示：“利用最低成本規劃和競爭性採購，將使印尼擺脫對煤炭和天然氣的依賴，實現能源多元化，同時降低長期發電成本，並減輕PLN和政府的財務壓力。” 印尼東部地區蘊藏著巨大的節能潛力，因為馬魯古省、巴布亞省、西努沙登加拉省和東努沙登加拉省的小型電力系統嚴重依賴成本高昂的柴油發電。 IEEFA表示，在這些地區，公用事業規模的太陽能發電與電池儲能係統結合，其成本已經可以低於柴油發電，同時還能在白天以外的時間提供可靠的電力。 IEEFA指出，以再生能源發電取代柴油發電還可以減少燃料進口，降低對波動大宗商品價格的依賴，而獨立系統無需進行大規模輸電投資即可完成轉型。 IEEFA能源金融分析師Yusuf Kresna表示：“用再生能源發電取代柴油發電具有多重優勢：降低發電成本、減少燃料進口、提高能源安全，並降低對波動燃料市場的風險。” 報告顯示，《2025-2034年再生能源發展規劃》（RUPTL 2025-2034）已設定目標，到2034年實現42.6吉瓦的再生能源裝置容量和10.3吉瓦的儲能裝置容量，同時也將進行輸電投資。 IEEFA建議將新的太陽能和儲能專案導向高成本地區，同時透過競爭性採購、可融資的購電協議和更清晰的監管來吸引私人投資，從而降低印尼的長期電力成本。

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美國電力市場動態：美國批發電力價格普遍上漲；SPP盤中LMP觸及1,910.34美元/兆瓦時

週一下午，美國批發電力市場普遍上漲，根據GridStatus.io數據顯示，西南電力聯盟（Southwest Power Pool）盤中最高價觸及每兆瓦時1910.34美元。 德州電力可靠性委員會（Electric Reliability Council of Texas）的即時邊際價格（LMP）在美東時間下午4點為每兆瓦時38.55美元。淨負載為48.33吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達38.5%。 加州獨立系統營運商（California Independent System Operator）的即時邊際價格在美東時間下午4點為每兆瓦時23.75美元。淨負載為0.9吉瓦，其中太陽能發電佔比最高，達60.5%。 西南電力聯盟（SPP）的即時邊際價格在美東時間下午4點達到每兆瓦時51.43美元。淨負載總計 46.38 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 42.1%。美國東部時間下午 2:40，天然氣價格攀升至日內高峰 1,910.34 美元/兆瓦時。 PJM 的即時天然氣邊際價格 (LMP) 於美東時間下午 4 點為 33.81 美元/兆瓦時。淨負載為 122.42 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 44.9%。 中西部獨立系統營運商 (MIDSO) 的即時天然氣邊際價格 (LMP) 於美東時間下午 4 點為 42.46 美元/兆瓦時。淨負載為 93.75 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 35.3%。 紐約獨立系統營運商 (NYISO) 的即時天然氣邊際價格 (LMP) 於美東時間下午 4 點為 43.42 美元/兆瓦時。淨負載達 20.75 吉瓦，其中雙燃料發電佔比最高，達 31.4%。 美國東部時間下午 4 點，新英格蘭獨立系統營運商 (ISO New England) 的即時地價為 43.79 美元/兆瓦時。淨負載為 13.87 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 53%。市場價格在下午 2:05 達到日內最高點 98.13 美元/兆瓦時。 美國東部時間下午 4 點，安大略省獨立電力系統營運商 (ISO Ontario) 的即時價格為 49.07 美元/兆瓦時。美國東部時間下午 3:55，淨負載為 18.94 吉瓦，其中核電佔比最高，達 44.6%。價格在下午 1:55 達到日內最高點 123.63 美元/兆瓦時。 美國國家氣象局氣候預報中心預測，9 月 8 日至 9 月 14 日期間，美國中部和東部大部分地區的氣溫將高於正常水平，而西部部分地區的氣溫將接近正常水平。