美國能源資訊署（EIA）週二表示，受新增產能和強勁的全球價格推動，美國液化天然氣（LNG）出口在2026年上半年大幅成長，其中亞洲市場成為關鍵成長點。 2026年上半年，美國液化天然氣日均出口量為174億立方英尺，較去年同期成長23%。 EIA在其最新發布的《短期能源展望》中預計，2026年下半年美國液化天然氣日均出口量將達到173億立方英尺，並在2027年上半年增至187億立方英尺。 自2016年大規模出口以來，新終端的投產和擴建推動了美國液化天然氣出口的最快成長，其中普拉克明斯液化天然氣終端已滿載運轉。 EIA表示，科珀斯克里斯蒂三期工程透過七條液化生產線中的六條出口液化天然氣，而這兩個終端建成後將新增40億立方英尺/日的名義產能。 Golden Pass LNG計畫於2026年4月開始出口，預計到年底前一期生產線（Train 1）的出貨量將有所增加，新增0.7 Bcf/d的名義產能；二期生產線（Train 2）預計將於2026年底完工。 強勁的全球LNG價格使美國LNG出口在2026年上半年保持接近峰值水平，荷蘭液化天然氣轉讓設施（TTF）的平均價格為每百萬英熱單位14.74美元，高於2025年上半年的13.10美元/百萬英熱單位。 3月份霍爾木茲海峽的交通中斷導致全球LNG供應減少20%，其中大部分來自卡達，推高了價格並加劇了現貨貨物的競爭。 報告引述彭博社數據稱，亞洲買家（約佔卡達液化天然氣供應量的80%）在2026年上半年面臨現貨市場供應趨緊的局面，而日韓市場平均價格為15.56美元/百萬英熱單位（MMBtu），較2025年上半年上漲2.38美元。 日韓市場價格在2026年上半年達到四年來的最高水平，為2022年價格觸及29美元/百萬英熱單位以來的最高水平。 美國能源資訊署（EIA）表示，2026年上半年美國對亞洲的液化天然氣運輸量成長超過一倍，達到23億立方英尺/日（Bcf/d），增幅達108%；而對歐洲的運輸量則增加了1億立方英尺/日（Bcf/d），增幅為1%。 TTF平均價格也攀升至俄羅斯在2022年入侵烏克蘭以來的最高水平，當時價格達到32.42美元/百萬英熱單位。 2026年上半年，運往拉丁美洲、加勒比海地區、中東和北非的天然氣運輸量增加了0.8億立方英尺/日，增幅達46%。 根據美國能源資訊署（EIA）數據顯示，埃及和荷蘭並列成為天然氣運輸量最大的目的地，均為1.7億立方英尺/日，其次是義大利（1.4億立方英尺/日）、法國（1.2億立方英尺/日）和英國（1.1億立方英尺/日）。
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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。
TPH能源研究公司週一發布的一份報告指出，美委石油協議可能會增加美國煉油商的重質原油供應，並擴大重質原油的折扣。 TPH能源研究公司表示，今年美國煉油商的原油加工量為每日1,830萬桶，其中包括來自外國供應商的400萬桶/日重質原油。 2016年至2018年，美國重質原油進口量從每日450萬桶下降，但委內瑞拉將美國原油出口量從2025年的每日14萬桶增加到每日34.1萬桶。 報告顯示，委內瑞拉原油出口量將在2026年5月達到每日47.1萬桶，約佔全國每日110萬桶原油產量的三分之一。 據TPH稱，瓦萊羅能源公司（VLO）以13.7萬桶/日的進口量領先委內瑞拉原油市場，高於2025年的6.9萬桶/日，其次是雪佛龍公司（CVX），進口量為5.2萬桶/日，菲利普斯66公司（PSX）為4.6萬桶/日。 西戈公司（Citgo）進口量為2.9萬桶/日，PBF能源公司（PBF）進口量為2.4萬桶/日，而第三方貿易商維多集團（Vitol）和托克集團（Trafigura）的進口量為4萬桶/日，其中部分原油可能最終流入美國煉油廠。 TPH表示，重質原油供應量的增加可能會進一步擴大原油價差，目前休士頓的瑪雅原油和加拿大西部精選原油的交易價格分別比布蘭特原油低11美元/桶和14美元/桶，而2025年的預期價分別為8美元/桶和7美元/桶。
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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。