卡魯梅特能源公司（Calumet，股票代號：CLMT）週二表示，其位於蒙大拿州的再生能源工廠的可持續航空燃料（SAF）年產能預計將在2028年底達到約2億加侖，再生產品總銷量將成長40%，達到每日1.7萬桶。 蒙大拿州再生能源工廠目前的SAF年產能為6,000萬加侖，預計到2026年底將超過8,000萬加侖，到2027年春季將超過1.2億加侖。 該公司在新聞稿中指出，此次擴建項目的總資本支出為1.37億美元，而最初由美國能源部透過其能源主導融資辦公室提供的貸款計畫投資12億美元用於該計畫。 鑑於資本需求大幅降低，蒙大拿州再生能源公司和能源主導融資辦公室已對最初於2025年1月簽署的貸款擔保協議進行了修訂。 第二階段的能源部撥款從最高6.58億美元減少至一次性最終撥款3,400萬美元，其餘擴建資金將由蒙大拿州再生能源公司自籌。
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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。
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。
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。