EMEA地区：持续的高价格和能源安全问题将加速能源转型

诸多欧洲市场批发电价高于 200 欧元/兆瓦时，并且在 2027 年之前不太可能回落到 100 欧元/兆瓦时的价格以下。价格引发的需求破坏在短期内抑制了市场的交易量。但从长远来看，报告预计到 2050 年，欧盟 27 国加上英国市场（EU27+UK）的规模将增长 84%，达到 5869 TWh。

为应对俄乌冲突，欧洲推出的REPowerEU政策反应标志着能源转型步伐产生了重大的转变。电网扩展、连接和许可方面的遗留瓶颈必须被消除，但有针对性的解决方案仍处于新兴发展过程当中。到 2030 年，可再生能源将贡献欧盟电力总供应量的 66%，随着政策环境的不断发展和高企的碳捕获价格，风能和太阳能的投资将极具吸引力。绿氢将成为另一个重点，而脱碳气体选择（特别是氢能和 CCUS）越来越有吸引力。在某种程度上，核能也将受益于能源安全问题的加剧。相比之下，有增无减的天然气发电量将显著下降，而煤炭的淘汰过程将继续。

亚太地区

尽管受到中国在 2022 年第二季度受新冠疫情封锁措施带来的影响，但预计亚太地区的电力需求将在下半年恢复强劲复苏势头。液化天然气LNG、煤炭、燃料油和柴油的价格大幅上涨将逐渐影响最终用户的电价，与其他地方类似，这些升高的电价将至少在 2025 年之前保持高位。

随着欧洲需求的下降，到 2040 年，亚太地区在全球需求增长中的份额可能甚至高于WoodMac目前预测值的 68%。这将在未来十年推动亚太地区 2.9 万亿美元的发电投资，其中 60% 用于风能和太阳能。然而，随着供应链和融资成本的上升、电网整合问题恶化以及监管机构允许项目更多地分配给市场力量，可再生能源开发商所面临的风险正在增加。同时，由于到 2030 年，八个亚太市场的风能和太阳能装机容量将达到峰值负荷的 50% 以上，弃风弃光限电等风险也是一个问题。除非加快电网和储能的投资，否则停电和可靠性问题将会显著增加。