에너지 판도의 전환

해상풍력 구역 지정부터 새로운 전력망 법제까지, 아시아 각국이 에너지 산업의 구조를 재편하고 있습니다

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일본

한국

필리핀 제도

대만

 

일본의 2026년 EEZ 해상풍력 촉진 계획

일본에서는 재생에너지 확대가 계속 진전될 것으로 예상되며, 이는 일본의 배타적 경제수역(EEZ) 내 해상풍력 발전 프로젝트를 허용하는 획기적인 법 개정과, 시행 예정인 그린 전환(GX) 배출권 거래제 강화에 의해 뒷받침된다. EEZ 내 해양 재생에너지 발전시설 설치를 가능하게 하는 「해양 재생에너지 발전시설 개발법(해역 이용 촉진법 개정)」은 2026년 4월 1일부터 시행될 예정이다.

또한 「탈탄소·성장지향 경제구조로의 원활한 전환 촉진법(GX 추진법)」도 개정되어, 2026년 4월 1일부터 일정 기업에 대해 배출권 거래제(GX-ETS) 참여가 의무화된다.

해양 개발의 문을 여는 법

개정된 해역 이용 촉진법에 따라 해양 재생에너지 발전시설 설치 가능 해역은 영해 및 내수에서 EEZ로 확대된다. 특히 부유식 풍력 발전 기술 개발을 통해 해상풍력 프로젝트에서 상당한 진전이 기대된다.

EEZ 내 해양 재생에너지 발전시설 설치 허가에는 영해 및 내수에서의 단일 단계 체계와 달리 2단계 체계가 도입됐다. 주요 절차는 다음과 같다.

공모구역 지정. 경제산업성(METI) 장관은 행정기관과의 협의 및 공고 절차를 거쳐 자연조건 및 기타 관련 사정을 고려하여 EEZ 내 일정 구역을 해양 재생에너지 발전시설 설치를 위한 공모구역(Solicitation Zones)으로 지정할 수 있다(제32조 제1항).

예비 지위 부여(예비 허가). 해양 재생에너지 발전시설 설치를 계획하는 사업자는 공모구역 내 해역을 특정하고, 구역도 초안 및 설치 계획과 함께 예비 지위를 신청해야 한다(제33조 제1항 및 제2항). 이러한 사업자는 공급 가격, 시설 기준, 유지·관리 방식에 관한 요건을 충족한다고 METI 장관 및 국토교통성 장관이 인정하는 경우에만 예비 지위(예비 허가)를 받을 수 있다(제34조 제1항). 동일 구역에 복수 신청이 있는 경우, 장기적·안정적·효율적 사업 운영이 가능하다고 판단되는 사업자가 선정된다(제34조 제1항 제2호). 예비 허가는 최대 5년의 유효기간을 가진다(제34조 제2항).

외환 및 외국무역법에 따른 다른 규제가 적용될 수는 있으나, 개정 해역 이용 촉진법 자체는 외국 기업이나 외국 자본의 참여를 직접적으로 제한하지 않는다.

협의회 구성. 예비 지위 부여 이후, 공모구역 내 사업 운영에 필요한 논의를 수행하기 위한 협의회를 구성해야 한다(제36조 제1항).

예비 승인 사업자가 제출한 구역도 초안 또는 설치 계획이 협의 결과와 불일치하는 경우, 사업자는 이를 협의 결과에 맞게 수정해야 한다(제36조 제6항).

설치 허가. 예비 승인 사업자는 유효기간 내에 구역도 및 설치 계획을 구체화·수정하여 최종안과 함께 설치 허가를 신청해야 한다(제37조 제1항 및 제2항).

설치 허가는 협의회 합의 내용과의 정합성 등 일정 기준을 충족하는 경우에만 부여된다(제38조 제1항).

설치 허가를 받은 사업자는 허가된 해역(영해 및 내수 제외)에서 발전시설을 설치할 수 있으며, 승인된 설치 계획에 따라 시설을 유지·관리·철거할 의무를 부담한다(제38조 제4항; 제40조). 또한 FIT 또는 FIP 제도 적용을 위해서는 「재생에너지 전력 조달에 관한 특별조치법」에 따른 입찰에 참여해야 한다.

GX-ETS 배출 보고 및 거래

개정 GX 추진법에 따라 직전 3개 회계연도 평균 이산화탄소 배출량이 10만톤 이상인 사업자는 다음 사항을 매년 METI 장관에게 보고해야 한다:

1. 1. 사업자명, 소재지 및 대표자 성명;
   2. 사업 분야 및 활동 내용;
   3. 연평균 CO₂ 배출량;
   4. 해당 회계연도 배출 목표 및 설정 근거;
   5. 기타 법령으로 정하는 사항(제33조 제1항).

배출권 할당. 보고 내용이 시행 지침에 비추어 적절하다고 인정되는 경우, METI 장관은 신고된 배출 목표량을 기준으로 해당 사업자에게 무상으로 배출권을 할당한다(제34조 제1항). 사업자는 할당 연도의 실제 배출량을 다음 연도에 METI 장관, 환경부 장관 및 소관 장관에게 보고해야 한다(제35조 제1항). 또한 등록된 검증기관으로부터 배출량 산정의 적정성을 확인받고, 그 결과 보고서를 첨부해야 한다(제35조 제2항; 시행령 제5조, 제35조 제3항; 제33조 제3항).

METI 장관은 실제 배출량과 동일한 배출권을 보유한 사업자에게 이를 통지한다(제36조 제1항). 보고 내용이 부적절하거나 필요하다고 판단되는 경우 조사에 따라 보유해야 할 배출권 수량을 결정하여 통지한다(제36조 제2항). 사업자는 통지된 배출권을 할당 다음 연도 1월 31일까지(상각일) 보유 계정에 확보해야 한다(제36조 제3항). 배출권은 거래 가능하나 투기적 거래는 금지된다(제38조).

배출권 거래. 배출권 거래 시장은 2027년 가을경 개설될 예정이다(제111조 제1항 제6호 (a)). METI 장관은 산업 및 국민 생활에 대한 영향, GX 전환 상황, 에너지 수급 정책과의 정합성을 고려하여 매 회계연도 시작 전에 기준 상한 거래가격을 설정한다(제39조 제1항).

한편 METI 장관은 배출권 거래 가격 수준 및 국내외 경제 동향을 고려하여 매 회계연도 시작 전에 조정 기준 거래가격을 설정한다(제116조 제1항 및 제2항). GX 추진기구는 평균 거래가격이 조정 기준 가격 이하로 하락할 경우 가격 조정을 위해 배출권을 매입할 수 있다(제111조 제1항 제7호; 제117조 제1항).

배출권 상각. METI 장관은 상각일에 통지된 배출권을 상각한다(제37조 제1항). 상각을 받지 못한 사업자에 대해서는 상각일 다음 날 이후 미상각 배출권에 대해 부담금을 부과한다. 이 부담금은 미상각 배출권 수량에 기준 상한 거래가격을 곱한 뒤 1.1을 곱하여 산정한다(제41조 제1항).

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전력 전략의 기준축: 한국 제11차 전력수급기본계획

한국의 제11차 전력수급기본계획(2024-2038)은 국가의 장기 전력 공급 전략을 위한 정책적 기준축으로 기능한다. 전기사업법 제25조에 따른 주요 법령과 함께 2025년 2월 확정된 이 계획은 한국의 에너지 전환을 이끄는 규제 체계를 제시한다.

송전 인프라

이는 에너지 전환의 전제조건으로 인식되고 있다. 2025년 3월 제정되어 동년 9월부터 시행된 「국가기간 전력망 확충 특별법(국가기간전력망법)」은 한국의 에너지 전환 과정에서 구조적 병목으로 나타난 전력망 용량 부족 문제를 해결하기 위해 도입됐다.

송전 혼잡과 전기화 및 데이터센터로 인한 급격한 전력 수요 증가 속에서, 정부는 발전 설비 확대 중심에서 벗어나 송전망 보강을 발전 목표 달성의 필수 조건으로 재정립하며 정책의 중심을 단순한 설비 용량 확대에서 송전망 적정성 확보로 전환했다.

국가기간전력망법은 지정 송전사업에 대한 법적 틀을 마련하고, 부처 간 협력을 강화하며, 초고압 인프라 개발을 간소화하기 위한 절차적 메커니즘 도입을 가능케한다. 이에 따라 송전 및 전력망 용량은 향후 프로젝트 타당성 평가에서 핵심 요소로 자리잡을 것으로 예상된다.

해상풍력

2025년 3월 제정되어 2026년 3월 시행 예정인 「해상풍력 보급 촉진 및 산업 육성에 관한 특별법(해상풍력법)」은 해상풍력 개발을 위한 정부 주도의 구역 기반 계획 모델을 도입한다.

해상풍력은 여전히 한국 에너지 전환 전략의 핵심이지만, 그동안 분산되고 파편화된 인허가 절차, 환경 심사의 복잡성, 지역 이해관계자의 반대 등 구조적·절차적 비효율로 인해 개발이 지연돼왔다.

해상풍력법에 따라 구축된 체계 하에서, 해상풍력 구역은 환경 및 이해관계자에 대한 고려를 보다 초기 단계에서 반영하는 중앙집중적 계획을 통해 지정된다. 또한 프로젝트 인허가는 통합된 절차에 따라 이루어진다. 현재 마련 중인 시행령은 구역 선정 방식, 사업자 지정 방식, 전력망 연계 관리 방식 등을 포함한 보다 구체적인 조치를 제시할 것으로 예상된다.

이러한 구조 개편은 해상풍력 개발의 규제 예측 가능성을 높이는 동시에, 정부 지정 구역 참여를 둘러싼 경쟁을 심화시킬 가능성이 있다.

원자력 폐기물 관리

2025년 3월 제정되어 동년 9월부터 시행된 「고준위 방사성폐기물 관리에 관한 특별법(고준위방사성폐기물법)」은 고준위 방사성 폐기물 관리에 대한 기관별 책임과 절차적 기준을 규율하는 법적 틀을 마련한다.

제11차 전력수급기본계획은 원자력을 탄소 없는 안정적 기저부하 전원으로 인정하며 향후 전력 믹스의 일부로 포함하고 있으나, 원자력 운영의 지속가능성은 고준위 방사성 폐기물의 신뢰성 있는 관리에 달려 있다.

고준위방사성폐기물법은 이러한 구조적 의존성을 해결하기 위해 책임 배분을 제도화하고 폐기물 관리에 적용되는 절차적 기준을 명문화함으로써, 한국 에너지 시스템에서 원자력이 지속적으로 참여할 수 있는 안정적 기반을 구축하고자 한다.

분산에너지

2024년 6월부터 시행된 「분산에너지 활성화 특별법(분산에너지법)」은 지역 기반의 분산형 에너지 발전을 지원한다. 신규 프로젝트가 전력망 안정성에 미치는 영향을 평가하는 전력망 영향평가 제도를 도입함으로써, 분산 자원을 촉진하면서도 전력망 계획과의 통합을 도모한다.

수소

2025년 10월부터 시행된 「수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률(수소법)」은 수소 생산 및 안전 규제를 위한 법적 기반을 제공한다. 수소의 발전 부문에서의 역할은 여전히 비용에 좌우되는 부분이 존재하지만, 이 법은 수소 활용을 위한 입법적 토대를 마련한다.

청사진에서 실행으로

제11차 전력수급기본계획은 정책 선언 단계에서 입법적 실행 단계로의 전환을 의미한다. 이 계획은 단순한 전략적 청사진에 머무르지 않고, 일련의 목적별 특별법을 통해 그 우선순위를 구속력 있는 규제 체계에 반영하고 있다.

한국 정부의 정책 기조 역시 에너지 목표 설정 자체보다 에너지 전환의 실질적 실행에 보다 중점을 두는 방향으로 명확히 전환됐다.

정부는 송전망 및 전력망 개편을 통해 전환의 기반을 구축하는 한편, 정부 주도의 구역 지정 방식을 통해 해상풍력 개발을 가속화하고, 동시에 분산형 에너지를 확대하여 전력망 혼잡을 완화하고자 한다.

또한 원자력 폐기물 관리에 대한 기준을 제시함으로써, 원자력이 신뢰할 수 있는 탄소 없는 에너지원으로서 지속적으로 중요한 역할을 수행하도록 하고 있다.

투자자 및 시장 참여자에게 이러한 변화는 프로젝트 타당성 평가에서 송전 및 전력망 용량의 중요성을 강조하는 동시에, 해상풍력 개발에 대한 규제 확실성을 높여준다. 향후에는 시행령 등 하위 규정을 포함한 구체적인 이행 조치를 통해 이러한 제도들이 실제로 어떻게 운영되고 구현될지 면밀히 살펴볼 필요가 있다.

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필리핀 재생에너지 개혁과 외국인 투자 기회

외국인 지분 제한이 완화되고 시장 메커니즘이 발전함에 따라, 필리핀은 에너지 시장을 더욱 경쟁적인 구조로 개방하고 있습니다

필리핀은 현재 에너지 전환의 중요한 전환점에 서 있다. 과거에는 수입 화석연료에 크게 의존했지만, 이제는 에너지 안보와 기후 회복력이라는 두 가지 과제를 배경으로 재생에너지(RE)로의 전환을 가속화하고 있다. 지난 5년간 필리핀의 법, 제도적 틀은 외국인 투자 규제 완화, 인허가 절차 간소화, 에너지 전환 확대를 위한 새로운 시장 메커니즘 도입 등 실질적인 개혁을 거쳤다.

이러한 개혁은 2001년 공포된 공화국법 제9136호 혹은 전력산업개혁법(EPIRA) 이후 필리핀 에너지 산업에서의 가장 큰 변화를 의미한다. 정부가 2030년까지 에너지 믹스의 35%, 2040년까지 50%를 재생에너지로 확대한다는 목표를 추진함에 따라, 개발자들에게 보다 개방적이고 경쟁적인 투자 환경이 조성되고 있다.

EPIRA와 재생에너지법에 따른 필리핀 재생에너지 법체계

필리핀의 재생에너지 법체계는 두 가지 주요 법률에 기반한다. 첫째, EPIRA는 전력 산업 구조를 개편하고 자유화하여 발전 부문(재생에너지 포함)을 민간에 전면 개방했다. EPIRA 이전에는 국가가 발전과 송전을 수직 통합 방식으로 독점 운영했으며, 이는 정전과 높은 전기요금 문제를 초래했다. EPIRA는 산업을 발전, 송전, 배전, 판매 부문으로 분리함으로써 구조적 개혁을 단행했다.

EPIRA는 또한 도매전력현물시장(WESM)과 소매경쟁 및 개방접근(RCOA) 제도를 도입해 경쟁적 시장 메커니즘을 가능하게 했다. 이를 통해 국가 중심 구조가 완화되고 시장 효율성이 향상됐으며, 대규모 재생에너지 개발을 위한 제도적 기반이 마련됐다.

둘째, 2008년 재생에너지법 혹은 공화국법 제9513호은 재생에너지 확대를 위한 정책 및 인센티브 체계를 구축했다. 여기에는 법인세 면제, 무관세 장비 수입, 부가가치세(VAT) 영세율 적용 등 재정적 혜택이 포함되며, 이는 재생에너지 프로젝트의 금융 조달 가능성을 크게 높였다.

또한 재생에너지법은 재생에너지 인증서 거래를 가능하게 하는 재생에너지시장(REM), 재생에너지 구매 의무를 부과하는 재생에너지 포트폴리오 기준(RPS), 그리고 소비자가 재생에너지 전력만 선택할 수 있도록 하는 그린에너지옵션프로그램(GEOP)을 도입했다. 이러한 제도들은 초기 단계였던 재생에너지 산업을 국가 에너지 정책의 핵심 축으로 전환시키는 역할을 했다.

이 법률들은 정부의 장기 에너지 비전을 제시하는 「필리핀 에너지 계획 2023–2050」과 함께 운영된다.

재생에너지 개발을 형성하는 규제기관

필리핀 재생에너지 산업은 서로 보완적인 역할을 수행하는 여러 정부 기관의 감독을 받는다. 에너지부(DOE)는 에너지 정책 수립, 산업 계획, 재생에너지 서비스 계약 부여 및 관리 등을 담당하는 핵심 기관이다. 또한 경쟁입찰, 시장 제도, 해상풍력 및 수소 등 신기술 관련 규정을 발표한다.

에너지규제위원회(ERC)는 독립 규제기관으로서 전력 요금 설정과 도·소매 전력시장 감독을 담당한다. 재생에너지 개발자에게 ERC 승인 절차는 상업 운전 개시와 금융 조달 가능 계약 확보에 필수적이다.

환경 감독은 환경천연자원부(DENR)가 담당하며, 환경영향평가 제도 운영 및 환경적합성 인증(ECC) 발급을 수행한다. 이는 프로젝트 착공의 필수 요건이다.

또한 국가원주민위원회(NCIP)는 조상 대대로 이어져 온 토지에 영향을 미치는 프로젝트에 대해 자유롭고 사전적이며 충분한 정보에 기반한 동의 절차를 관리한다. 원주민 토지와 관련된 재생에너지 사업에서는 NCIP와의 협력이 필수적이다.

외국인 지분 규제 완화

최근 가장 중요한 변화 중 하나는 외국인 소유 제한의 철폐다. 과거 1987년 헌법은 천연자원 개발 활동에서 외국인 지분을 40%로 제한했으며, 이는 자연력에 의존하는 재생에너지 기술에 법적 불확실성을 초래했다.

이 문제는 2022년 법무부(DOJ) 의견서 제21호를 통해 해결됐다. 해당 의견서는 태양광, 풍력, 수력(표면수), 해양 및 조력 에너지가 헌법상 천연자원에 해당하지 않는다고 해석했다. 이는 이러한 에너지가 고갈 가능한 자원이 아닌 운동에너지 기반의 사실상 무한 자원이라는 점에 근거한다. 이후 DOE는 이를 채택해 해당 재생에너지 분야에서 외국인 100% 소유를 공식 허용했다.

이 정책 변화는 외국 자본과 기술 이전의 주요 장벽을 제거하고, 국가 에너지 목표와 법·제도 간의 일관성을 강화하며, 향후 대규모 국제 투자 유치를 가능하게 하는 전환점으로 평가된다.

투자 전망과 프로젝트 개발 환경

외국인 지분 제한 해제와 청정에너지 수요 증가에 따라 필리핀 재생에너지 투자 환경은 크게 확대됐다. 2025년 2월 기준 DOE는 약 154GW 규모 잠재 용량에 해당하는 1,400건 이상의 서비스 계약을 부여했으며, 처음으로 외국인 단독 소유 기업에도 계약이 허용됐다.

RPS 제도는 전력 공급자가 매년 재생에너지 조달 비율을 확대하도록 요구해 안정적인 수요를 창출하고 있으며, 그린에너지 경매 프로그램은 경쟁 입찰을 통해 대규모 재생에너지 확보를 지원한다. RCOA는 기업 고객이 장기 가격 안정성과 ESG 목표 달성을 위해 재생에너지를 직접 조달할 수 있도록 한다.

그러나 여전히 다기관 인허가 절차, 송전 인프라 부족, 복잡한 토지 취득 및 전환 요건 등 구조적 과제가 존재한다. 일부 기술은 여전히 국적 제한을 받는데, 수력 발전은 필리핀 기업만 물 사용권을 가질 수 있고, 지열 자원은 천연자원으로 분류되며, 외국 개발자는 토지 소유 제한으로 장기 임대 방식에 의존하는 경우가 많다.

인센티브와 신기술의 역할

재생에너지법은 프로젝트의 재무적 타당성을 지원하는 강력한 인센티브 패키지를 제공한다. 여기에는 7년간 법인세 면제, 이후 낮은 법인세율 적용, 장비 무관세 수입, VAT 영세율, 결손금 이월공제, 가속 감가상각 등이 포함된다. 비재정적 혜택으로는 우선 송전, 송배전망 개방 접근, 재생에너지 인증서 거래 참여 등이 있다.

동시에 신기술도 에너지 전환을 가속하고 있다. 필리핀은 80건 이상의 서비스 계약이 체결된 해상풍력 분야의 주요 투자처로 부상하고 있으며, 배터리 에너지 저장 시스템은 전력 간헐성 관리와 예비력 확보 수단으로 중요성이 커지고 있다. 또한 2024년 수소 로드맵을 기반으로 수소 산업 개발도 확대되고 있다. 폐기물 에너지화 정책과 에너지 부문 탄소크레딧 체계 역시 기후 친화적 투자 확대를 촉진하고 있다.

필리핀 재생에너지 산업은 결정적인 10년에 진입하고 있다. 보다 개방된 투자 환경, 강화된 규제 체계, 신기술 도입을 통해 현대적이고 안정적이며 경쟁력 있는 에너지 시스템 구축의 기반이 마련되고 있다. 여전히 과제가 존재하지만 정책 방향은 명확하다. 재생에너지가 미래 에너지 믹스의 핵심이 될 것이다.

글로벌 개발자들의 자본과 전문성이 유입되고 정부가 시장 제도와 인프라를 지속적으로 개선함에 따라, 필리핀은 에너지 안보와 기후 회복력을 동시에 강화하면서 아시아에서 가장 역동적인 재생에너지 시장 중 하나로 부상할 것으로 기대된다.

Cruz Marcelo & Tenefrancia
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대만의 재생에너지 전환

탄소 배출을 완화하기 위해 대만은 전력 공급의 탈탄소화를 통해 “2050년 탄소중립”을 목표로 하고 있다. 구체적으로 정부는 전체 전력 생산의 60%에서 70%를 재생에너지로, 20%에서 27%를 탄소 포집 기술을 활용한 화력 발전으로 충당하는 것을 목표로 한다.

해상풍력과 태양광 발전에 중점을 두면서, 정책 체계는 2025년까지 재생에너지 설비 용량 29GW를 확보하고, 2050년까지 이를 40~55GW로 확대하는 것을 규정하고 있다. 동시에 정부는 지열, 바이오매스, 해양에너지 및 수소에너지 등 대체 에너지원도 적극적으로 추진하고 있다.

법적 기반을 강화하고 전력 안정성을 확보하는 동시에 배출을 줄이기 위해 「재생에너지 개발법(REDA)」은 2019년, 2023년, 2025년에 걸쳐 지속적으로 개정되어 왔다.

또한 환경·사회·지배구조(ESG) 기준과 기업의 전력 구매 수요에 대응하기 위해 정부는 전력사업법 및 REDA 개정을 포함한 녹색전력 거래 메커니즘 구축을 통해 녹색전력 발전을 적극 추진하고 있다. 이러한 개정은 재생에너지 발전사업자 또는 판매자가 최종 수요자에게 전력을 공급하는 것을 가능하게 할 것이다.

해상풍력

정부는 해상풍력 개발을 세 단계로 구분하고 있다: 실증 단계(I단계), 유망부지 단계(II단계), 구역 개발 단계(III단계).

I단계에서는 2013년부터 2021년 사이 두 개의 실증 프로젝트가 성공적으로 개발되어 약 237MW의 설비 용량을 확보했다. II단계에서는 경제부(MOEA)가 2단계로 개발된 프로젝트를 포함해 총 16개 프로젝트에 계통 용량을 배정하였으며, 총 약 5.5GW의 설비 용량이 구축됐다. 특히 16개 프로젝트 중 10개는 2023년 말부터 2025년 말 사이 상업운전을 달성했다.

III단계와 관련하여 정부는 2026년부터 2035년 사이 준공될 추가 15GW 해상풍력 용량 배정을 위한 규정을 제정했다. 이 중 9GW는 2026년부터 2031년까지 계통 연결 목표를 위해 세 단계(R3.1, R3.2, R3.3)에 걸쳐 배정되며, 나머지 6GW는 2032년부터 2035년 사이에 준공될 예정이다.

입찰을 통해 R3.1에서는 약 3GW의 계통 용량이 5개 프로젝트에 배정됐고, R3.2에서는 추가로 2.7GW가 5개 프로젝트에 배정됐다. R3.3 입찰은 2026년 1분기 중 공식 발표될 것으로 예상된다.

II단계부터 정부는 해상풍력 개발자가 국내 공급업체와 협력하고 제품 및 서비스를 조달하도록 요구하는 로컬 콘텐츠 프로그램을 도입했다. R3.1과 R3.2에서는 풍력터빈, 케이블, 전력설비, 기초 구조물, 선박 및 다양한 지역 서비스 등으로 확대되면서 요구사항이 더욱 복잡하고 엄격해졌다.

그러나 2024년 4월 R3.2 개발자의 입찰 제안 제출 이후, EU는 대만의 해상풍력 프로젝트 로컬 콘텐츠 기준과 관련하여 세계무역기구(WTO)에 분쟁 해결 협의를 요청했다. 이후 EU와 대만 정부는 합의에 도달하였으며, 정부는 R3.3 및 향후 프로젝트에는 로컬 콘텐츠 요건이 적용되지 않을 것임을 확인했다.

다만 R3.1 프로젝트는 이미 행정계약이 체결된 상태이므로 개발자는 기존 로컬 콘텐츠 의무를 계속 준수해야 한다.

R3.2 개발자와 관련하여 MOEA는 로컬 콘텐츠 요건 완화를 위한 심사 기준을 완화하는 지침을 발표했다. 구체적으로 국내 생산 또는 공급 제품의 수량이나 공급 일정이 계약상 계통 연결 기한(2028년 또는 2029년 말 예상)을 충족하지 못하는 경우 면제를 신청할 수 있다.

R3.3 입찰과 관련하여 2026년 1월 발표된 초안 규정은 다음과 같은 주요 특징을 포함한다:

1. 1. 로컬 콘텐츠 의무는 없으나 ESG 관련 의무는 요구되며, 구체적인 범위는 향후 확정될 예정.
   2. 입찰자는 기술 및 재무 역량(최소 70점 기준)을 평가받으며, 동점 시 과거 대만 내 실적이 고려됨. 우수한 실적은 가점 요인이 되고, 과거 지연 또는 의무 불이행은 감점 요인이 됨.
   3. 조기 준공을 유도하기 위해 일정보다 앞서 완공한 프로젝트에 대해 전력 판매 기간 연장 인센티브 제공.

태양광

토지는 대규모 태양광 프로젝트 개발에서 핵심 요소이다. 대부분의 지상형 태양광 프로젝트는 비도시 지역에 위치한다. 「지역계획법(RPA)」에 따라 태양광 프로젝트는 허용된 용도 구역과 토지이용 허가를 충족하는 경우에만 개발이 가능하다.

일정 요건을 충족할 경우 개발자는 토지 용도 또는 구역 변경을 신청해야 한다.

정부는 「국토계획법(SPA)」을 도입하여 기존 체계를 개편할 계획이었으나, 지방정부와 산업계의 적응 기간을 고려해 2031년 4월 30일까지 시행을 연기했다. 이에 따라 기존 RPA 체계가 계속 적용된다.

정부는 최근 2년간 수상 태양광, 농업 연계 태양광, 태양광+에너지저장(Solar BESS) 프로젝트를 적극 지원하고 있다.

수상·농업 태양광 프로젝트에는 다음과 같은 주요 과제가 있다:

1. 1. 외국인 지분이 과반인 기업은 토지이용 허가를 위해 현지 컨설턴트와 협력해야 함; 그리고
   2. 최소 20년간 어업 또는 농업 활동을 병행 유지해야 함.

Solar BESS 프로젝트와 관련하여 MOEA와 에너지청(EA)은 매년 입찰 지침을 발표한다. 정부는 두 가지 주요 인센티브를 제공한다.

첫째, 배터리 에너지 저장 시스템(BESS)에서 방출되는 전력에 대해 태양광 발전에서 생산된 전력과는 차별화된 요금이 적용되며, BESS에 더 유리한 요율이 적용된다. 둘째, BESS와 연계된 계통 용량 입찰에 성공한 사업자는 BESS 용량과 동일한 규모의 신규 프로젝트를 우선 개발할 수 있는 권리를 선택할 수 있다.

또한 MOEA는 부처 간 협력을 통해 토지를 지속적으로 확보하는 한편, 태양광 프로젝트를 촉진하기 위해 다음과 같은 세 가지 전략을 통해 설비 용량 확대를 추진할 예정이다:

1. 정부 간 협력 메커니즘. MOEA는 중앙정부와 지방정부 간 소통 채널을 구축하여 개발자의 시장 진입 장벽을 완화할 예정이다.
2. 지붕형 프로젝트 인센티브. 소규모 프로젝트를 보상하기 위한 지붕형 인센티브 제도를 도입하여 설치를 촉진할 예정이다. 연면적 1,000제곱미터 이상의 건축물을 신축, 증축 또는 재건축하는 경우 최소 설치 용량을 갖춘 태양광 설비 설치가 요구된다.
3. 지원 및 소통 플랫폼. 신청 안내 및 소통을 위한 플랫폼을 구축하고, 원스톱 자문 서비스, 대형 프로젝트 관리 플랫폼 및 지역 소통 플랫폼을 포함할 예정이다.

기타 재생에너지

탄소중립 목표 달성과 원자력 발전 단계적 폐지 정책을 뒷받침하기 위해, 대만 내각과 MOEA는 해상풍력과 태양광을 넘어 다른 재생에너지 자원의 확대에 주력하고 있다.

2025년부터 2035년까지 신기술 도입이 계획되어 있으며, 이를 위해 수소, 지열, 해양에너지 분야에 대한 연구개발 투자 확대가 시급히 요구된다.

지열 발전의 경우, 대부분의 지열 자원이 3,000미터 이상의 심부에 위치해 있기 때문에, 2026년 이후의 목표는 향상된 지열 시스템 및 첨단 지열 시스템과 같은 핵심 기술을 도입하는 것이다.

해양에너지 분야에서는 중형 부유체를 활용한 실증 단지가 2025년까지 구축될 예정이었다. 수소에너지의 경우, 2025년까지 수소 충전소 2기를 구축하는 계획이 포함되어 있다.

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