재생 가능한 에너지의 개발

전 세계가 재생 가능한 에너지 시스템으로 전환함에 따라, 한국, 필리핀 및 대만에서는 이러한 발전을 제도화하기 위한 법적 체계가 개발되고 있습니다.

한국의 새로운 해상풍력 발전 규제 환경

대한민국은 2025년 3월 국내 해상풍력 발전 개발을 위한 규제 환경을 대폭 변경하는 ‘해상풍력 보급 촉진 및 산업 육성에 관한 특별법’(해상풍력특별법)을 공포했다.

해상풍력특별법은 해상풍력 발전 개발을 위한 한국의 기존 ‘개방형’ 정책을 대체하고, 정부 주도 및 지원 방식으로 전환할 것이다. 여기에는 ‘원스톱 숍’ 규제 위원회와 대부분의 필수 인허가를 신속히 취득할 수 있는 ‘패스트트랙’ 절차가 포함된다. 구체적인 세부 사항은 해상풍력특별법을 보완하는 시행령 및 시행규칙을 통해 향후 몇 달 내에 공개될 예정이며, 이에 대한 대중 의견 수렴 기회도 제공될 예정이다.

시사점

해상풍력특별법의 주요 시사점은 다음과 같다.

신규 PWOP 발급의 즉각적인 중단. 신규 PWOP 발급 제한은 공포와 동시에 즉시 발효된다. 앞으로 PWOP를 아직 발급받지 않은 모든 해상풍력 프로젝트는 정부가 지정한 발전 구역에 참여하도록 선정된 이후에만 개발될 수 있다.

원스톱 숍 및 패스트트랙 인허가로 개발이 간소화될 것으로 예상됨. 해상풍력 프로젝트 개발의 대부분을 감독하는 해상풍력 발전 위원회를 ‘원스톱’ 권한으로 설립하고, 발전 구역 내에서 최대 28개의 개발 관련 인허가를 취득한 것으로 간주될 수 있는 ‘패스트트랙’ 인허가 절차를 도입함으로써, 한국에서 해상풍력 프로젝트를 완료하는 데 소요되는 전체 시간이 단축될 가능성이 크다.

정부 주도 프로젝트에 우위 제공. 해상풍력특별법의 일부 조항은 국영기업 및 준정부 기관이 개발하는 해상풍력 프로젝트에 대한 우선 지원의 근거를 마련하고 있으며, 이는 해상풍력 프로젝트 개발에 대한 GenCo의 참여를 늘릴 가능성이 크다.

KIM & CHANG
종로구 사직로8길 39서울특별시 03170, 대한민국
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필리핀에서 재생 에너지를 탐색하기 위한 로드맵

필리핀에서 재생 에너지(RE) 자원의 활용은 2008년 재생 에너지법(RE법)으로 알려진 공화국법 제9513호에 의해 규정된다. 이 법은 바이오매스, 지열, 태양광, 수력, 해양 및 풍력 에너지를 활용하고 생산하기 위한 전반적인 프레임워크를 제시한다.

이는 재생 에너지 활용을 증대하며, RE 자원을 유용한 전력으로 전환하는 데 있어 국가 및 지역 역량 개발을 제도화하기 위한 전략적 프로그램을 제공한다.

이 법은 또한 개발자들에게 재정적 및 비재정적 인센티브를 제공함으로써 이러한 RE 시스템의 효율적이고 비용 효율적인 상업적 활용을 촉진한다.

재정적 인센티브

태양광, 풍력, 수력 및 해양 또는 조력 에너지의 탐사, 개발 및 활용은 전력 생산을 위해 직접 물을 공급하는 경우를 제외하고는 40% 외국 자본 제한의 적용을 받지 않는다.

재정적 인센티브는 자격을 갖춘 RE 개발자와 국내에서 생산된 RE 장비의 제조업체, 제작업체 및 공급업체가 필요한 인증 또는 인가를 받은 경우 제공된다.

이러한 인센티브에는 7년간의 소득세 면제, RE 개발자의 관련 국내 구매에 대해 부가가치세(VAT) 제로율 적용, 그리고 RE 자원의 탐사 및 개발부터 전력으로의 전환까지의 전체 과정에 대한 VAT 제로율 적용 등이 포함된다. 여기에는 하도급업체 및/또는 계약업체가 수행하는 서비스를 포함하되 이에 국한되지 않는다.

기계, 장비, 자재 및 부품의 수입에 대한 관세 면제 또한 인센티브의 일부가 된다.

상업 운영 시작 후 첫 3년 동안 발생한 순영업손실은 7년 연속 과세연도 동안 청구할 수 있으며, 소득세 면제 기간 만료 후에는 10%의 특별 법인세율과 생성된 전력 판매에 대한 VAT 제로율이 적용된다.

RE 서비스 계약

필리핀에서 RE 자원을 탐사, 개발 및 활용하는 기업은 RE 서비스(또는 운영) 계약을 신청해야 한다.

이 계약의 신청, 수주 및 관리에 대한 절차는 에너지부(DOE)에서 발행한 ‘재생에너지 계약 수주 및 관리와 재생에너지 개발자 등록에 관한 개정 통합 지침’에 의해 규정된다.

RE 계약은 체결일로부터 25년의 기간을 가지며, 추가로 25년 연장이 가능하다. 이 계약은 지열, 수력, 해양 및 풍력 발전 프로젝트에 적용되며, 두 단계의 개발 과정을 포함한다.

사전 개발 단계에는 생산 지역의 식별을 포함하여, 예비 평가 및 타당성 조사를 수행하고 재정적 마감 및 프로젝트의 상업성 선언 승인을 받는 과정이 포함된다.

상업성 확인 증명서가 발급되면, 개발/상업 단계가 이어지며 이 단계는 RE 자원의 생산 및 활용을 포함하여 프로젝트의 개발, 건설 및 상업적 운영 등이 포함된다.

태양광, 바이오매스 및 폐기물 에너지화 프로젝트의 경우, RE 운영 계약은 또한 두 단계의 개발 과정을 포함한다.

개발 단계는 최종 타당성 조사 수행부터 재정 마감, 건설, 설치, 테스트 및 시운전, 그리고 컴플라이언스 인증서 신청까지를 포함한다.

상업적 단계는 프로젝트의 상업적 운영을 포함하며, 이는 에너지 규제 위원회(ERC)가 발전소 운영을 위한 컴플라이언스 인증서를 발급하여 전기를 생산할 수 있는 라이선스를 부여하는 것으로 시작된다.

이행 보증금

RE 개발자는 원래 RE 계약이 발효되기 위한 조건으로 해당 계약 연도의 최소 지출 약정 금액 이상에 해당하는 이행 보증금 또는 기타 보증을 제출해야 했다(다만, 5MW 이하 용량의 프로젝트는 이러한 요구 사항에서 면제된다).

제출된 작업 프로그램에 따른 의무를 준수하거나 이행하지 못한 개발자는 DOE에 의해 이행 보증금을 근거로 제재를 받을 수 있다.

그러나 이행 보증금 문제는 현재 재평가되고 있다. 2024년 12월, DOE는 해상 풍력 프로젝트의 이행 보증금 요건을 20%에서 5%로 줄이는 정책을 확정한다고 발표했다. 최근에는 이행 보증금 제출이 추후 공지가 있을 때까지 일시 중단됐다.

고정가격매입제도(FIT)

FIT는 RE 개발자들에게 비용 기반 보상을 제공하여 투자를 촉진하고 자금을 지원하는 데 도움을 준다. 이 제도는 적격 발전소에 대해 kWh당 고정 요율로 20년간 보장된 FIT 지급을 제공한다.

FIT 수당은 FIT 지급을 위한 보조금으로, 배전 및 송전 시설을 통해 전력을 공급받는 전기 소비자들에게 균일하게 부과된다.

국영 및 통제 법인으로 송전 자산을 소유한 국가송전공사(TRANSCO)는 FIT 수당에 따른 수익을 징수하며, 이 요율은 ERC의 승인을 받는다.

GEAP

녹색에너지입찰프로그램(GEAP)은 RE 시스템의 개발 및 상용화를 가속화하는 동시에 민간 부문의 자유롭고 활발한 참여와 투자를 장려하기 위한 경쟁 입찰 절차를 말한다.

GEAP는 녹색에너지입찰(GEA)과 녹색에너지요금(GET)으로 구성된다.

GEA는 경쟁 입찰을 통해 RE 공급을 위한 적격 발전소를 선정하는 역할을 한다. 시설들은 신규 및 기존 용량을 메가와트 단위로 제공하며, 가격은 GEA 기준 가격(GEAR 가격)을 초과해서는 안 된다.

ERC는 GEAR 가격을 결정한다. GEA 참가자들의 입찰가는 높은 순서에서 낮은 순서로 순위가 매겨지며, 이를 바탕으로 DOE가 낙찰자를 선언한다.

GET는 낙찰자의 입찰가를 기준으로 결정되며, 녹색에너지입찰수당에서 지급된다.

FIT 수당과 유사하게, 녹색에너지입찰수당은 ERC가 결정하고 TRANSCO가 관리하는 균일한 요금이다.

그러나 현재까지 ERC는 녹색에너지입찰수당(GEA-All)의 징수 및 GEA-All 기금의 배분에 관한 지침을 발행하지 않았으며, 이는 GEA-All을 결정하는 기준이 될 예정이다.

GET의 지급은 낙찰자와 TRANSCO 간에 체결되는 재생에너지 지급 계약에 따라 관리된다.

GEAP 시행 이후, DOE는 GEA를 세 차례에 걸쳐 진행했다. 첫 번째 주요 라운드는 2022년에 실시됐으며, 2022년부터 2025년까지 공급될 1,966.93MW 규모의 재생에너지 프로젝트가 선정됐다.

2023년에 실시된 두 번째 라운드(GEA-2)에서는 2024년부터 2026년까지 공급될 3,440.76MW 규모의 프로젝트가 선정됐다.

세 번째 라운드(GEA-3)는 2025년 2월 11일에 진행됐으며, 2025년부터 2035년까지 공급될 7,500MW의 용량이 제안됐다. 이는 4,650MW의 설치 목표를 초과한 결과였다.

DOE는 또한 두 차례의 추가 라운드를 계획하고 있다. GEA-4는 통합 재생에너지 및 에너지 저장 시스템을 대상으로 하며, GEA-5는 해상풍력 기술을 다룰 예정이다.

재생에너지 의무할당제(RPS)

재생에너지 의무할당제(RPS)는 배전 사업자나 전력 공급업체와 같은 전력 산업 참여자들에게 적격 RE 자원에서 일정 비율의 전력을 조달하거나 생산하도록 의무를 부과한다.

의무 대상자는 다음과 같다:

1. 1. 독점 고객을 위한 배전 사업자;
   2. 경쟁 시장을 위한 소매 전력 공급업체;
   3. 직접 연결된 고객에게 실제로 전력을 공급하는 발전 회사;
   4. 국가재생에너지위원회에서 추천하는 기타 기관.

시장 및 인증서

RPS 준수를 촉진하기 위해 RE법은 DOE에 재생 에너지 시장(REM)을 설립하도록 명령했다. 이 시장에서는 적격 시설에서 생성된 에너지에 해당하는 재생에너지 인증서(RECs)를 거래하여 RPS를 준수할 수 있다. DOE는 2024년 12월 26일부터 REM의 완전 상업적 운영을 선언했다.

RECs는 REM 발전소에서 생성된 재생에너지 1MW시(MWh)당 발급된다. 이 인증서는 필리핀 독립 전력 시장 운영자인 RE 등록기관에 의해 발급된다. REM은 RE 등록기관에서 관리하고 운영한다.

REM 규칙에 따라 필리핀 RE 시장 시스템이 설립됐으며, 이는 RE 등록기관이 RPS에 따른 의무 대상자의 의무를 준수하는지 모니터링하고 및 평가하는 데 사용하며, RECs의 할당 및 거래와 같은 기능을 수행하는 데 사용되는 기업용 자동화 플랫폼이다.

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대만의 에너지 법률에 대한 가이드

탄소 배출을 줄이기 위한 글로벌 과제에 대응하여, 대만 정부는 ‘2050년까지 탄소 중립 달성’이라는 야심 찬 목표를 설정했다. 정부는 전체 전력 공급의 탈탄소화를 포함한 주요 전략을 명확히 제시했다. 구체적으로, 정부는 전체 전력 생산의 60~70%를 재생 에너지에서, 20~27%를 탄소 포집 기술을 사용하는 열 발전에서 충당하는 것을 목표로 하고 있다.

정책 체계는 2025년까지 29기가와트(GW)의 재생 에너지 설치 용량을 규정하고, 이를 2050년까지 40GW에서 55GW 사이로 증가시키려 하고 있으며, 주로 해상 풍력과 태양광 에너지에 중점을 두고 있다. 동시에, 정부는 지열, 바이오매스, 해양 에너지 및 수소 에너지를 포함한 대체 에너지 개발을 적극적으로 추진하고 있다. 또한, 재생 에너지 개발법(REDA)은 재생 에너지 이니셔티브를 지원하는 법적 체계를 강화하고 안정적인 전력 공급을 보장하며 대기 오염 문제를 해결하고 탄소 배출을 줄이기 위해 2019년과 2023년 개정된 바 있다.

공급망 요구 사항을 충족하고 환경, 사회 및 지배구조(ESG) 기준을 준수하며 기업 전력 구매 수요를 해결하기 위해, 대만 정부는 녹색 전력 보급을 추진하고 있다. 이 이니셔티브에는 녹색 에너지의 판매 및 공급을 장려하고, 전력 사업법과 REDA의 개정을 포함하여 녹색 전력 거래 메커니즘을 구축하는 것이 포함된다. 이러한 개정은 재생 가능 에너지 발전업체나 소매업체가 최종 사용자에게 전력을 제공할 수 있도록 지원할 것이다.

해상 풍력 발전

해상 풍력 발전 개발 관련하여, 정부는 과정을 세 단계로 구분했다: 시범 단계(1단계), 잠재적 부지 단계(2단계), 지역 개발 단계(3단계).

1단계에서는 2013년부터 2021년까지 두 개의 시범 프로젝트가 개발되어 약 237메가와트(MW)의 설치 용량이 확보됐다. 2단계에서는 경제부(MOEA)가 16개 프로젝트에 전력망 용량을 할당했으며, 이들 프로젝트는 두 단계로 개발되어 총 약 5.5기가와트(GW)의 설치 용량을 달성했다. 이 16개 프로젝트 중 9개는 2023년 말부터 2025년 초 사이에 상업 운전을 시작했다.

3단계와 관련하여, 정부는 2026년부터 2035년 사이 가동을 목표로 15기가와트(GW)의 해상 풍력 에너지 용량을 추가로 할당하기 위한 규정을 마련했다. 이 규정에 따라, 9GW가 2026년부터 2031년까지의 전력망 연결 목표를 달성하기 위해 세 단계(R3.1, R3.2, R3.3)로 할당되며, 나머지 6GW는 2032년부터 2035년 사이에 가동될 예정이다.

경매 과정을 통해 R3.1에서는 약 3GW의 전력망 용량이 5개 프로젝트에 할당됐으며, R3.2에서는 추가로 2.7GW가 또 다른 5개 프로젝트에 할당됐다. R3.1과 R3.2에 대한 정부와 각 개발자 간의 관리 계약은 각각 2023년 말과 2025년 초에 체결됐다. R3.3의 경매 날짜는 추후 정부에 의해 발표될 예정이다.

2단계부터 정부는 해상 풍력 개발자들에게 지역 공급업체와 협력하고 이들로부터 제품과 서비스를 조달할 것을 요구하는 지역 콘텐츠 프로그램을 시작했다. R3.1과 R3.2에서는 지역 콘텐츠 요건이 더욱 복잡하고 엄격해졌으며, 풍력 터빈, 케이블, 전력 시설, 기초 구조물, 선박 및 기타 지역 서비스 등 다양한 구성 요소를 포함하게 됐다.

R3.1에서는 지역 콘텐츠 요건이 필수 항목과 보너스 항목으로 구분되어 있다. R3.2에서는 정부가 지정된 각 지역 항목에 120점을 배정하였으며, R3.2 경매에 참여하는 각 개발자는 최소 70점에 해당하는 지역화된 항목을 이행해야 한다.

그러나 2024년 4월 R3.2 개발자들이 경매 제안을 제출한 후, EU는 2024년 7월 대만의 해상 풍력 프로젝트에 대한 지역 콘텐츠 기준과 관련하여 WTO에 분쟁 해결 협의를 요청했다. 2024년 11월, EU와 대만은 대만의 해상 풍력 경매와 관련된 WTO 분쟁에 대해 합의에 도달했다.

대만 지역 콘텐츠 요건에 대한 EU의 우려를 해결하기 위해, 정부는 R3.3 및 향후 모든 해상 풍력 프로젝트에 대해 필수적인 지역 콘텐츠 요건을 적용하지 않을 것임을 확인했다. R3.1 프로젝트의 경우, 모든 R3.1 개발자들이 행정 계약에 서명했기 때문에, 이 계약에 명시된 지역 콘텐츠 약속을 준수해야 할 의무가 여전히 있다. R3.2 개발자와 관련하여, MOEA는 지역 콘텐츠 약속 완화를 위해 검토 기준을 완화하는 지침을 발표했다. 구체적으로, R3.2 개발자는 R3.2 행정 계약에 따라, 현지에서 생산되거나 공급되는 제품의 수량이나 납품 일정이 R3.2 계약에서 설정된 전력망 연결 마감 기한(2028년 말 또는 2029년으로 예상)을 충족하지 못할 경우, MOEA에 지역 콘텐츠 약속 면제를 신청할 수 있게 된다.

태양광 발전

대규모 태양광 프로젝트 개발에서 토지는 중요한 요소다. 지역 관행에 따라 대부분의 지상 설치 태양광 프로젝트 부지는 비도시 지역에 위치해 있다. 지역 계획법(RPA)에 따르면, 태양광 프로젝트는 RPA 및 관련 규정에 명시된 다양한 사용 제한에 따라 허용된 구역과 필요한 토지 사용 허가를 받은 토지에서만 진행될 수 있다. 조건이 충족되면, 개발자는 지상 설치 태양광 프로젝트를 진행하기 위해 토지 분류 및/또는 구역 변경을 신청해야 한다. 정부는 초기 계획으로 RPA를 대체할 새로운 규정을 도입하여 토지 분류를 재조정하려 했으며, 이는 2025년 5월 1일부터 발효될 것으로 예상되는 공간 계획법(SPA)으로 알려져 있다.

그러나 지방 정부와 산업이 SPA에 적응할 시간을 더 주기 위해, 입법원은 2024년 12월에 SPA를 개정하여 기능 구역 제도의 시행을 2031년 4월 30일까지 연기했다. 이에 따라 2025년 4월 30일 이후에도 RPA에 따른 기존 토지 전환 제도가 계속 적용된다.

태양광 프로젝트를 촉진하기 위해, MOEA와 에너지국(EA)은 지난 2년 동안 수상 태양광(aqua-solar) 및 농업 태양광(agri-solar) 이니셔티브와 배터리 에너지 저장 시스템을 통합한 태양광 프로젝트(태양열 BESS 프로젝트)를 지원해 왔다. 수상/농업 태양광 프로젝트의 경우 두 가지 주요 과제가 있다:

1. 1. 특정 정부 규제로 인해, 외국 자본이 다수를 차지하는 프로젝트 회사는 토지 사용 허가를 취득하고 유지하기 위해 현지 토지 관리 컨설턴트와 협력해야 한다;
   2. 발전 프로젝트 회사는 태양광 프로젝트 운영 기간 동안 어업 또는 농업 생산이 지속되도록 보장해야 한다.

태양광 BESS 프로젝트와 관련하여, MOEA와 EA는 이러한 프로젝트에 대한 입찰을 위해 연간 지침을 발표할 예정이다. 정부는 태양광 BESS 프로젝트 개발을 장려하기 위해 두 가지 주요 인센티브를 제공한다. 첫째, BESS에서 방출된 전력에 대해 태양광 프로젝트에서 생성된 전력과 비교하여 차별화된 요금제가 적용되며, BESS에 더 유리한 요금이 적용된다. 둘째, BESS와 관련된 전력망 용량에 대한 입찰에 성공한 사람은 BESS 용량에 상응하는 우선권을 가지고 새로운 프로젝트를 개발할 수 있는 선택권이 주어진다.

MOEA는 기관 간 협력을 통해 토지를 확보하는 한편, 다음의 세 가지 접근 방식을 통해 설치 용량을 확대할 계획이다:

1. 1. 정부 간 조정 메커니즘: MOEA는 중앙 정부와 지방 정부 간의 소통 채널을 구축하여 개발자들의 시장 진입 장벽을 낮출 것이다.
   2. 옥상 프로젝트 인센티브: 소규모 프로젝트를 장려하기 위해 옥상 인센티브 메커니즘이 도입될 예정이다. 또한, 바닥 면적이 300평(991제곱미터) 이상인 신규 대형 건물에는 태양광 프로젝트 설치를 의무화하는 규정을 시행할 것이다.
   3. 지원 및 소통 플랫폼: 신청 안내와 소통을 위한 플랫폼이 구축될 예정이며, 여기에는 단일 창구 자문 서비스, 대규모 프로젝트 관리 플랫폼, 지역 소통 플랫폼 등이 포함될 예정이다.

기타 신재생에너지

탄소 배출 제로 목표와 원자력 발전 단계적 폐지 약속에 따라, 행정원과 MOEA는 해상풍력 및 태양광 프로젝트와 함께 재생에너지 자원을 극대화하는 데 목표를 두고 있다.

2025년부터 2035년까지 수소 에너지, 지열 에너지, 해양 에너지와 같은 분야에서 새로운 기술에 대한 즉각적인 투자가 필요합니다.

지열 프로젝트의 경우, 2026년까지 심부 지열 시스템 및 고급 지열 시스템과 같은 핵심 기술을 구현하는 것을 목표로 하고 있으며, 대부분의 지열 잠재력은 3000미터를 초과하는 깊이에 위치해 있다.

해양 에너지 분야에서는 2025년까지 중간 크기의 부유물을 활용하는 시범 현장이 예상되고 있다. 또한, 2025년까지 수소 충전소 2곳을 설립하는 계획도 포함되어 있다.

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