대한민국 해상풍력 인허가 관련 요약

 

1. 해상풍력 프로젝트 현황 및 전망

• 정부 정책 변화: 2017년 "재생에너지 3020" 계획을 통해 탄소 배출량 감소 및 재생에너지 비중 확대를 추진했으나, 현 정부 들어 원자력 발전에Emphasis가 두드러지면서 해상풍력 분야에 대한 정부 주도의 적극적인 지원이 부족하다는 평가가 있습니다.
• "This emphasis on nuclear power has left the renewables sector wanting for government leadership, especially in the offshore wind space (which many analyst view as the rene-wables technology with the most potential for growth in Korea)."
• 재생에너지 발전 비중 증가: 정부 정책에 따라 재생에너지 발전 비중은 2017년 3.2%에서 2021년 6.3%로 증가했으나, 해상풍력 발전 비중은 미미한 수준입니다.
• 프로젝트 지연 요인: 다수의 주요 해상풍력 프로젝트들이 ① 계통 연계 용량 부족, ② 복잡한 인허가 절차, ③ 지역 이해관계자(특히 어업계)와의 합의 어려움, ④ 개발업체 간 및 지역 간 발전 시설 개발 분쟁, ⑤ 관련 이슈 해결을 위한 규제 지침 부족 등으로 인해 지연되고 있습니다.
• 향후 정부 계획: 2024년 5월 발표된 제11차 전력수급기본계획(초안)에서는 2030년까지 재생에너지 발전 비중 21.6%, 2038년까지 32.9%를 목표로 하고 있으며, 상업 규모 프로젝트 촉진을 위해 2024년 하반기에 REC 가중치 개정을 예고하고 해상풍력 산업 촉진을 위한 새로운 법안 도입을 추진하고 있습니다.
• 해상풍력 특별법 추진: 대규모 해상풍력 발전 사업의 질서 있는 개발을 위한 특별법 제정이 수년간 국회에서 논의되었으나, 21대 국회 종료와 함께 계류되었습니다. 22대 국회에서 계획입지 제도를 도입하여 사업 추진의 효율성을 높이고 지역 수용성 및 환경 친화성을 확보하며 초기 계획 단계를 조정하는 내용의 새로운 법안이 논의 중입니다.
• "new legislation seeking to promote the efficient development of large-scale OWF projects by introducing a planned site sys-tem (as opposed to the current “open door” system) in order to facilitate expedited com-munity acceptance for and environmental-friendliness of OWF projects and coordinate early planning thereof is pending in Korea’s 22nd National Assembly."
• 운영 중인 해상풍력 발전 단지: 2023년 기준 국내 해상풍력 총 설비 용량은 0.13GW이며, 주요 단지는 제주 탐라해상풍력(30MW), 서남해해상풍력(60MW), 영광 육상-해상풍력(34.5MW)입니다.
• 개발 중인 프로젝트: 울산 앞바다를 중심으로 Equinor, 한국석유공사, 한국동서발전 등 다수의 기업들이 대규모 부유식 해상풍력 프로젝트를 개발하고 있으며, 전남 우이도, 영광 낙월도, 경남 통영 욕지도 및 신안군 등에서도 다양한 해상풍력 프로젝트가 추진 중입니다.
• 성장 잠재력과 과제: 해상풍력 시장은 성장하고 있지만, 국가 전력망 개편, 특정 지역(서남해 및 제주)의 심각한 계통 접속 지연 등 다른 국가들과 유사한 개발상의 어려움이 지속되고 있습니다. 제주도의 경우 2032년까지 계통 연계가 가능한 경우에만 신규 EBL 발급이 예상됩니다.

2. 규제 체계

2.1 신재생에너지 공급 의무화 제도 (RPS)

• 주요 내용: 2012년부터 시행된 RPS 제도는 500MW 이상 화력 발전 설비를 보유한 발전 사업자("RPS 공급 의무자")에게 총 발전량의 일정 비율 이상을 신재생에너지로 공급하도록 의무화하는 제도입니다. 2024년 의무 비율은 13.5%이며, 2030년부터는 25%로 증가할 예정입니다.
• REC 발급 및 거래: RPS 공급 의무자는 신재생에너지 발전 또는 신재생에너지 공급인증서(REC) 구매를 통해 의무를 이행할 수 있습니다. REC는 발전량뿐만 아니라 발전원의 종류에 따라 다른 가중치(REC Multiplier)가 적용됩니다.
• "In principle, one REC corresponds to 1MWh of renewable power generation, but different types of renewable power generation have different REC weightings (“REC Multipliers”)."
• REC 가중치: 해상풍력 발전 사업자는 높은 REC 가중치를 부여받고 있으며, 특히 해안선에서 멀리 떨어지거나 수심이 깊은 곳에 건설되는 경우 가중치가 더 높아집니다. 과거에는 국산 부품 사용 비율에 따른 REC 가중치 우대 규정이 있었으나, 무역법상 차별적인 성격으로 인해 2023년 4월 폐지되었습니다.
• REC 가중치 변경: REC 가중치는 3년마다 검토 및 조정될 수 있으며, 정부는 2024년 하반기에 REC 가중치를 재조정할 계획입니다.
• 전력 판매: 독립 발전 사업자(IPP)는 원칙적으로 한국전력거래소(KPX)의 전력 도매 시장에서 계통한계가격(SMP)으로 전력을 판매합니다. 다만, 후술할 전력구매계약(PPA)을 체결하는 경우는 예외입니다.
• REC 판매 수익: IPP의 주요 수익원은 SMP를 통한 전력 판매 수익과 REC 판매 수익으로 구성됩니다.
• RPS 제도 전환: 2024년 5월, 산업통상자원부(MOTIE)는 RPS 제도를 점진적으로 폐지하고 정부 주도 조달 방식으로 전환할 계획을 발표했습니다. 2025년부터 시작될 공공 주도 해상풍력 발전사업 구매 입찰 규모는 기존 RPS 제도를 점진적으로 대체하는 신재생에너지 조달 정책과 연계될 예정입니다.

2.2 전기사업허가 (EBL)

• 취득 요건: 해상풍력 발전 사업의 건설, 소유 및 운영을 위해서는 MOTIE로부터 전기사업허가(EBL)를 취득해야 합니다. EBL 신청을 위해서는 최소 1년 이상의 풍황 계측 데이터가 필요하며, 이를 위해 공유수면 점용허가(PWOP)를 먼저 받아야 합니다.
• 우선 개발 권한: 풍황 계측 장비 설치 허가를 먼저 받은 개발사업자는 해당 계측 장비 반경 7km 이내(육상의 경우 2km) 최대 80km² 범위 내에서 우선 개발 권한을 확보할 수 있습니다. 계측 장비는 허가일로부터 12개월 이내에 설치되어야 하며, 불가피한 사유 발생 시 기간 연장이 가능합니다.

2.3 공유수면 점용료 할인

• 할인 규정: 공유수면 점용허가 시 부과되는 점용료는 일반적으로 인접 토지 가격의 0.5% 수준이지만, 해상풍력 발전 사업의 경우 최대 50%까지 감면될 수 있습니다. 해양수산부는 해상풍력 산업 지원을 위해 점용료 수준 조정을 계획하고 있습니다.

3. 공법 및 규제 인허가

3.1 해상풍력 발전 단지 및 육상 계통 연계 건설 및 운영에 필요한 규제 인허가

(a) 해상풍력 발전 단지

• 전기사업허가 (EBL): 전기 사업을 위해서는 최우선적으로 EBL을 취득해야 합니다.
• 공유수면 점용허가 (PWOP): 풍황 계측 장비 설치 및 풍력 터빈 발전기(WTG) 설치를 위해 각각 PWOP를 취득해야 합니다. WTG 설치를 위한 PWOP의 유효 기간은 최대 30년입니다. 허가 후 1년 이내에 공유수면 점용 실시 계획을 수립하여 관할 공유수면 관리청(PWMA)의 승인을 받아야 합니다.
• 관계 기관 협의: WTG 설치를 위한 PWOP 발급 전, PWMA는 해양수산부(MOF)와 공유수면 이용의 적절성 및 해양 환경 영향에 대해 협의해야 합니다(해양환경관리법). 50MW 이상 해상풍력 발전 단지의 경우 환경영향평가(EIA) 대상이 아닌 경우에도 해역 이용 영향 평가를 MOF에 요청해야 합니다.
• 해상 교통 안전 진단: WTG 설치를 위한 PWOP 취득 시 해저 케이블 등 시설물 설치로 인한 해상 교통 영향 평가를 위해 해상 교통 안전 진단을 받아야 할 수 있습니다(해상교통안전법).
• 매장 문화재 조사: 사업 부지 면적이 30,000m² 이상인 경우 매장 문화재 존재 여부 확인을 위한 지표 조사를 완료해야 합니다(매장문화재 보호 및 조사에 관한 법률).
• 환경영향평가 (EIA): 일반적으로 100MW 이상 풍력 발전 사업은 건설 전 EIA를 완료해야 합니다. 100MW 미만이라도 사업의 내용 및 위치 등에 따라 소규모 EIA 대상이 될 수 있습니다.
• 건설 계획 승인: 10MW 이상 해상풍력 발전 단지는 건설 착공 전 MOTIE로부터 건설 계획 승인을 받아야 합니다. 10MW 미만의 경우 MOTIE에 건설 기준 충족 여부를 통지하는 것으로 갈음합니다.
• 사용 전 검사: 한국전기안전공사(KESCO)는 신규 건설된 풍력 발전 시설에 대해 기초 공사 및 전체 준공 시점에 사용 전 검사를 실시해야 합니다. REC 발급 대상 여부는 한국에너지공단 신재생에너지센터(KNREC)가 결정하며, 적용 가능한 REC 가중치도 결정합니다.
• 상업 운전 개시 (COD) 통지: 3MW 초과 해상풍력 발전 단지 개발자는 COD를 지체 없이(늦어도 전력 판매 개시 후 30일 이내) MOTIE에 통지해야 합니다.
• 전력원 개발 촉진법 (EPSDP Act) 상의 특례: 전략적으로 중요한 신재생에너지 프로젝트의 경우 EPSDP Act에 따라 일부 인허가 절차를 간소화할 수 있습니다. MOTIE가 EPSDP Act에 따른 실시 계획을 승인하면 PWOP 및 국토의 계획 및 이용에 관한 법률(NLPU Act)에 따른 개발 행위 허가 등이 의제됩니다.
• 해상풍력 특별법 전망: 현재 국회에 계류 중인 특별법안은 해상풍력 발전 사업의 입지 선정, 이해관계자 수용성 확보 및 사업 허가 절차를 간소화하는 것을 목표로 합니다. 정부 주도의 입지 발굴 및 지정, 공공-민간 협의회 운영, 단계별 인허가 절차 도입 등을 주요 내용으로 하며, 통과될 경우 현재의 "개방형" 입지 선정 방식에서 정부 주도 방식으로 전환될 가능성이 높습니다.

(b) 육상 계통 연계

• 개발 행위 허가: 육상 변전소 등 해상풍력 발전 단지와 연결되는 육상 시설 건설을 위해서는 NLPU Act에 따라 관할 지방 자치 단체로부터 개발 행위 허가를 받아야 합니다.
• 개발 행위 허가 의제 처리: 개발 행위 허가 시 관련 법률에 따른 농지 전용 허가, 산지 전용 허가, 초지 전용 허가, 입목 벌채 허가, 도로 점용 허가 등이 함께 신청되면 의제 처리될 수 있습니다.
• 계통 연계 계약: 송배전 설비 이용을 위해서는 기술 기준을 충족해야 하며, 한국전력공사(KEPCO)와 송배전 설비 이용 약관에 따라 계통 연계 계약을 체결해야 합니다.

3.2 인허가 절차

(a) 전기사업허가 (EBL)

• 신청 및 검토: EBL은 MOTIE가 발급하며, 국내 법인만 신청 가능합니다. 신청서는 MOTIE에 제출되며, 전력 시장 운영 규정 검토, EBL 및 기타 승인 신청 검토, 전력 시장 전반의 감시 등을 담당하는 MOTIE의 전기위원회(ERC)가 종합적으로 검토합니다.
• 허가 및 준비 기간: ERC의 긍정적인 검토 후 MOTIE가 EBL을 발급합니다. 풍력 발전 사업의 준비 기간은 EBL 발급일로부터 8년이며, 이 기간 내에 COD를 달성해야 합니다. 건설 계획 승인은 EBL 발급 후 5년 이내에 받아야 합니다.
• 기간 연장: MOTIE는 개발 사업자가 정당한 사유를 제시하거나, 신재생에너지 공급 사업자 또는 KEPCO와 장기 전력 판매 계약을 체결한 경우 준비 기간 및 건설 계획 승인 기간을 조정하거나 연장할 수 있습니다. EIA가 완료된 경우 준비 기간 연장이 가능하며, 건설 착공에 필요한 개발 행위 허가를 취득했거나 취득할 명확한 증거가 있는 경우에만 준비 기간이 연장될 수 있습니다.
• 공청회: 2020년 10월부터 EIA, 소규모 EIA 또는 해역 이용 영향 평가 대상 사업의 경우 EBL 신청 전 공청회를 거쳐야 합니다.
• 관계 기관 의견 수렴: ERC는 EBL 심사 과정에서 한국해양수산개발원, 한국해양환경공단, 한국전력공사 전력연구원, 한국환경연구원 등 전문 기관의 의견을 수렴하고 지역 이해관계자의 의견을 청취할 수 있습니다.

(b) 공유수면 점용허가 (PWOP)

• 관할 기관: OWF 건설을 위해 공유수면(대한민국 해안선에서 배타적 경제 수역 외측 한계까지)을 사용하려면 PWMRA에 따라 관할 PWMA로부터 PWOP를 취득해야 합니다.
• 허가 기간 및 협의: PWMA는 관련 기관 협의를 거쳐 최대 30년(건설 기간 포함)의 점용 허가를 부여할 수 있습니다. 발급 전 해양수산부, 환경부, 국방부, 행정안전부 등과 협의해야 합니다.
• 이해관계자 동의: PWMRA 및 동법 시행령에 따라 공유수면 이용으로 인해 권익 침해가 예상되는 이해관계자(인접 토지 또는 건물 소유자, 어업권자, 기존 공유수면 점용 허가권자 등)의 동의를 얻어야 합니다. 2022년 PWMRA 개정을 통해 PWOP 발급 전 이해관계자의 의견 수렴 절차가 강화되었습니다.
• 실시 계획 승인: 허가 후 1년 이내에 공유수면 점용 실시 계획을 수립하여 PWMA의 승인을 받아야 건설을 시작할 수 있습니다.

(c) 환경영향평가 (EIA)

• 대상 및 절차: 100MW 이상 풍력 발전 사업은 원칙적으로 EIA 대상이며, 100MW 미만이라도 소규모 EIA 대상이 될 수 있습니다. EIA 절차는 일반적으로 공청회를 포함하며 약 1년이 소요되지만, 소규모 EIA는 더 짧은 기간 내에 완료될 수 있습니다.
• 평가 내용: 개발 사업자는 EIA 제안서를 환경부(또는 EPSDP Act에 따라 MOTIE에 직접 제출)에 제출하여 평가 범위, 방법, 분석, 제한 사항 등을 제시해야 합니다. EIA는 자연 및 생태 환경, 대기, 수질, 토양, 생활 환경, 사회 환경 및 경제 환경 등에 대한 평가를 포함해야 합니다.
• 결과 제출: EIA 절차 완료 후 개발 사업자는 환경부 협의 결과를 WTG 설치를 위한 PWOP 취득 과정에서 PWMA에 제출해야 합니다.

(d) 개발 행위 허가

• 취득 대상: 육상 시설 건설을 위한 개발 행위 허가는 해당 지방 자치 단체로부터 건설 착공 전에 취득해야 합니다(NLPU Act).
• 신청 서류: 신청 시 부지 소유권 또는 사용권 증명 서류, 개발 행위 허가 의제 처리를 위한 관련 허가 신청 서류 등을 제출해야 합니다.
• 지역별 추가 요건: NLPU Act 외에도 지방 자치 단체가 제정한 조례 등에 따라 개발 행위 허가와 관련된 특정 요건이 있을 수 있습니다.

(e) 계통 연계 협상

• 소요 기간 및 유효 기간: KEPCO와의 계통 연계 계약 협상은 일반적으로 수개월이 소요되며, 계약은 송배전 설비 실제 사용일로부터 1년간 유효합니다. 양 당사자의 해지 또는 변경이 없는 경우 1년 단위로 자동 갱신됩니다.
• 계통 용량 부족 문제: 국내 해상풍력 발전 사업은 계통 용량 부족으로 인해 지연될 수 있습니다. 특히 서남해 지역과 제주도는 계통 혼잡이 심각하며, 2032년까지 계통 연계가 가능한 경우에만 신규 EBL 발급이 제한적으로 이루어질 예정입니다.

(f) 사용 전 검사

• 주관 기관 및 시점: KESCO는 신규 건설된 OWF 시설에 대해 기초 공사 완료 시점과 전체 건설 완료 및 COD 이전 시점에 사용 전 검사를 실시해야 합니다. 사용 전 검사를 위해서는 KESCO에 최소 7일 전에 신청해야 합니다.

4. 전력 구매 및 가격 결정

4.1 전력 구매, 보상 및 요금 제도

• 수익 구조: IPP의 수익은 일반적으로 SMP를 통한 전력 판매 수익과 REC 판매 수익의 합으로 구성됩니다.
• 계통한계가격 (SMP): KPX는 다음 날의 전력 수요를 예측하고 전날 발전 사업자로부터 발전 입찰을 받아 시간별 SMP를 결정합니다. SMP는 해당 시간의 전력 수요를 충족하기 위해 마지막으로 발전을 지시받은 발전기의 변동비를 기준으로 결정됩니다.
• REC 판매 계약 (REC SPA): 대부분의 유틸리티 규모 해상풍력 프로젝트는 REC 현물 시장 또는 장기 고정 가격 계약(REC SPA)을 통해 REC를 판매합니다. REC SPA는 RPS 공급 의무자가 최대 20년까지 SMP(발전 시점 기준)와 REC 가격을 합한 고정 가격으로 REC를 구매하는 계약입니다. SMP는 시장 상황에 따라 변동되므로 REC 가격은 합의된 고정 가격에서 SMP를 차감하여 자동으로 결정됩니다. REC SPA는 프로젝트의 안정적인 수익 흐름을 보장하여 신재생에너지 프로젝트의 금융 조달을 용이하게 합니다.
• 전력구매계약 (PPA): 과거에는 국내 전력 시장에서 PPA가 금지되었으나, 2021년과 2022년 규제 변경을 통해 신재생에너지 IPP는 제3의 전력 구매자 또는 KEPCO와 직접 또는 간접적으로 PPA를 체결할 수 있게 되었습니다. PPA를 통해 판매된 전력은 REC 발급 대상이 아니지만, 전력 구매자는 KNREC로부터 "신재생에너지 사용 확인서"를 발급받아 기업의 지속 가능 경영 목표(예: RE100) 달성에 활용할 수 있습니다.
• REC 현물 시장 판매: IPP는 REC SPA 또는 PPA 대신 KPX에 SMP로 전력을 판매하고, 프로젝트에서 발생한 REC를 KNREC이 관리하는 장외 또는 거래소 기반 RE100 REC 현물 시장에서 판매할 수도 있습니다.

4.2 프로젝트 지연의 영향

• EBL 유지: EBL을 취득한 해상풍력 발전 사업자는 8년의 준비 기간 내에 COD를 달성해야 합니다. 기간 내 COD 달성이 어려울 경우 EBL 유지를 위해 준비 기간 연장을 신청해야 합니다.
• REC SPA 계약 조건: 일반적으로 COD 이전에 RPS 공급 의무자와 REC SPA를 협상하며, 프로젝트 지연으로 인한 영향은 쌍방 협상에 따라 결정됩니다. 지연 발생 시 프로젝트에 적용되는 REC 가중치가 하향 조정될 위험이 있습니다. REC 가중치는 KESCO 사용 전 검사 완료 시점까지 확정되지 않습니다.
• REC 고정 가격 입찰: KNREC 주관 해상풍력 발전 입찰을 통해 REC SPA를 체결한 경우, 계약일로부터 60개월(100MW 이하 프로젝트는 54개월) 이내에 KESCO 사용 전 검사를 완료해야 합니다. 기한 연장 시 REC SPA 가격이 하향 조정될 수 있습니다. (향후 해상풍력 경쟁 입찰 로드맵에 따라 기간이 변경될 예정입니다.)
• REC 가중치 하락 추세: MOTIE는 다양한 신재생에너지원의 수급 최적화를 위해 3년마다 REC 가중치를 검토 및 조정하며, 시간이 지남에 따라 해상풍력 발전 비용 하락 추세에 따라 REC 가중치도 점진적으로 하락할 것으로 예상됩니다.

4.3 실제 및 미래 тариф 예시

• 발전차액지원제도 (FIT) 폐지: 2012년 RPS 제도 도입 이후 신규 프로젝트에는 FIT가 일반적으로 적용되지 않습니다.
• 변동적인 시장 가격: SMP와 REC 가격은 시장 상황에 따라 지속적으로 변동하므로, 유틸리티 규모 해상풍력 IPP는 장기적이고 예측 가능한 현금 흐름 확보를 위해 RPS 공급 의무자와 REC SPA를 체결하거나 KEPCO 또는 제3자와 PPA를 체결합니다.
• 계약 조건 비공개: 장기 고정 가격 계약에 반영된 SMP와 REC 가격의 합은 개별 계약 조건에 따라 협상되므로 공개되지 않습니다.

4.4 풍력 발전 입찰

• 입찰 제도 확대: REC SPA 입찰 제도는 2017년 태양광 발전 프로젝트에 처음 도입되었으며, 2022년 풍력 발전 프로젝트, 2023년 육상 및 해상풍력 발전 프로젝트로 확대되었습니다.
• 낙찰자 선정 기준: KNREC 풍력 발전 입찰위원회는 가격 요소와 더불어 국내 공급망 기여도, 지역 이해관계자 수용성, KEPCO 계통 영향 등 비가격 요소를 종합적으로 평가하여 낙찰자를 선정합니다.
• 낙찰자 의무: EIA를 완료하고 특정 요건을 충족한 OWF 프로젝트 개발자는 풍력 발전 입찰에 참여할 수 있으며, 낙찰자는 낙찰 발표 후 2개월 이내에 KNREC가 매칭한 RPS 공급 의무자와 REC SPA를 체결하고, REC SPA 체결일로부터 60개월(KNREC 풍력 발전 입찰위원회에서 기한 연장을 허용하지 않는 한 연장 불가, 연장 시 REC SPA 가격 하향 조정 가능) 이내에 최종 KESCO 사용 전 검사를 완료해야 합니다. (100MW 미만 프로젝트는 54개월)
• 해상풍력 경쟁 입찰 로드맵: 2024년 8월 8일 MOTIE는 해상풍력 경쟁 입찰 로드맵을 발표하여 향후 해상풍력 입찰에 상당한 변화를 예고했습니다. 주요 내용은 다음과 같습니다.
• 2단계 평가 방식 도입 (비가격 요소 우선 평가 후 가격 요소 평가)
• 최종 KESCO 사용 전 검사 기한 연장 (100MW 미만: 60개월, 300MW 미만: 72개월, 300MW 이상: 78개월)
• 입찰 시기 변경 (4분기에서 2분기로, 필요시 4분기에 추가 입찰 가능)
• 부유식 및 고정식 해상풍력 분리 입찰
• 향후 입찰 목표 용량 사전 공지 (2024년 4분기 ~ 2026년 2분기, 7~8GW 예상)
• 공기업 주도 프로젝트 분리 입찰
• 동일 프로젝트에 대한 복수 REC SPA 체결 허용

5. 계통 연계

5.1 계통 연계 시스템 계획 및 건설

• 개발 사업자 책임: 프로젝트 개발자는 OWF를 해당 육상 KEPCO 변전소에 연결하기 위한 실행 가능한 계획을 수립하고 송전선로 설치에 필요한 토지 사용 권한을 확보해야 합니다.
• 송전선로 건설: OWF와 계통 연계 지점 간의 송전선로는 KEPCO의 대행 또는 KEPCO의 엔지니어링 표준에 따라 개발 사업자가 건설합니다.

5.2 계통 연계 시스템 비용 부담

• 개발 사업자 부담: 송전망 연결과 관련된 비용은 개발 사업자가 부담합니다.

5.3 계통 연계 지연 및 중단으로 인한 영향

• 계약 협상 사항: 육상 계통 지연 및 중단에 대한 위험 배분은 원칙적으로 KEPCO와의 계통 연계 계약 협상 사항이지만, 실제로는 IPP가 KEPCO의 일반 약관을 수용하는 경우가 많으며, 약관에는 KEPCO의 귀책 사유가 없는 한 계통 연계 지연 또는 중단에 대한 보상 규정이 없습니다.

5.4 육상 계통 혼잡, 재생에너지 우선 순위 및 보상 메커니즘

• 재생에너지 발전 제한: 한국 법률은 KPX 또는 KEPCO가 발령하는 출력 제한(Curtailment) 명령을 재생에너지 발전 사업자에게 명시적으로 따르도록 규정하고 있지 않습니다. 다만, 제주도의 경우 1MW 초과 풍력 및 태양광 발전 설비, 또는 1MW 이하이면서 22.9kV 이상 송전선에 연결된 설비는 KPX의 출력 제한 명령을 따라야 합니다.
• 계통 안정성 유지 의무: MOTIE의 "전력 계통 신뢰도 및 품질 유지 기준"에 따라 KPX와 KEPCO는 풍력, 태양광 등 재생에너지 발전량에 대한 감시, 예측, 평가 및 제어를 통해 전력망을 안정적으로 운영해야 하며, 신재생에너지 발전 사업자는 KPX 및 KEPCO의 제어에 응해야 합니다. 즉, KPX와 KEPCO는 계통 안정성 유지가 어려운 경우 재생에너지 발전 사업자에 대해 출력 제한을 시행할 법적 근거를 가지고 있습니다.
• 출력 제한 현황: 과거에는 제주도에서 주로 재생에너지 출력 제한이 발생했으나, 최근에는 한국 본토에서도 발생 빈도가 증가하고 있습니다. 2021년에 첫 출력 제한이 발생했으며, 2024년 6월 29일 기준 한국 본토에서 육상 풍력은 13회, 태양광은 19회의 출력 제한이 발생했습니다. 계통 혼잡 문제로 인해 재생에너지 출력 제한은 더욱 빈번하게 발생할 것으로 예상됩니다.
• 송배전 설비 이용 제한: KEPCO는 송배전 설비 이용 약관에 따라 다음과 같은 경우 고객에게 통지 후(긴급 상황 시 사후 통지 가능) 송배전 설비 이용을 정지 또는 제한할 수 있습니다.
• 전력 수급 균형 유지가 필요한 경우
• KEPCO 설비의 건설(수리, 교체 등)을 위해 필요한 경우
• KPX가 전력 시장 운영 규정에 따라 요청하는 경우
• 안전을 위해 KEPCO 설비 이용 중단이 긴급하거나 심각하게 필요한 경우

6. 부동산

6.1 확보해야 할 토지 권리

• 사업 부지 및 송전선로 부지: 국내 OWF 개발 사업자는 프로젝트 부지에 포함되는 모든 토지와 풍력 발전 단지에서 지정된 KEPCO 변전소까지의 송전선로 설치에 필요한 모든 토지에 대한 소유권 또는 사용권을 확보해야 합니다.
• 사유지: 사유지에 대한 소유권, 사용권 또는 임차권 확보 조건은 일반적으로 개인 토지 소유자와 자유롭게 협상할 수 있습니다.
• 국유지: 국유지(지방 자치 단체 소유 토지 포함, "공유지")에 대한 권리 확보 절차는 법률로 규정됩니다. "행정 재산"으로 분류된 토지는 소유권을 취득할 수 없으며, 상호 접속 설비 등 전기 시설 개발을 위해서는 국가 또는 지방 자치 단체로부터 사용 허가를 받아야 합니다. "일반 재산"으로 분류된 토지는 국가 또는 지방 자치 단체로부터 소유권, 임차권 또는 사용권을 취득할 수 있습니다. 2020년 10월 1일 이후 체결된 임대 계약의 경우, 공유지는 최대 10년의 초기 임대 기간으로 임대할 수 있으며, 최대 2회까지 각 10년씩 연장하여 최대 30년까지 임대할 수 있습니다.

6.2 법적 문제 발생 비용 및 위험

• 비용 변동성: 토지 권리 확보 비용은 관련 토지의 가치 및 토지 소유자(또는 공유지의 경우 해당 정부 기관)와 협상된 가격에 따라 사례별로 다릅니다.
• 법적 문제 발생 위험: 개발 사업자의 합법적인 토지 소유권 또는 사용권이 이의 제기될 위험은 매우 낮습니다.

7. 기타

• 어업 피해 보상: 개발 사업자는 공유수면 사용으로 인해 발생하는 이해관계자의 손실(어업 수입 감소 등 어민의 손실 포함)에 대해 보상할 책임이 있습니다.
• 보상 기준: 공유수면 이용에 대한 이해관계자 보상 기준에 대한 국내 법원 판례는 주로 항만, 방파제 등 연안 기반 시설 건설과 관련하여 형성되어 왔습니다. OWF는 연안에서 더 멀리 떨어져 건설될 수 있으므로 "이해관계자"를 식별하고 적절한 손실 범위 또는 보상액을 결정하는 것이 실제로 더 어려울 수 있습니다.