공급관세
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| 시리즈의 일부: |
| 환경경제학 |
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공급 관세(FIT, FiT, 표준 제공 계약,[1] 선진 재생 관세 [2]또는 재생 에너지 지불[3])는 재생 에너지 생산자에게 장기 계약을 제공함으로써 재생 에너지 기술에 대한 투자를 가속화하기 위해 고안된 정책 메커니즘입니다.[1][4] 이는 재생 에너지 생산자에게 시장 가격 이상의 가격을[5] 약속하고 재생 에너지 투자 자금 조달에 도움이 되는 가격 확실성과 장기 계약을 제공한다는 것을 의미합니다.[4][6] 일반적으로 FIT는 한 기술의 개발을 다른 기술보다 장려하기 위해 여러 재생 에너지 소스에 다른 가격을 부여합니다. 예를 들어, 풍력, 태양광 PV와[7] 같은 기술은 조력보다 kWh당 더 높은 가격을 부여받습니다. FIT에는 종종 기술 비용 절감을 따르고[4]: 25 장려하기 위해 가격이나 관세를 점진적으로 인하하는 "디지션"이 포함됩니다.[1]: 100 [8]
묘사
FIT에는 일반적으로 다음과 같은 세 가지 주요 조항이 포함됩니다.[9][1]
- 보장된 그리드 액세스
- 장기 계약
- 원가에 근거한 구매 가격
FIT에 따라 자격이 있는 재생 가능 전기 발전기는 그리드에 공급하는 재생 가능 전기에 대한 비용 기반 가격을 지불받습니다. 이를 통해 다양한 기술(풍력, 태양광, 바이오가스 등)을 개발할 수 있고 투자자에게 합리적인 수익을 제공합니다. 이 원칙은 독일의 2000년 신재생에너지원법에서 설명하고 있습니다.
보상 비율은 과학적 연구를 통해 결정되었으며, 확인된 비율은 설치가 비용 효율적으로 운영될 수 있도록 해야 한다는 규정에 따라 결정되었습니다. 최첨단 기술을 사용하고 주어진 지리적 환경에서 자연적으로 이용 가능한 재생 가능 에너지원에 따라 결정됩니다.
— 2000 Renewable Energy Sources Act[10]: 16
관세는 기술, 위치, 규모 및 지역에 따라 다를 수 있으며 일반적으로 기술 변화를 추적하고 장려하기 위해 시간이 지남에 따라 감소하도록 설계되었습니다.[1][4] FIT는 일반적으로 장기간(15~25년) 동안 보증된 구매 계약을 제공하고 생산자에게 인센티브를 제공하여 생산량과 효율성을 극대화합니다.[1][11][12]
2008년, 유럽 위원회의 상세한 분석은 "잘 적응된 피드 인 관세 체제는 일반적으로 재생 가능한 전기를 촉진하기 위한 가장 효율적이고 효과적인 지원 계획"이라고 결론지었습니다.[13] 이러한 결론은 국제에너지기구,[14][15] 유럽재생에너지연맹,[16] 도이체방크 등 다른 분석들에 의해 뒷받침되었습니다.[17] 2019년 기준으로 50개 이상의 국가에서 FIT 정책을 제정했습니다.[18]
환경 경제학에서 FIT는 한계 비용에 따라 차별화될 수 있습니다. 이러한 정책 구조에서 관세 가격은 현물 요금 바로 위에서부터 정부의 최적 생산 수준에 도달하는 데 필요한 가격에 이르기까지 다양합니다. 한계비용이 낮은 기업은 더 낮은 가격을 제공받는 반면, 한계비용이 높은 기업은 더 높은 관세가격을 적용받습니다. 이 정책은 특정 생산 현장의 수익성을 낮추고 발전기의 보다 광범위한 배포를 촉진하는 것을 목표로 합니다. 그러나 가장 효율적인 부지가 충분히 활용되지 않을 수 있기 때문에 재생 가능한 전기를 생산하는 비용 효율이 떨어질 수 있습니다.[citation needed]
차별화된 관세 정책의 두 번째 목적은 프로그램의 전반적인 비용을 줄이는 것입니다. 일률적인 관세 체계 하에서는 모든 생산자가 동일한 가격을 받게 되어 생산 장려에 필요한 가격을 초과하여 잉여 수익과 이익이 발생할 수 있습니다. 차별화된 관세는 각 생산자에게 재생 에너지 생산의 최적 시장 수량을 달성하는 것을 목표로 생산 유지에 필요한 인센티브를 제공하는 것을 추구합니다.[19]
세계화의 맥락에서, FITs는 한 국가에서의 이행이 다른 국가의 산업과 정책에 영향을 미칠 수 있기 때문에 무역 관점에서 도전을 제기합니다. 이상적으로, 이러한 정책 수단은 세계 무역 기구를 통해 촉진될 수 있는 그들의 이행과 규제를 감독하는 세계적으로 조정된 기구에 속할 것입니다.[20]
보상
보상 방법은 세 가지가 있습니다.
- 공급 관세 – 보상은 소매 가격 이상이며, 채택자 비율이 증가함에 따라 FIT는 소매 가격으로 낮아집니다.
- 넷 미터링 – 생산자는 예를 들어 바람이 멎을 때 전력망에서 전력을 소비할 수 있습니다. 크레딧은 일반적으로 미래 기간으로 이월됩니다. (유틸리티 또는 소비자에 대한) 지불은 순 소비에 따라 달라집니다.
- 전력 구매 계약(PPA) – 전기 생산 비용을 지불하며 일반적으로 소매 요금보다 낮습니다. 그러나 태양광의 경우 수요가 가장 많을 때 태양광이 생산되기 때문에 일부 국가에서는 더 높을 수 있습니다.
역사
미국
1978년 미국에서 국가에너지법(NEA)에 서명한 지미 카터 대통령 하에 최초의 형태의 피드인관세(다른 이름으로[what name?])가 시행되었습니다. 이 법에는 5개의 개별 법률이 포함되어 있었는데, 그 중 하나가 공공시설 규제 정책법(PURPA)이었습니다. 국가 에너지법의 목적은 에너지 절약을 장려하고 풍력, 태양열, 지열과 같은 재생 에너지를 포함한 새로운 에너지 자원을 개발하는 것이었습니다.[21][22]
PURPA 내에는 전력회사들이 독립적인 전력 생산자들로부터 생산된 전력을 회피된 비용을 초과하지 않는 속도로 구매하도록 요구하는 조항이 있었습니다.[22] 회피된 비용은 유틸리티가 동일한 전기 발전을 제공하기 위해 발생하는 비용을 반영하도록 설계되었습니다. 1980년대에는 PURPA에 대한 다양한 해석이 우세했습니다. 일부 유틸리티와 주 공공사업 위원회는 회피된 비용을 회피된 연료 비용을 의미하도록 좁게 해석한 반면, 다른 유틸리티는 "회피된 비용"을 "회피된 장기 한계 비용"으로 정의하기로 선택했습니다.[22] 장기 비용은 향후 몇 년 동안 예상되는 전기 비용을 의미합니다. 이 마지막 접근 방식은 캘리포니아가 표준 오퍼 계약 No. 4에서 채택했습니다.[23] PURPA 법에 포함된 또 다른 조항은 신규 진입자를 장려하기 위해 유틸리티가 프로젝트의 50% 이상을 소유하지 못하도록 했다는 것입니다.[22]
PURPA를 준수하기 위해 일부 주에서는 생산자에게 표준 오퍼 계약을 제공하기 시작했습니다. 캘리포니아의 공익사업 위원회는 여러 표준 오퍼 계약을 수립했는데, 여기에는 예상되는 장기 발전 비용에 대한 표준 오퍼 고정 가격이 포함됩니다. 전기료에 대한 장기적인 추정치는 석유 및 가스 가격이 계속 상승할 것이라는 믿음(당시 널리 유지됨)에 기초했습니다.[24] 이로 인해 새로운 전기 발전의 장기적인 회피 비용을 반영하기 위해 설계된 고정 구매 가격의 일정이 증가했습니다. 1992년까지 민간 전력 생산업체는 캘리포니아에 약 1,700MW의 풍력 발전 용량을 설치했으며, 그 중 일부는 오늘날에도 여전히 가동 중입니다. PURPA의 채택은 또한 플로리다와 메인과 같은 다른 주에서 상당한 재생 에너지 발전으로 이어졌습니다.[22]
그럼에도 불구하고 PURPA는 미국 전기 산업에서 부정적인 의미를 유지하고 있습니다. 1980년대 후반 석유와 가스 가격이 급락했을 때 신재생에너지 개발을 장려하기 위해 체결된 표준 오퍼 계약은 그에 비해 높게 보였습니다. 이에 따라 PURPA 계약은 전기요금 납부자에게 비싼 부담으로 여겨지게 되었습니다.[24]
PURPA에 대한 또 다른 반대의 원인은 PURPA가 비유전성 생성을 장려하도록 설계되었다는 사실에서 비롯되었습니다. 이는 많은 대형 유틸리티, 특히 독점 공급업체에 의한 위협으로 해석되었습니다. PURPA는 비효용 발생을 장려한 결과, 경쟁력을 높이는 중요한 단계로 해석되어 왔습니다.[22]
유럽
1990년, 독일은 "Stromeinspeisungsgesetz" (StrEG), 즉 "전력망에 전력을 공급하는 법"을 채택했습니다.[25] StrEG는 전력회사들이 재생에너지 공급업체로부터 생산된 전기를 기존 전기 소매가격의 비율로 구매하도록 요구했습니다. 태양광과 풍력에 대한 비율은 주택용 전력 가격의 90%로 설정되었고, 수력과 바이오매스 공급원과 같은 기타 기술은 65%에서 80%의 비율로 제공되었습니다. 5MW의 프로젝트 캡이 포함되었습니다.[25]
독일의 StrEG는 태양광 발전과 같은 더 비용이 많이 드는 기술을 장려하기에는 부족했지만, 풍력과 같은 더 저렴한 기술을 장려하는 데는 비교적 효과적인 것으로 입증되어 1991년부터 1999년 사이에 4,400MW의 새로운 풍력 발전 용량이 배치되었으며, 이는 1999년까지 전 세계 전체 풍력 발전 용량의 약 3분의 1을 차지했습니다.[10]
StrEG가 해결한 또 다른 과제는 그리드에 연결할 수 있는 권리였습니다. StrEG는 재생 가능한 전력 생산자의 그리드 액세스를 보장했습니다.[10] 1990년대 스페인과[26] 덴마크에서도[27] 유사한 비율 기반 사료 공급법이 채택되었습니다.
독일의 신재생에너지원법
독일의 공급법은 2000년에 대대적인 구조조정을 거쳐 재생에너지원법(2000)이 되었습니다(독일어: Erneuerbare-Energien-Gesetz 또는 EEG).[10] 제목은 재생 가능한 에너지원에 우선권을 부여하는 행위입니다. 새로운 형태로, 이 법은 재생 에너지의 배치를 가속화하기 위한 매우 효과적인 정책 프레임워크임이 입증되었습니다.[28] 중요한 변경 사항은 다음과 같습니다.[28]
- 구매 가격은 발전 비용에 근거하여 결정되었습니다. 이로 인해 다양한 기술과 다양한 크기의 프로젝트에 대해 다른 가격이 형성되었습니다.
- 유틸리티가 참여할 수 있도록 허용되었습니다.
- 요금은 'tariff 디그레이션'으로 알려진 예상 비용 절감을 기반으로 매년 하락하도록 설계되었습니다.
매우 성공적이었기 때문에 독일 정책(2004년, 2009년, 2012년 개정)은 종종 다른 공급 관세 정책을 고려하는 벤치마크로 사용되었습니다. 다른 국가들도 독일의 접근 방식을 따랐습니다. 장기 계약은 일반적으로 모든 재생 에너지 생산자에게 비차별적인 방식으로 제공됩니다. 구매 가격은 비용에 기초하기 때문에 효율적으로 운영되는 프로젝트는 합리적인 수익률을 산출합니다.[11][29] 이 원칙은 법률에 명시되어 있습니다.
"보상률은... 확인된 요금은 효율적으로 관리될 때 설치물이 비용 효율적으로 운영될 수 있도록 해야 한다는 단서에 따라 과학적 연구를 통해 결정되었습니다. 최첨단 기술의 사용과 주어진 지리적 환경에서 자연적으로 이용 가능한 재생 가능한 에너지원에 기초합니다."
— Renewable Energy Sources Act (2000)[10]: 16
공급 관세 정책은 일반적으로 5~10%의 수익률을 목표로 합니다.[citation needed] 독일에서 태양광 발전의 성공은 최고 출력 시간 동안 최대 40%의 전기 가격 하락을 가져왔고, 소비자들은 5억 2천만 유로에서 8억 4천만 유로를 절감했습니다.[30][31] 소비자들의 절약은 역으로 2012년 보조금을 줄인 독일 정부에 로비를 하는 것으로 대응한 대형 전력 회사들의 이익률 감소를 의미했습니다.[31] 독일의 태양 에너지 점유율 증가는 가스 및 석탄 화력 발전소를 폐쇄하는 효과도 가져왔습니다.[32]
종종 생산된 모든 전력이 그리드에 공급되므로 위의 모호함에 따라 시스템이 PPA처럼 작동합니다. 그러나 유틸리티와의 구매 계약은 필요하지 않지만 피드인 관세는 국가에서 관리하므로 피드인 관세(독일어 "Einspeisetarif")라는 용어가 일반적으로 사용됩니다. 2012년경부터 다른 유형의 계약이 일반화되었는데, PPA가 지원되고 소규모 태양광 프로젝트의 경우 구매 전력 가격보다 공급 관세가 낮아지면 전력을 직접 사용하는 것이 더 매력적이었습니다.[citation needed]
2014년 8월 1일 신재생에너지원법 개정 시행 특정 배치 회랑은 이제 미래에 재생 에너지를 확장할 범위를 규정하고 있으며, 새로운 용량에 대한 자금 조달 비율(공급 관세)은 더 이상 정부에 의해 결정되지 않고 지상에 설치된 태양광 발전소를 시작으로 경매로 결정됩니다.[33] 이는 정책의 큰 변화를 의미하며 2017년부터 육상 및 해상 풍력에 대한 입찰 과정을 통해 추가로 연장될 예정입니다.
전기요금에 미치는 영향
FiT는 전기료를 인상하고 인하했습니다.[34]
전기 요금 인상은 요금 지불자가 전기 요금에 추가 요금을 부과하여 피드 인 관세 제도에 대한 자금을 제공할 때 발생했습니다.[35] 독일에서는 2017년 주택용 소비자의 전기요금에 공급관세를 지원하기 위한 이러한 접근법이 kWh당 6.88cEUR을 추가했습니다.[36] 그러나 재생에너지는 수요가 저가 설비의 용량을 초과할 때만 고가의 화석연료 설비를 사용하는 관행인 수주 효과를 통해 현물시장 가격을 낮출 수 있습니다.[37] 이로 인해 스페인,[38] 덴마크,[27] 독일에서 전기료가 인하되었습니다.[37][39]
그리드 패리티
그리드 패리티는 전기 생산을 위한 대체 기술의 비용이 해당 지역의 기존 평균과 일치할 때 발생합니다. 패리티는 시간(즉, 하루 중 및 수년 중)과 공간(즉, 지리적) 모두에서 달라질 수 있습니다. 전력망의 전력 가격은 하와이나 캘리포니아와 같은 고비용 지역부터 와이오밍이나 아이다호와 같은 저비용 지역까지 천차만별입니다.[40] 하루 중 가격이 책정되는 지역의 경우 요금은 하루 동안 다양하며, 수요가 많은 시간대(예: 오전 11시 – 오후 8시)에는 상승하고 수요가 적은 시간대(예: 오후 8시 – 오전 11시)에는 하락합니다.
일부 지역에서는 풍력, 매립 가스 및 바이오매스 발전이 그리드 전기보다 비용이 저렴합니다. 피드 인 관세를 사용하는 영역에서 패리티가 달성되었습니다. 예를 들어, 독일의 매립 가스 시스템에서 발생하는 발전 비용은 현재[when?] 평균 전기 현물 시장 가격보다 낮습니다.[41] 외진 지역에서는 태양광 발전의 전기가 송전망에 연결하기 위해 새로운 배전선로를 건설하는 것보다 저렴할 수 있습니다.
정책 대안 및 보완 사항
재생 가능 포트폴리오 표준(RPS)과 보조금은 재생 가능 에너지의 보호 시장을 만듭니다. RPS는 전력회사가 재생 가능한 자원에서 에너지의 최소 비율을 얻어야 합니다. 일부 주에서는 유틸리티가 이 요구 사항을 충족하기 위해 재생 에너지 인증서(미국), 재생 에너지 인증서 시스템(EU) 또는 재생 에너지 인증서 레지스트리(AUS)를 구입할 수 있습니다. 이 인증서는 재생 에너지 생산자가 그리드에 공급하는 에너지의 양에 따라 발행됩니다. 인증서를 판매하는 것은 재생 가능한 생산자가 수익을 보충하는 또 다른 방법입니다.[42]
인증서 가격은 전반적인 에너지 수요와 재생 가능 생산자 간의 경쟁에 따라 변동합니다. 재생에너지 생산량이 필요량을 초과하면 유럽의 탄소거래처럼 인증서 가격이 폭락할 수 있습니다. 이는 재생 가능한 생산자의 경제적 생존력을 손상시킬 수 있습니다.[43][44][45]
쿼터 시스템은 일반적으로 인증서가 1메가와트시 단위로 표시되기 때문에 대규모 수직 통합 발전기 및 다국적 전력 회사를 선호합니다. 또한 FIT보다 설계 및 구현이 더 어렵습니다.[2][46]
고객이 시작하는 미터 업그레이드(분산 에너지 사용 포함)에 대해 동적 관세를 의무화하는 것이 재생 에너지 개발을 가속화하는 보다 비용 효율적인 방법이 될 수 있습니다.[47]
국가별
사료 수입 관세법은 2007년까지 전 세계 46개 국가에서 시행되었습니다.[48] 태양광 관세에 대한 정보는 통합된 형태로 찾을 수 있지만 모든 국가가 이 출처에 나열된 것은 아닙니다.[49]
알제리
재생에너지로 전기를 생산하는 추가 비용과 다각화 비용을 충당하기 위해 재생에너지로 전기를 생산하는 생산자는 생산, 판매 또는 소비되는 각 kWh에 대해 보너스를 받습니다.[clarification needed] 태양열 또는 복사열로만 생산된 전기의 경우, 보너스는 2002년 2월 5일에 해당하는 22 Dhu El Kaada 1422의 Law 02-01에 의해 정의된 시장 운영자가 생산한 전기의 kWh당 가격의 300%입니다. 태양 에너지의 최소 기여가 전체 1차 에너지의 25%를 나타낼 때까지. 태양열 시스템 태양-가스 하이브리드를 사용하는 시설에서 생산된 전기의 경우, 보너스는 kWh당 가격의 200%입니다.
25% 미만의 태양 에너지 기여에 대해서는 다음과 같은 조건으로 보너스를 지급한다고 밝혔습니다.
| 솔라 셰어 | 보너스 |
|---|---|
| >25% | 200% |
| 20%~25% | 180% |
| 15%~20% | 160% |
| 10%~15% | 140% |
| 5%~10% | 100% |
| 0~5% | 0 |
전기 가격은 CREG(가스 및 전기 규제 위원회)에 의해 결정됩니다. 마지막 결정에 따라 소비자는 다음과 같이 전기 요금을 지불합니다.
- 1.77 DZD/kWh/월 41.6 kWh보다 낮은 소비의 경우.
- 4.17 DZD/kWh/월 41.6 kWh보다 높은 소비의 경우.
기타 소비자(산업, 농업 등)는 4.17 DZD/kWh를 지불합니다.
피드 인 관세는 사용되는 모든 1차 에너지의 20%를 열 에너지 사용을 고려하여 160%의 열병합 발전으로 생산된 전기에 대해 보너스를 제공합니다. 태양광 발전과 열병합 발전에 대한 보너스는 누적됩니다. 생산된 전기의 보수는 전체 발전소 수명에 걸쳐 보장됩니다.
호주.
공급관세는 2008년 사우스오스트레일리아주와 퀸즐랜드주, 2009년 호주 수도 준주와 빅토리아주, 2010년 뉴사우스웨일스주, 태즈메이니아주, 웨스턴오스트레일리아주에서 도입되었습니다. Northern Territory는 현지 공급 관세 제도만 제공합니다. 모든 주정부 계획을 대체하기 위한 획일적인 연방 계획은 태즈메이니아 그린스 상원의원 크리스틴 밀른에 의해 제안되었지만 제정되지 않았습니다.[50] 2011년 중반까지 NSW와 ACT의 Feed-in 관세는 설치 용량 상한에 도달함에 따라 새로운 발전기에 대해 폐쇄되었습니다. NSW에서는 지나치게 관대한 원래 설정으로 인해 피드 인 관세와 상한선이 모두 인하되었습니다.[51] 보수적인 빅토리아주의 새 정부는 빅토리아주 경쟁 및 효율성 위원회의 조사 결과가 나올 때까지 발전기 사용에 초과하는 전력을 생산할 경우 킬로와트시당 25센트의 덜 관대한 과도적인 공급 관세로 원래의 공급 관세를 대체했습니다. 이는 일반적인 정의에 부합하지 않으며 "가짜 피드 인 관세"라고 불립니다. 일반 롤오버 대신 킬로와트 크레딧을 지불하는 순계량입니다.[52]
캐나다
온타리오주는 2006년에 피드인 관세를 도입하였고, 2009년과 2010년에 개정하여 소규모(≤10kW) 그리드 타이드 태양광 프로젝트의 경우 42 ¢/kWh에서 80.2 ¢/kWh로 증가하였고, 2010년 7월 2일 이후에 접수된 신청의 경우 64.2 ¢/kWh로 감소하였습니다. 그 이전에 접수된 신청은 2011년 5월 31일까지 시스템을 설치하여 더 높은 요금을 받아야 했습니다.[56] 온타리오의 FiT 프로그램에는 최대 10MW 태양광 발전소를 포함한 대규모 프로젝트에 대한 관세 일정이 포함되어 있습니다. 2010년 4월 현재 80억 달러 규모의 대형 프로젝트 184개를 포함하여 수백 개의 프로젝트가 승인되었습니다.[57] 2012년 4월까지 12,000개의 시스템이 설치되었으며 2011년 9월 1일 이후에 접수된 애플리케이션의 경우 54.9 ¢/kWh로 감소했습니다. 2013년의 가격표는 태양열 가격을 28-38 ¢/kWh로 수정했습니다.
| 연도 | 태양열 요금(CAD ¢/kWh) |
|---|---|
| 2006 | 42 |
| 2009 | 80.2 |
| 2010 | 64.2 |
| 2012 | 54.9 |
| 2013 | 28–38 |
| 2016 | 20.9–31.3[61] |
| 2017 | 19.2–31.1[62] |
중국
신재생에너지법은 2006년부터 시행되어 중국에서 신재생에너지에 대한 최초의 피드인(Feed-in) 관세 메커니즘을 도입했습니다.[63]
2011년 8월 기준으로 국가 태양광 관세는 kWh당 약 US$0.15로 발행되었습니다.[64]
중국은 어려움을 겪고 있는 프로젝트 운영자를 지원하고 수익성을 보장하기 위해 새로운 육상 풍력 발전소에 관세 제도를 시행했습니다. 국가의 경제 계획 기관인 국가 발전 개혁 위원회(NDRC)는 육상 풍력 프로젝트에 대해 지역별로 분류된 4가지 관세 범주를 도입했습니다. 더 유리한 풍력 자원을 가진 지역은 더 낮은 관세를 가질 것이고, 더 낮은 생산량을 가진 지역은 더 관대한 관세의 혜택을 받을 것입니다.
관세는 킬로와트시당 0.51위안(US$0.075, GBP 0.05), 0.54위안, 0.58위안, 0.61위안으로 책정됩니다. 이 요금은 석탄 화력 발전기에 지불되는 킬로와트시당 평균 0.34위안의 요금과 비교하면 상당한 프리미엄을 나타냅니다.[65]
체코
체코는 2005년 법 제180/2005호로 관세를 도입했습니다.[66] 관세는 15~30년(출처에 따라) 보장됩니다. 지원되는 소스는 소수력(최대 10MW), 바이오매스, 바이오가스, 풍력 및 태양광입니다. 2010년[update] 기준으로 가장 높은 관세는 소형 태양광의 경우 12.25 CZK/kWh입니다.[67] 2010년에는 1200MW 이상의 태양광 발전을 설치했지만 연말에는 대형 시스템의 경우 FiT를 제거하고 소형 시스템의 경우 50%를 절감했습니다. 2011년에는 태양광 시스템이 설치되지 않았습니다.[68]
이집트
2014년 9월 20일, 전력부는 가정 및 민간 부문 기업을 대상으로 신재생 에너지원에서 생산되는 전력에 대한 새로운 공급 관세(FIT) 가격을 발표했습니다.[69] FIT는 두 단계로 나누어 적용되는데, 첫 번째 단계를 2014년 10월 27일로 공식 적용하는 날짜와 첫 번째 단계(2016년 10월 28일 시작)로부터 2년 후 적용되는 두 번째 단계입니다.
초기 단계에서 에너지 관세는 5가지 범주에 걸쳐 구성됩니다. 주택용 태양광 발전의 가격은 킬로와트시(KWh)당 0.848인 반면, 200킬로와트 미만의 비주거용 시설은 0.901/KWh입니다. 200킬로와트에서 500킬로와트 사이의 시설의 경우, 요금은 0.973 EGP/KWh로 증가합니다. 500킬로와트에서 20메가와트 사이의 더 큰 비주거용 시설은 US$0.136/KWh의 비율로 지불됩니다(관세의 15%는 US$당 7.15 EGP의 환율에 연동됨). 가장 높은 범주인 20~50MW는 US$0.1434/KWh를 지불합니다. 풍력 발전 관세는 운영 시간에 따라 US$0.1148/KWh에서 US$0.046/KWh까지 다양합니다.
이후 단계에서는 태양광 발전 범주가 4개로 줄었습니다. 주거용 관세는 1.0288 EGP/KWh로 인상되었습니다. 500KW 미만의 비주거용 설치물은 1.0858 EGP/KWh를 지불합니다. 500KW에서 20MW 사이의 설치물의 경우 요금은 US$0.0788/KWh이고, 20MW에서 50MW 사이의 설치물은 US$0.084/KWh입니다(관세의 30%는 US$8.88 EGP/환율 연계).[70]
정부는 인플레이션을 고려하여 투자자가 생산한 전력을 구입하고 소비는 2년 후 검토된 현지 통화 및 감가상각률로 지불합니다. 재무부는 200KW 미만을 사용하는 가계 및 기관에 대해 200~500KW에 대해 4% 및 8%의 비율로 양허 보조 은행 금융을 제공합니다. 정부는 생산된 에너지의 2%에 대한 대가로 국유 토지가 사용 기반 시스템 하에서 새로운 에너지 생산 프로젝트에 사용될 수 있도록 허용하는 법을 준비하고 있습니다. 전기 회사는 에너지를 구매하고 운송할 의무가 있습니다. 새로운 관세 체계에는 신재생에너지 생산 공급품에 대한 관세를 2% 인하하는 한편 은행 자금 조달 비중을 40~60%로 설정하는 내용도 포함됐습니다. 정부는 2020년까지 신재생에너지가 이집트 전체 에너지 믹스의 20%를 차지하기를 희망했습니다.[71]
유럽 연합
유럽 연합은 회원국의 문제이므로 피드인 관세 제도를 운영하거나 반드시 장려하지는 않습니다.
그러나 유럽의 공급 관세 제도는 불법적인 국가 원조를 구성한다는 이유로 유럽법에 따라 이의를 제기해 왔습니다. 프로센 엘렉트라는 독일 전기공급법(Stromeinspeisungsgesetz)과 관련된 소송을 제기했습니다. 2001년 유럽사법재판소(ECJ)는 독일의 협정이 국가 원조에 해당하지 않는다고 판결했습니다.[72] 법원은 다음과 같이 결론을 내렸습니다.
회원국의 법적 규정으로서, 첫째, 민간 전력공급사업자로 하여금 재생에너지원으로부터 자신의 공급영역에서 생산된 전력을 해당 유형의 전력의 실제 경제적 가치보다 높은 최소가격으로 구매하도록 요구하고, 둘째, 이러한 전기 공급 사업과 상류 민간 전력망 운영자 간의 의무로 인한 재정 부담을 분배하는 것은 EC 조약 제92조 제1항의 의미 내에서 국가 원조에 해당하지 않습니다.
— European Court of Justice, Luxembourg, 13 March 2001[73]: 29–30
제안된 범대서양 무역 투자 파트너십(TTIP) 무역 협정은 이제 유럽 연합 전체의 공급 관세 계획을 뒤집을 위협이 되고 있습니다. 2016년 7월 가디언지에 유출된 TTIP의 에너지 챕터 초안은 에너지 네트워크 운영자가 "에너지 유형 간의 접근을 포함하여 합리적이고 투명하며 비차별적인 상업적 조건"에 따라 가스와 전기에 대한 접근을 허용하도록 의무화하고 있습니다.[74] 이것은 독일이 사용하는 것을 포함하여 상업적 도전에 대한 피드 인 관세 제도를 개방할 것입니다. 녹색의회 클로드 투르메스 의원은 "이러한 [TTIP] 제안은 완전히 받아들일 수 없습니다. 그들은 지속 불가능한 화석 연료에 대한 재생 가능성과 에너지 효율성에 대한 특권을 부여하는 EU 입법자들의 능력을 방해할 것입니다. 이것은 유럽의 민주주의를 훼손하려는 시도입니다."[74]
프랑스.
지상 장착형 PV 시스템의 행정 절차는 2009년 말에 대폭 수정되었습니다. 세그먼트 간의 구분은 기본적으로 용량에 따라 결정되었으며, 이는 관리 프로세스의 복잡성을 결정합니다. 2011년 9월 15일 250kWp 이상의 PV 프로젝트에 대한 입찰 요청이 시작되었습니다. 프로젝트는 신청자가 요청한 관세율을 포함하여 여러 기준으로 분석될 예정이었습니다.
| 통합상여금의 종류 | 용량(kWp) | 공급 관세(€- ¢/kWh) |
|---|---|---|
| 완전 통합 | 0–9 | 24.63 |
| 단순화된 통합 | 0–36 | 13.27 |
| 36–100 | 12.61 | |
| 비통합 | <12000 | 5.80 |
독일.
2000년에 처음 도입된 신재생에너지원법(독일어: Erneuerbare-Energien-Gesetz)을 정기적으로 검토하고 있습니다. 그 전신은 1991년 Stromeinspeisegesetz였습니다. 2008년 5월 기준으로 이 프로그램의 비용은 매월 주거용 전기 요금에 약 1.01유로(1.69달러)를 추가했습니다.[76] 2012년에는 비용이 €0.03592/kWh로 상승했습니다.[77] 그럼에도 불구하고 2015년 초 가정용 고객의 전기료는 10여 년 만에 처음으로 하락했습니다.[78]
PV 전력의 관세율은 시스템 크기와 위치에 따라 다릅니다. 2009년에는 전체 생산량의 30% 이상을 현장에서 소비할 경우 수익이 증가하는 그리드에 공급하기보다는 즉시 소비하는 전력에 대해 관세를 인상했습니다. 이는 수요 측면의 관리를 장려하고 태양광 발전의 간헐성에 대한 해결책을 개발하는 데 도움을 주기 위한 것입니다.[79] 관세 지속 기간은 일반적으로 20 캘린더 연도에 설치 연도가 추가됩니다. 시스템은 전체 기간 동안 설치 시 유효한 관세를 받습니다.
2004년 8월 1일부터 시행되고 있는 피드인 관세는 2008년에 수정되었습니다.[80] 예상외로 높은 성장률을 감안하여 감가상각을 가속화하고 더 낮은 관세로 새로운 카테고리(>1000kWp)를 만들었습니다. 파사드 프리미엄이 폐지되었습니다. 2010년 7월 재생에너지원법은 2009년 PV 패널 가격이 급락함에 따라 통상적인 연간 감가상각에 더해 16%의 관세를 추가로 인하하는 내용으로 다시 개정되었습니다. 계약 기간은 20년입니다.
그리스
2013년 PV Feed-in 관세는 다음과 같습니다.[81]
| FIT 비율(€/MWh) | ||
|---|---|---|
| 크기 | 루프탑 | 지상 기반 |
| ≤100kWp | 120 | 120 |
| >100kWp. | 95 | 95 |
인도
인도는 2010년 1월에 최신 태양열 발전 프로그램을 시작했습니다. 자와할랄 네루 국가 태양 임무(JNNSM)가 12일 인도 총리에 의해 공식 발표되었습니다.[82] 이 프로그램은 2022년까지 20GW의 태양광을 설치하는 것을 목표로 했습니다. 이 프로그램의 첫 번째 단계는 인도 중앙전기규제위원회(CERC)가 정한 관세를 지불함으로써 1,000MW를 목표로 했습니다. 정신적으로는 피드 인 관세이지만 몇 가지 조건이 프로젝트 규모와 커미셔닝 날짜에 영향을 미칩니다. 태양광 발전 프로젝트에 대한 관세는 ₹ 17.90(US$0.397)/kWh로 고정되어 있습니다. 태양광 발전 프로젝트에 대한 관세는 ₹ 15.40(US$0.342/kWh)으로 고정되어 있습니다. 관세는 CERC에서 주기적으로 검토됩니다. 2015년 피드인 관세는 약 ₹ 7.50(US$0.125)/kWh였으며 대부분 유틸리티 수준에서 적용됩니다. 옥상 PV 플랜트에 대한 공급 관세는 여전히 적용되지 않습니다. (모두는 아니지만) 많은 전기 소매업체가 공급 관세를 도입했습니다. 공급 관세는 태양열 PV 시스템 소유자에게 개인적으로 사용하지 않고 생산된 초과 전력에 대해 지불합니다. 생산된 에너지를 모두 사용하면 전기 요금이 절감됩니다.
총 공급 관세(현재는 새로운 연결에는 제공되지 않음)에 따라 생성된 모든 전력 단위는 태양광 패널 소유자에게 상환금을 지불하고 그리드(전력선)로 수출됩니다. 전기 소매업체에 신청하고 수출된 kWh당 지불에 대한 합의가 이루어져야 합니다. 전기 소매업체는 관세를 변경할 수 있으며 다양한 소매업체에 대한 장단점이 있습니다.
공정한 피드 인 관세 거래를 위해 로비하는 태양광 시민이라는 태양광 지원 단체도 있습니다. LG 태양광 설치업체는 가장 태양광 친화적인 전기 소매업체를 알고 있을 것입니다.
인도네시아
주로 주 전력공사(Perusahaan Listrik Negara, PLN)를 통해 운영되는 인도네시아 정부는 독립 전력 생산자(IPP)에게 전력 부문에 대한 투자를 장려했습니다. 수많은 IPP가 대형 플랜트(500MW 이상)와 많은 소형 플랜트(200MW 이하)에 투자하고 있습니다. 이 투자를 지원하기 위해 PPA(Power Purchase Agreement) 계약이 PLN과 합의됩니다. 가격은 2012년 말 가동을 시작한 Cirebon 석탄 발전소와 같은 대규모 석탄 발전소의 상대적으로 저렴한 가격부터 West Java의 Wayang Windu 지열 발전소와 같은 먼 위치에서 더 비싼 전력을 생산하는 소규모 지열 발전소의 높은 가격까지 매우 다양합니다. 인도네시아는 지열 에너지 및 태양광 발전과 같은 다양한 형태의 재생 가능한 전기 발전에 대해 다양한 FIT 규정을 제정했습니다. 이러한 규정은 전제 조건이 충족되는 경우 다양한 상황에서 PLN이 IPP에 지불해야 하는 가격을 의무화합니다.
이란
이란 신재생에너지기구(SUNA; سانا)는 2008년 처음으로 사료 반입 관세를 도입했습니다. 모든 종류의 재생 가능 자원의 전력에 대해 1300 Rial/kWh(야간 4시간 동안 900 Rial/kWh)의 구매 가격이 책정되었습니다.[83] 2013년 에너지부는 4442 리알/kWh(미화 0.15달러)로 책정된 새로운 공급 관세를 도입했습니다. 정부가 정한 조건은 점점 나아지고 있으며 높은 공급 관세[FiT]가 있습니다. FiT는 최근에 인상되었으며 현재 풍력의 경우 kWh당 0.18달러로 합리적인 가격으로 책정되었습니다. 태양광 패널의 FiT(10 MWp 미만)는 2016년 4/4에서 27% 감소했습니다. It is now 4900 Rls/kWh= 0.14달러/kWh. 2016년 정부는 관세를[84] 수정하고 신재생 기술 유형별로 관세를 차등화했습니다.
아일랜드
REFICT III는 바이오매스, 바이오매스 CHP 및 혐기성 소화 CHP와 같은 바이오 에너지원에서 중대형 전기 생산을 지원합니다. REFICT 계획은 통신 에너지 및 천연 자원부(DCENR)에서 관리합니다. 이 계획은 아일랜드 바이오 에너지 협회와 마이크로 에너지 발전 협회와 같은 산업 대표 기관들의 광범위한 로비 끝에 시행되었습니다.[85]
주거 및 소규모 태양광, 풍력, 수력 및 CHP는 보조금 지원을 받지 않으며, 보조금 및 세금 공제 혜택도 제공되지 않습니다. 이러한 고객에게는 피드 인 관세를 사용할 수 없으며 넷 미터링도 마찬가지로 사용할 수 없습니다. 개별 부동산 간의 협력적이고 사적으로 공유된 전기는 불법입니다.[86] Electric Ireland에서 교체 없이 철회된 2014년 12월까지 9c/kWh Feed-In 관세를 받을 수 있었습니다. 이 피드인 관세로 인한 소득은 최대 58%의 소득세가 부과되었습니다. 기타 소규모 피드 인 관세는 사용할 수 없습니다.[87]
그리드에 연결된 마이크로 발전 시스템을 보유한 주택 소유자는 하루에 2kWh 미만을 수입하거나 청구 기간 내에 에너지를 순 수출하는 경우 청구 주기당 9.45유로의 "저사용 추가 요금"이 부과됩니다.[88]
이스라엘
2008년 6월 2일, 이스라엘 공익사업청은 태양광 발전소에 대한 공급 관세를 승인했습니다. 관세는 7년 동안 총 50MW 설치로 제한되며, 먼저 도달하는 것 중 주거용의 경우 최대 15kWp, 상업용의 경우 최대 50kW로p 제한됩니다.[89] Hapoalim 은행은 태양 전지판 설치를 위해 10년 동안 대출을 제공했습니다.[90] 국가 기반 시설부는 공급 관세 제도를 50킬로와트에서 5메가와트에 이르는 중형 태양광 발전소로 확대할 것이라고 발표했습니다. 새로운 관세 체계로 인해 태양광 회사인 선데이 솔라 에너지는 회원들 간의 수익을 나누는 사회적 공동체인 키부짐에 1억 3천 3백만 달러를 투자하여 태양광 태양광 어레이를 설치할 것이라고 발표했습니다.[91]
이탈리아
이탈리아는 2007년 2월 사료 반입 관세를 도입했습니다. 2011년까지 이탈리아는 독일(7500MW)에 이어 [92]7128MW를 설치하고 [93]FiT를 줄였습니다.[94]
일본
10kW 미만 시스템의 경우 10년 동안 kWh당 ¥ 42(US$0.525), 더 큰 시스템의 경우 ¥ 40(US$0.50)의 FiT가 2012년 7월 1일에 시작되었습니다. 요금은 이후 연결된 시스템에 대해 매년 검토해야 했습니다.[95]
20년 PPA 기간 동안 37.8엔/kWh의 2차 가격을 확보하려면 2014년 3월 31일까지 외국인 투자자가 다음 조치를 완료해야 합니다.
- 사업부지에 대한 확고한 권리 취득(토지를 매입하거나 임대계약을 체결하거나 토지소유자로부터 사업부지를 이용할 수 있도록 하는 확약서를 받는 것 중 하나)
- 관련 신재생에너지 사업으로부터 전력을 구매할 전력 유틸리티(즉, 사업의 기반이 되는 지리적 지역에서 운영되는 유틸리티)에 상담 및 그리드 연결 신청서를 제출합니다.
- 신재생에너지법 제6조에 따라 경제산업성("METI")의 발전설비 승인을 받아야 합니다.
2014년 3월 31일까지 위의 단계를 완료하는 프로젝트는 20년간 37.8엔/kWh의 가격으로 해당 전기 유틸리티와 20년간 PPA를 체결할 수 있는 자격이 부여됩니다.[96]
네덜란드
네덜란드 내각은 2009년 3월 27일 글로벌 금융위기에 대응하여 일부 공급관세를 시행하기로 합의했습니다.[97] 제안된 규정은 할당 인센티브 제도를 조정할 수 있습니다. 2009년 여름을 기준으로 네덜란드는 보조금 제도를 운영하고 있습니다. 보조금 예산은 수천만 유로의 다양한 유형의 에너지에 대한 할당량을 가지고 있습니다. 관세가 너무 낮기 때문에 풍력 예산은 거의 사용되지 않았습니다. Wind on Land의 2009년 예산은 900MW(2008년 미사용 400MW 포함)였으며, 2.5MW만 사용되었습니다. 네덜란드 유틸리티는 풍력 발전소에서 에너지를 구입할 의무가 없습니다. 관세는 매년 변경됩니다. 이로 인해 불확실한 투자 조건이 생겼습니다.[citation needed] 보조금 제도는 2008년에 도입되었습니다. 이전의 2003년 보조금 제도인 Ministeri ë legeling milieukwalite electricite it productie (환경 전기 생산을 위한 부처 규제)는 너무 비싸다고 여겨져 2006년에 중단되었습니다. 2009년, 네덜란드 풍력 단지는 여전히 오래된 계획으로부터 보조금을 받아 건설되고 있었습니다. 신구 보조금 제도는 일반 예산에서 지원되었습니다.
2011년에 사료 반입 관세가 잠시 채택되었으나 한 달 후인 2월에 종료되었습니다.[citation needed]