[인도네시아] 전력시장, 재생에너지원 확대 활용 기대

인도네시아 정부, 10년 후 재생에너지 시장점유율 2배로 늘릴 계획
재생에너지 관련 법령 제정 통해 재생에너지 투자 유치 및 활성화 노력 중

재생에너지 종류

 

 자료원: Office of Energy Efficiency & Renewable Energy

□ 인도네시아 에너지 시장 동향 및 재생에너지의 중요성 대두

  ㅇ 인도네시아는 동남아에서 가장 큰 경제대국(2016년 GDP 9억9천260만 달러)으로, 1997년에서 1998년까지의 경제 위기 이후 매년 5-6%의 성장률을 기록하고 있다.

  ㅇ 2016년에 들어서면서 조코위 대통령의 정권 초기 정책인 인프라 지출 확대와 규제, 보조금 개혁이 성과를 보임에 따라 경제 전망이 개선되고 있다. 

  ㅇ 또한 2017년 1분기에 이어 5월 현재까지 달러 대 루피아 환율이 1만3천300루피아로, 2016년 1만3000~1만3천500루피아에 이어 안정된 추세를 이어나가고 있다. 이러한 전망은 상품 및 에너지 가격이 중기적으로 주요 상승 요인이 없음에 따라, 소비 측면에서 국내 가계 소비가 중요한 요인으로 작용하고 있다.

  ㅇ 인도네시아는 신흥 경제국으로서 에너지 수요도 약 매년 7%씩 증가하고 있으며, 인구 증가 또한 에너지 산업 발전에 기여하고 있다.

  ㅇ 2016년의 인도네시아 에너지 소비량은 2억2천500만TOE(석유환산톤)으로, 4년 후인 2020년에는 에너지 수요가 3억3천만TOE이 될 전망이다.

  ㅇ 현재 추세치로 추정했을 때 2025년에는 5억9천만TOE, 2030년에는 9억2천만TOE, 2050년에는 12억4천만TOE로 에너지 수요가 폭발적으로 증가할 전망이다. 인도네시아 정부는 에너지 산업분야에 대한 정책을 부지런히 수립하고 수시로 변경하고 있다.

  ㅇ 2017년 초에 신 재생에너지 시장의 성장을 견인하기 위해 인도네시아 정부는 에너지 생산단가 관련 새로운 규정을 발표했다.

□ 재생에너지 산업 현황과 육성 계획

  ㅇ 2016년 기준 현재 인도네시아 총 전력 생산량은 246TWh로, 해당 전력을 생산하는 에너지원의 비중은 석탄이 54.7%, 석유가 6.96%, 가스가 25.88%이며, 재생에너지는12.46%에 그치고 있다.

자료원: 인도네시아 에너지광물자원부

 

  ㅇ 반면, 인도네시아 정부의 2026년 총 전력 생산량 목표는 562TWh로 2016년 대비 약 2배이며, 해당 전력을 생산하는 에너지원의 목표 비중은 석탄이 50.44%, 석유가 0.39%, 가스가 26.72%이며 재생에너지는 22.45%이다.

  ㅇ 석탄 및 석유의 비중이 2016년 대비 소폭 감소했으나 재생에너지 비중은 2배가량 증가했다.

 

자료원: 인도네시아 에너지광물자원부

  ㅇ 이는 최근 지구온난화와 기타 환경문제로 인해 재생에너지가 각광을 받고 있으며, 기술 발전으로 인해 개발 비용 또한 줄어들면서 인도네시아 정부도 발전원료 비중에 재생에너지 비중을 높였기 때문이다.

  ㅇ 재생에너지 관련 인도네시아 정부 및 지방 적무의 국가 에너지원 활용 전략은 다음 단계를 포함함한다

    - 수력(낙차 및 유량), 지열, 파력, 조류, 해양 에너지 및 풍력 에너지를 활용한 전력 발전

    - 전력 발전을 위한 태양에너지의 활용 및 비전력 분야에서의 산업, 가계 및 운송을 위한 태양에너지 활용

    - 전력 발전 및 운송 분야에서 바이오매스 및 폐기물의 활용

    - 산업, 전력 발전, 가계 및 운송 분야, 특히 고부가가치 분야에서 천연가스의 활용

    - 발전 및 산업분야에서 석탄의 활용

    - 발전을 위해 새로운 고형 및 가스 에너지의 활용

    - 내국에서 생산되는 태양광 관련 부품 및 태양광 발전소의 활용을 극대화

    - 전력망에 대한 초기 연결단계로서 프로토 타입의 해양열 에너지 변환 활용

    - 운송, 산업, 상업용 건물 및 가계에서의 태양광 전지의 활용

  ㅇ 재생에너지 산업 육성을 위한 프로젝트 계약 방식과 생산단가 상한가 지정 방식이다.

    - 전력 생산단가(BPP)는 정부가 책정하며, 정부의 방침은 재생에너지 분야로의 더 많은 투자를 유치하기 위해 에너지 생산단가를 낮추는 것이다.

    - 해당 단가는 매년 변동되며 에너지광물자원부에 의하면 2015년 1kWh당 7.29센트에 비해 2016년 1kW당 0.11센트 낮춘 7.18센트/1kWh임. 2015년도 평균 전력 생산 요율은 7.5센트/1kWh 이다.

    - 인도네시아 전력 생산단가 책정 방식 및 계약 형태는 에너지원별로 상이하며 정부에서 단가표*를 만들어 사업을 진행하고 있으나, 상황과 조건에 따라 상이해지는 경우가 자주 발생한다.

    * 아래 2017년 신 규정 내용에 단가표 첨부

  ㅇ 인도네시아 지역별 전력 수요 현황 및 생산단가

    - 인도네시아 전력 수요층의 구성은 주거목적용(5600만6000, 92.6%), 상업용(290만, 4.7%), 산업용(10만, 0.1%) 및 기타(160만, 2.6%)로 분류된다.

    - 주거목적용 수요자가 가장 많은 수를 차지함. PLN사 전력 공급의 43.7%를 소비하며, 산업용 수요자가 31.6% 소비, 상업용 및 기타 수요자가 24.7%를 차지하고 있다.

    - 지리적으로 대부분의 수요자(약 74.4%)는 자바-발리에 위치하고 있으며 이외의 수마트라 지역에 약 15.4%, 그 외에는 깔리만딴과 동부지역에 위치하고 있다.

2016년 인도네시아 지역별 전력화 비율

 

 자료원: LAKIP KESDM 2015, PwC

  ㅇ 2015년 인도네시아는 지역별로 전력 생산 표준 단가가 상이하며 전력 사용량이 많고 인구밀집지역인 반뜬주, 자카르타주 등의 단가는 6.51센트/1kWh로 낮다.

  ㅇ 상대적으로 낙후돼 있고 산업지대가 아닌 농업이나 열대우림지대로 공장 설립, 에너지 생산, 배관 연결 등 인프라 관련 비용이 많이 들어가 단가가 많게는 최고 17.52 센트/1kWh까지 올라가 최저 단가와 최고 단가가 약 3배 가까이 차이가 난다.

2016년 인도네시아 지역별 전력 생산 표준 단가

 

자료원: 인도네시아 에너지광물자원부

 
□ 인도네시아  정부가 소개하는 한국 기업 재생에너지 프로젝트 현황 및 대표 사례

  ㅇ 2016년 인도네시아 에너지광물자원부의 자료에 따르면 전력 발전에 적극적으로 투자하는 한국 투자가는 한국중부발전, 한국전력, 포스코, 삼탄 등이다.

  ㅇ 그동안 인도네시아 투자조정청과 한국 기업 간 MOU에는 주식회사 코비 현지 법인과 PT Coffind가 메단에서 공동추진 중인 수력 발전 투자건(생산가능 전력 60㎿, 1억 달러 규모 프로젝트)도 포함돼 있다.

 

  ㅇ 한국 에너지 기업들은 인도네시아의 태양광 발전 프로젝트 참가를 적극 희망하며, 그 중 술라웨시 중앙에 위치한 PT Energi Surya Lestari와 공동 추진하길 원한다. PT ELS는 용량 200㎿ 및 총 투자금 7조8000억 루피아 규모의 태양광 발전소 건설 사업을 추진해 왔다.

  ㅇ 수력 발전이나 지열 발전과 다르게 태양광 에너지 발전 프로젝트에 대한 수요는 낮은 편. 특히 태양광 에너지는 대부분의 원자재들이 수입산인 것이 인도네시아 정부 측의 부정적인 입장이다.

  ㅇ 다른 문제점은 태양광 발전에 종사 가능한 인력이 부족하다는 점이며, 태양광 발전에 적합한 장소가 전력 수요가 집중된 곳에서 떨어진 낙후된 인도네시아 동부 지역과 지방이다.

  ㅇ 대림산업 찌소깐 수력발전소 프로젝트

    - 한국은 PLN의 수력 발전 프로젝트를 수주해 EPC[설계(engineering), 조달(procurement), 시공(construction)]을 수행. 해당 프로젝트는 찌소깐 수력 발전으로, 최근 급증하는 인도네시아 내 원활한 전력 수급을 위한 정부 프로젝트이다.

    - 대림산업의 수주 규모는 2억3100만 달러이며, 수력 발전소는 자카르타에서 동남방향으로 126km 떨어진 찌소깐 강 상류에 설립 계획이며 시공 중이다. 전체 프로젝트 규모는 9억 달러로 추산되며 세계은행으로부터의 약 6억4000만 달러 차관을 통해 진행될 예정이다.

    - 1040㎿ 규모의 발전소는 댐 시설로부터 전력이 생산되고 75.5m 높이의 상부댐과 98m높이의 하부댐으로 건설 예정. 건설 기간은 총 50개월을 예상하고 있다.

    - 2015년 10월에 계약이 체결됐으며, 공사는 최근인 2017년 3월에 착공했다. 건설 기간이 이제 시작된 이유는 부지 승인 절차가 복잡했기 때문이다. 대림산업은 Astaldi Group이라는 이탈리아 업체와 인도네시아 현지 기업인 PT Wijya Karya와 함께 합작법인을 설립해 공사를 진행한다

    - 수력 발전소 건설에 걸림돌이 되는 부분은 부지 승인과 배관 문제인데, 이는 전력 소비가 절대적으로 많은 지역과 발전소가 멀리 떨어져있기 때문이다. 또한 외국 투자가들 사이에서의 화두는 기본적인 투자법규 외에도 발전소를 설립하려는 지역의 규정을 준수해야 하기 때문이다. 

 
  ㅇ 한국중부발전 수력발전소 프로젝트

    - 대림 산업 이외에도 한국중부발전(Komipo)이며, 한국 에너지 시장에서 가장 큰 기업 중 하나로 현지 정부에 소개돼 있다. 포스코 엔지니어링과 PT Sulindo Putra Timro와 함께 중부발전은 술라웨시 슬라탄 주 동부 루우(Luwu Timur) 지역에  50㎿ 규모의 수력 발전소 건설 프로젝트를 공동 추진하고 있다. 이 프로젝트의 규모는 2억3000만 달러로 추산된다.

    - 2016년 인도네시아 투자조정청과 프로젝트 참가 한국 기업 간 정부차원 MOU 체결로 구현됨. 해당 프로젝트는 중부 발전이 인도네시아에서 5번째로 진행하는 사업이다.

    - 그 전에 중부 발전은 수마트라 북부지역에서 45㎿ 규모의 왐뿌(Wampu) 수력 발전소 사업은 EPC(설계, 조달, 시공) 형태로 진행했다. 이외에 수마트라 섬에 위치한 람뿡(Lambung)에서의 55.4㎿ 규모의 스망까 수력 발전소 사업은 BOO[Build(건설), Own(소유) and Operate(운영)] 형태로 진행했다. 스망까 프로젝트 기간은 건설기간 2년 7개월을 제외하고 총 30년이며, 프로젝트 규모는 약 1억9000만 달러로 예상되고 있음. 프로젝트는 2017년 9월에 완공되는 것으로 예상된다.

    - 스망가 수력 발전소 프로젝트에 중부 발전은 52.5%의 지분을 소유하고, 포스코 엔지니어링이 17.5%, PT BSE의 경우 10%, PT NHA 사가 5%, 그리고 한국수출입은행이 15%의 지분을 소유한다. 중부발전은 시공 계획, 비즈니스 라이선싱, 부지, 전력 구매 계약, 재무, 건설 부분을 진행할 예정이다.

    - 반면, 왐뿌 수력 발전 프로젝트는 이미 2016년 4월부터 상업적으로 운영된다. 프로젝트 전체 규모는 1억7000만 달러로 추산되며, 해당 프로젝트에 포스코 엔지니어링이 디자인과 시공부분을 담당했으며 중부발전은 시공 관리를 포함한 전체 사업 과정을 관장했음. 한국 수출입 은행은 자금 제공 업무를 수행했다.

인도네시아 중부발전 대표 프로젝트

자료원: 한국중부발전(2016년 12월)

 

□ 전력공급을 위한 재생에너지자원 사용에 관한 인도네시아 에너지광물자원부 최신 규정 내용(No 12/2017)

 

  ㅇ 재생에너지 자원 관련 전력 표준 생산단가에 대한 새로운 규정은 2017년 1월 30일에 자카르타에서 발표됐으며, 새로운 규정은 태양광, 풍력, 수력, 바이오매스, 바이오가스, 폐기물, 지열 등 자원의 종류에 따라 각각 생산단가 체계가 다르다.

  ㅇ 해당 규정은 재생에너지로부터 생산된 전력은 인도네시아 에너지 국영 기업인 PT PLN Persero 에 판매, 공급되도록 규정하고 있으며, PLN사가 재생에너지를 이용한 전력 발전소로부터 전력을 조달할 수 있기 위한 지침을 명기했다.

  ㅇ 해당 규정은 재생에너지 생산단가를 한정하고 있음. 지역에서 기본 생산단가(BPP, 기본 생산단가)가 국가 평균 가격을 상회할 경우 전력 요금은 모든 재생에너지 전력발전소에 적용되는 제도를 통해 요금의 85% 수준으로 제한된다. 지역의 기본 생산단가가 국가 평균 단가를 상회하지 않는 경우 제한 사항은 없다. 

인도네시아 정부 재생에너지 전력 생산 요율표(2017년)

                                                   

  ㅇ 아직까지는 에너지 시장에서 석탄화력발전의 비중이 크며 따라서 재생에너지 생산 요금은 석탄화력발전소의 전력 생산단가와 경쟁이 될 것으로 예상된다. 그러나 PLN사는 석탄발전소 전력 생산단가를 1kWh당 0.04달러에서 0.07달러로 지속적으로 제한하고 있다.

  ㅇ 인도네시아 정부 당국의 입장에서 재생에너지원을 이용한 전력 발전 시장의 성장 가능성이 크며, 재생에너지원을 이용한 전력 생산단가를 낮출 수 있을 것으로 기대된다.

  ㅇ 정부는 해당 재생에너지 관련 규정이 투자가들과 PLN사가 신 재생에너지 산업에서 좀 더 효율적인 기술개발을 하는데 긍정적인 영향을 미칠 것으로 기대하고 있다.

  ㅇ 새로운 규정은 새로운 가격 정책은 이미 체결된 PPA(Power Purchase Agreement, 전력구매계약)에 영향을 미치지 않을 예정이나 가격 정책은 아직 정해지지 않은 PPA에 대해 영향을 미칠 예정이다. 그러나 개발업자는 정부 혹은 PLN사에 의해 프로젝트 개발업자로 지정이 돼 온 상태이다. 

  ㅇ 지열발전 프로젝트에 관해서는 개발자가 지열에너지 발굴권을 입찰을 통해 획득했더라 하더라도 PPA가 체결되지 않았다면 PPA 에 명시된 요금이 입찰 요금이 될 것이다.

  ㅇ 수력과 지열 에너지 발전소의 경우, BOOT(Build, Own, Operate and Transfer)나 민관합동 프로젝트 모델을 기반으로 민간업체가 주도적으로 공공분야와의 계약 체결을 통해 대규모의 프로젝트로 진행된다.

 

□ 새로운 전력 생산 표준단가 규정 제정에 따른 문제점

 

  ㅇ 새로운 생산 표준단가 규정이 기존의 다른 규정과 충돌하고 있다.

    - 해당 규정에는 지자체의 BPP와 국가 BPP는 PLN사의 제안사항에 근거해 광물자원 에너지부에의해 연간 단위로 정해진다고 하나, 다른 규정에 보면 PLN사 지자체 BPP를 분기별로 광물자원에너지부에 보고하도록 돼 있다.

    - 또한 해당 가격 표시를 루피아로 할 것인지 달러화로 할 것인지에 대한 성문화된 규정이 없다. 정부가 발표하는 BPP는 달러 단위로 표기돼있으나 PLN이 발표하는 BPP는 루피아로 표시돼 있다.

  ㅇ 재생에너지 관련새로운 규정은 풍력 발전, 태양광 발전, 지역 폐기물 에너지에 대한 전송 비용 규정을 포함하지 않고 있다.

    - 해당 규정에는 전송비용에 대한 지침이 명시돼 있지 않다. 예를 들어, 특정지역에서의 대략적인 지역 생산단가는 0.12달러이며, 개발업자는 수력 에너지를 0.07달러(전송비용 제외)나 0.075(에너지 전송 비용 포함)달러에 생산 가능하다.

    - 개발업자가 지역 생산단가의 85% 이하인 프로젝트를 수행하는 조건을 충족할 수 있는지, 없는지에 대한 결정을 해야하는 경우, 어떠한 요율 체계를 사용해야 하는지를 정부차원에서 명시하지 않아 해석의 논란이 있다.

  ㅇ 물가상승률 반영에 의한 에너지 생산 비용 변동 관련 내용 없다.

  ㅇ 전력 조달 서류와 전력구매협정 관련해 표준화된 서류 및 계약서 양식이 부재하다.

  ㅇ 새 규정에 의하면 PLN사는 지열 발전의 경우 전력을 전력 비축물이 확정된 지열 발전소 개발자로부터만 전력을 구매할 수 있게 돼있다.

 

  ㅇ 정부의 생산단가 상한가 규정은 PLN사에 에너지 개발자를 상대로 지역 생산단가보다 더 낮은 요금을 부과할 수 있는 가능성을 제공한다.

  ㅇ 수의계약을 통해 진행되는 수력, 바이오매스, 바이오가스 에너지 프로젝트에 대해서는 생산단가 관련한 명확한 지침이 부재해 사업 참여 희망 업체에 혼란 가중된다.

  

□ 참고사항 및 시사점

 

  ㅇ 인도네시아에는 현재 풍부한 양의 에너지가 있으나 탐사, 생산, 운반, 변환, 유통 등 프로젝트 전반에 대한 투자 형태가 적절하지 않거나 투자 비용 대비 생산 및 매출 실적 면에서 비효율적인 경우가 많다.

  ㅇ 약 1만8000개의 군도로 이뤄진 국가로 지역별 인구 분포 불균형과 열악한 인프라 환경, 까다롭고 복잡한 에너지 법령은 에너지분야 투자에 장애물이 돼 왔다.

 

  ㅇ 대부분의 천연자원은 인구밀집지역에서 멀리 떨어진 외진 지역에 매장돼 있으며, 엄청난 물류비용 소모에 따라 프로젝트 비용이 많이 들어가는 실정이다.

  ㅇ 또한 체계적이지 못한 법과 규정으로 인해 프로젝트 계획 수립과 가격 설정이 어려우며 기업들이 자금 관리에 혼선을 빚고 있다.

  ㅇ 현재까지 인도네시아는 천연가스 수출국이나 약 10년 후인 2025년에는 수출규제의 강화, 낮은 내수 시장 가격 등으로 천연가스 수입국이 될 것을 우려하고 있다. 반면, 재생에너지 개발에 대한 중요성을 인식하고 있으나, 승인 절차의 지연과 낮은 에너지 가격으로 개발에 어려움이 발생한다.

  ㅇ 이를 위해 정부가 금년 초에 에너지 정책 관련법을 새롭게 개정해 발표했으나, 당분간 법 규정이 체계화될 때까지는 실질적으로 소관 부처에 문의를 하는 것이 확실하다. 소관부처에는 에너지광물자원부와 산하기관인 전력청(DGE), 에너지관리청(DGNEEC)이 있다.

  ㅇ 인도네시아 정부가 우리 기업의 우수성과 가격경쟁력을 간파하고 우리 기업이 참가하는 프로젝트가 현재 다수 진행 중이다. 그러나 외국인 투자를 권장하고 있는 입장이나 자국의 산업을 보호하고 육성하기 위해 외국인 투자가를 상대로 복잡한 규정을 두고 있으며, 각종 승인 절차가 복잡하고 시간 소요가 큰 편이다.

  ㅇ 따라서 외국인으로서 투자하는 경우는 재생에너지법에 앞서 외국인투자법, 외국인 투자 지분제한 규정 등에 숙지하며, 부가적으로 환경법, 토지취득법에 대해 자세히 조사한 후 사업을 검토, 추진하는 것을 권장한다.

  ㅇ 그럼에도 인도네시아 시장은 현재 보유하고 있는 전력원에 비해 전력 수요가 갈수록 급증하고 있는 상황이며, 자국의 부존자원의 고갈을 방지해야 하는 중요한 시점에 왔다고 판단한 정부 당국은 기술력이 뛰어난 외국인 투자자 및 외투자본을 유치하기 위해 생산단가를 낮추고 외국인 투자 관련 법을 완화하는 등 외국 정부 및 기업에 문을 활짝 열어두고 있어, 인도네시아 재생에너지 산업의 성장 잠재력 및 외국인 투자가로서의 진출 가능성은 무궁무진한 상황이다.

자료원: 인도네시아 에너지광물자원부, PLN, 주한인도네시아 대사관, PwC, LAKIP KESDM, KOTRA 자카르타 무역관 자료 종합

 

[출처 = KOTRA GlobalWindow(http://news.kotra.or.kr) / 2017년 5월 19일]