P 개발 및 프로젝트 관리

공급업체

부유식 해상 풍력발전단지 개발업체가 개발 및 인허가 단계를 관리한다. 주요 부유식 해상 풍력 개발업체로는 Bluefloat, BP, Copenhagen Infrastructure Partners, Corio, EDF, EnBW, Equinor, ESB, Falck, Iberdrola, Northland, Ocean Winds, Ørsted, RWE, Shell, Simply Blue, SSE, TotalEnergies, Flotation Energy가 있다.

주요 정보(영국)

부유식 해상 풍력발전단지와 고정식 해상 풍력발전단지의 개발 및 프로젝트 관리 프로세스에는 큰 차이가 없다. 환경적 영향은 일부 지역에서는 다를 수 있는데 예를 들어 계류 라인은 어업 활동에 더 큰 영향을 줄 수 있다.

기존 부유식 해상 풍력발전단지의 해저 임대는 2000년에 시작된 여러 임대 라운드를 통해 Crown Estate 및 Crown Estate Scotland가 관리해 오고 있다.

Crown Estate는 잉글랜드, 북아일랜드, 웨일즈의 영해와 영국 EEZ 인접 지역의 해저를 관리한다. Crown Estate Scotland는 스코틀랜드 영해의 해저와 영국 EEZ 인접 지역의 해저를 관리한다.

인허가 절차를 시작하기 전에 개발업체는 Crown Estate 또는 Crown Estate Scotland로부터 해저 임대권을 확보해야 한다. 이는 정기적인 임대 라운드를 통해 부여된다.

잉글랜드와 웨일즈에서는 100MW 이상의 설치 용량의 해상 풍력 프로젝트를 국가 중요 인프라 프로젝트(NSIP)로 분류하며 계획심의위원회(Planning Inspectorate)가 검토한다.

에너지 안보 및 탄소 중립부(DESNZ)는 계획 위원회의 권고에 따라 허가를 내리거나 거부합니다.

영국에서는 Planning Act 2008(개정)에 따라 해양 면허 및 육상 인허가를 포함해 다수의 인허가가 포함된 사업개발인가(Development Consent Order)가 부여된다. 웨일즈의 해양 면허는 Natural Resources Wales가 결정한다.

스코틀랜드에서는 Marine Scotland가 해상 작업 신청서를 검토하고 스코틀랜드 장관은 2010년 스코틀랜드 해양법(해안에서 최대 12nm) 및 해양 및 해안 접근법 2009에 따라 해안에서 12~200nm 프로젝트에 대해 인허가를 승인하거나 거부한다. 프로세스가 간소화되어 1989년 전기법 36조에 따른 인허가를 동시에 처리할 수 있다.

북아일랜드에서는 DAERA(농림환경부) 내의 해양 전략(Marine Strategy) 및 라이선스(Licensing) 팀이 해상 풍력 프로젝트에 대한 인허가 신청 및 의사 결정 프로세스를 관리한다.

개발 프로세스의 다른 핵심 요소는 육상 변전소 및 케이블 경로에 대한 토지 허가를 확보하고 공급망과 협력하는 것이다.

송전 케이블 상륙 및 관련 육상 전력망 연결 인프라를 포함한 육상 인허가는 관련 지역 계획 관할기관이 부여한다. 단, 잉글랜드와 웨일즈의 NSIP에 따라 프로젝트가 처리되는 경우에는 NSIP 프로세스 일부로 육상 인허가가 고려된다.

개발업체는 일반적으로 개발 단계에서 최대 50명의 직원으로 내부 팀을 구성하며, 이 팀은 환경 및 엔지니어링 컨설팅 업체, 데이터 수집 및 분석 회사에 전문 작업 패키지를 위탁한다.

처음 부지를 고려하는 시기부터 FID까지의 개발 프로세스는 일반적으로 영국에서 4년~7년이 걸린다. 특히 해상 풍력 산업을 규제하는 유럽의 일부 조직은 이를 가속화할 수 있는 방안을 모색하고 있다.

주요 정보(일본)

일본은 현재 해양 재생 에너지법(Marine Renewable Energy)을 개발하여 해상 풍력 프로젝트 개발을 EEZ의 범위까지 허용하고 있다.

일본의 경제산업성(METI)과 국토교통성(MLIT)이 일본의 해역 개발 프로세스를 담당하고 있다. 각 부처는 ‘예비 구역’, ‘유망 구역’을 순서대로 지정하고 나중에 ‘촉진 구역’으로 지정한다.

프로젝트를 ‘촉진 구역’으로 지정하려면 먼저 전력망 연결을 확보해야 한다. 과거에는 로컬 송전계통운영자(TSO)와의 전력망 연결 계약을 확보하려는 개발업체가 일반적으로 이를 수행했다. 그러나 현재의 중앙 집중식 시스템 하에서는 경제산업성(METI)이 사전에 전력망 연결을 확보하여 개발 절차를 간소화됨으로써 전력망 액세스에 대한 경쟁을 피할 수 있게 되었다.

부지가 ‘촉진 구역’으로 지정되면 METI 및 MLIT에서 경매를 실시한다. 해저 임대 메커니즘은 “재생에너지 해역이용법”(Act on Promoting the Utilization of Sea Areas for the Development of Marine Renewable Energy Power Generation Facilities)의 규제를 받고 METI 및 MLIT는 입찰 평가 기준을 담당한다. 경매에서는 가격(50% 가중)과 비가격 기준(50% 가중)을 평가하여 30년 점유 허가(해저 임대), FIP(프리미엄을 가산한 입찰제도, (Feed-In-Premium) 계약, 전력망 연결 계약을 제공한다.

일본에서는 해상 풍력 경매로 부지 임대 및 판매 계약(offtake)을 동시에 확보한다.

• 일본의 1라운드 경매에서는 FIT(고정가격 구매제도, Feed-in-Tariff) 계약이 제시되었고 2라운드 경매에서는 FIP(프리미엄을 가산한 입찰제도, Feed-in-Premium) 계약이 제시되었다. 초기 FIT 시스템과 도매 시장에 대한 최종 직접 참여자 사이의 격차를 해소하기 위해 해당 변화를 고안했다.
• FIP 계약은 전력광역적 운영추진기관(OCCTO, Organisation for the Cross-region Coordination of Transmission Operators)으로부터 매월 프리미엄을 지급받고 가격이 변동하는 도매 시장에서 직접 전력을 판매하여 수익을 보완한다.

일본의 해상 풍력 발전소 건설에 필요한 관련 허가는 국가 및 현의 여러 행정 기관에서 확보해야 한다. 해당 요건은 현에 따라 다르다.

일본의 해상 풍력발전단지는 환경영향평가법의 적용을 받으며 개발업체는 국가 정부가 평가하는 환경영향평가서(EIS)를 작성해야 한다. 최근 해양 재생 에너지법(Marine Renewable Energy Act)에 따라 해상 풍력 프로젝트에 대한 환경영향평가 수행을 위한 새로운 기술 가이드가 도입되었다.

개발 및 프로젝트 관리 프로세스의 주요 이해관계자는 다른 해양 사용자, 특히 어업계이다. 해상 풍력발전단지 개발 시 수역을 이미 활용하는 어업계에 미치는 영향을 신중하게 고려해야 한다. 특히 부유식 해상 풍력에 사용되는 계류 장치의 경우, 터빈과 어업 활동 사이의 구역을 공유하기 어려운 경우가 많기 때문에 더욱 중요하다. 접근성, 잠재적 이동 가능성, 생태 영향에 관한 우려를 해결하려면 어업계와 초기부터 협력하는 것이 중요하다. 공동이용 구역을 설계하고 어업인의 지식을 계획 시 통합하는 등의 완화 조치를 취하면 재생 에너지 목표와 지역 어업계의 지속 가능성 간의 균형을 유지하는 데 도움이 될 수 있다.

주요 정보(대한민국)

한국의 경우, 부유식 해상 풍력발전단지와 고정식 해상 풍력발전단지의 개발 과정에는 큰 차이가 없지만, 계류 라인이 어업활동에 미치는 영향 등 환경적 영향이 다를 수 있다.

산업통상자원부(MOTIE), 해양수산부(MOF), 관련 지역 기관은 풍력 발전 사업을 위한 해저 지역 할당 등 부유식 해상 풍력 발전 전략의 전반적인 방향을 총괄하고 있다.

개발업체는 인허가 절차를 시작하기 전에 MOTIE가 주관하는 경쟁 입찰 과정을 통해 부여되는 해상 임대권을 확보해야 한다. 이는 2단계 평가 프로세스를 거친다.

• 1단계에서 비가격 요소 기준으로 프로젝트에 대해 사전 검증을 실시한다. MOTIE는 2단계에서 경쟁력을 높이기 위해 실제로 경매되는 양보다 더 많은 프로젝트에 자격을 부여하려고 한다.
• 2단계에서 재생 에너지 인증서(REC)에 대한 프로젝트 입찰 낙찰자에게 20년 고정 가격 판매(offtake) 계약을 부여한다.

제안된 프로젝트는 허가 과정의 하나로 환경영향평가(EIA)를 반드시 거쳐야 한다. 허가 절차에는 EIA, 해상 이용 허가, 어민 및 연안 지역 사회 등 지역 이해관계자와의 협의가 포함된다. 변전소, 전력망 연결, 육상 기반 인프라에 대한 육상 허가는 지방 자치 단체와 한국전력공사(KEPCO)가 담당한다. 이러한 허가는 일반적으로 해상 풍력발전단지의 허가와 별개이지만 전체 프로젝트를 위해 필요하다.

한국에서는 부지 선정에서 최종투자결정(FID)에 이르는 개발 과정에 일반적으로 5~7년이 소요된다. 정부는 2030년까지 14.3GW라는 해상 풍력 발전 에너지 용량의 야심 찬 목표를 달성하기 위해 허가 과정 가속화에 관심을 표명했다. 여기에는 허가 및 개발 프로세스를 간소화하는 동시에 해양 및 연안 환경 보호의 균형을 조정하는 데 중점을 두는 노력이 포함되어 있다. 풍력발전단지 위치와 풍력 터빈의 높이는 ‘군사기지 및 군사시설 보호법’과 ‘전파법’에 따라 제한된다. 두 개의 해당 법은 위치에 따라 다르지만, 개발이 매우 어려운 구역이 있음을 의미한다.

한국의 개발업체들은 환경 컨설턴트, 엔지니어, 법률팀을 포함한 다양한 지역 및 국제 이해관계자와 협력하여 규제 환경과 해상 풍력발전단지의 기술적 과제를 모두 해결하고자 한다.

개발 및 프로젝트 관리 프로세스의 주요 이해관계자는 다른 해양 사용자, 특히 어업계이다. 해상 풍력발전단지 개발 시 수역을 이미 활용하는 어업계에 미치는 영향을 신중하게 고려해야 한다. 특히 부유식 해상 풍력에 사용되는 계류 장치의 경우, 터빈과 어업 활동 사이의 구역을 공유하기 어려운 경우가 많기 때문에 더욱 중요하다.

접근성, 잠재적 이동 가능성, 생태 영향에 관한 우려를 해결하려면 어업계와 초기부터 협력하는 것이 중요하다. 공동이용 구역을 설계하고, 필요한 경우 보상을 제공하고. 어업인의 지식을 계획 시 통합하는 등의 완화 조치를 취하면 재생 에너지 목표와 지역 어업계의 지속 가능성 간의 균형을 유지하는 데 도움이 될 수 있다.

구성 요소