공급관세

Feed-in tariff

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 PV[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]

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. 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 수익이익이 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

공급 관세 및 전력 구매 계약 계량기 연결 이해

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. 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 스페인[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 회사들이익률 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 사우스오스트레일리아주퀸즐랜드주, 2009년 호주 수도 준주빅토리아주, 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 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 을 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.

2016년[75] 4월~6월 PV시스템 공급관세
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]

공급 관세 – 태양광 발전(PV)
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

주로전력공사(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 JavaWayang 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.

  1. 사업부지에 대한 확고한 권리 취득(토지를 매입하거나 임대계약을 체결하거나 토지소유자로부터 사업부지를 이용할 수 있도록 하는 확약서를 받는 것 중 하나)
  2. 관련 신재생에너지 사업으로부터 전력을 구매할 전력 유틸리티(즉, 사업의 기반이 되는 지리적 지역에서 운영되는 유틸리티)에 상담 및 그리드 연결 신청서를 제출합니다.
  3. 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]

튀르키예

2021년 기준 MWh당 리라 단위의 피드 인 관세는 풍력 및 태양광 320, 수력 400, 지열 540 및 다양한 유형의 바이오매스에 대한 다양한 요금입니다. 이 모든 것에 대해 지역 구성 요소를 사용하는 경우 MWh당 80의 보너스도 있습니다.[99] 관세는 10년, 현지 보너스는 5년 적용됩니다.[99] 요금은 대통령이 결정하며,[100] 이 제도는 재생 에너지에 대한 기존의 USD 표시 피드 인 관세를 대체했습니다.[101] 따라서 다른 일부 국가와 마찬가지로 재생 가능한 전력의 도매 가격은 화석 연료 전력 가격보다 현지 통화의 변동성이 훨씬 낮습니다.

포르투갈

포르투갈 에너지 정책에 따라 피드인 관세는 재생 가능한 소스(대형 수력 제외)는 물론 마이크로 분산 발전(예: 태양광 PV, 풍력), 폐기물 및 공동 발전, 재생 가능 및 비재생 소스로부터의 CHP 발전에 제공되며, 가장 오래된 관세는 1998년까지 거슬러 올라갑니다.[102] 가장 높은 공급 관세는 2003년 500유로/MWh 이상에서 시작하여 이후 300유로/MWh로 감소하는 태양광 발전에 대한 것입니다. 다른 대부분의 관세는 80~120유로/MWh 사이에서 꾸준히 증가하고 안정화되었습니다.[102] 포르투갈 정책은 2000~2010년 동안 7.2MtCOeq의2 배출량 감소와 함께 긍정적인 영향을 미친 것으로 나타났습니다. 15억 5천 7백만 유로의 GDP 증가와 16만 개의 일자리 창출.[103] 가장 빠른 설치에 대한 관세가 아직 만료되지 않았기 때문에 장기적인 영향은 아직 평가되지 않았습니다.[103] 2012년 정부는 법 215-B/2012를 통과시켜 새로운 시설에 대한 모든 공급 관세를 중단했으며 현재까지 포르투갈에는 공급 관세가 없으며 이러한 계획도 없습니다. 소비되는 전기의 실시간 kWh마다 세금이 추가로 지불되지만(+/- €0,24), 피드백 시에는 원시 전기 가격만 지불되므로(+/- €0,04), 연말에 kWh 총계를 집계하는 것은 불가능하며 포르투갈인들에게 큰 비용을 초래할 것입니다. 따라서 포르투갈 가정에서는 배터리 설치가 합리적입니다.

필리핀

2008년 신재생에너지법에 따라 필리핀 에너지 규제위원회는 FIT 시스템에 따라 신재생에너지를 활용하는 전력 생산자에 대해 킬로와트시당 고정 요금인 FIT 요금을 (보장)할 수 있습니다.[104] 2015년 2월, ERC는 에너지 개발 공사Burgos 풍력 발전소에 20년 동안 킬로와트시당 P8.69의 FIT 비율을 제공하기로 합의했습니다.[104]

남아프리카 공화국

2022년 현재 남아프리카 공화국의 웨스턴케이프 주는 사료 수입 관세를 허용하고 있습니다.

남아프리카 공화국의 국가 에너지 규제 기관(NERSA)은 2009년 3월 31일 2013년까지 연간 10TWh의 전력을 생산하도록 설계된 공급 관세 시스템을 발표했습니다. 관세는 NERSA의 원래 제안보다 상당히 높았습니다. 기술에 따라 차별화된 관세는 20년 동안 지불하기로 되어 있었습니다.

NERSA는 발표에서 관세가 발전 비용과 합리적인 이익에 기반한다고 밝혔습니다. 풍력 에너지와 집광 태양광에 대한 관세는 전 세계적으로 가장 매력적이었습니다.

풍력 에너지에 대한 관세인 1.25 ZAR/kWh(€0.104/kWh)는 독일에서 제시된 것보다 크고 캐나다 온타리오에서 제시된 것보다 더 많습니다.

태양광 집광에 대한 관세인 2.10 ZAR/kWh는 스페인보다 적었습니다. NERSA의 개정 프로그램은 광범위한 대중 협의를 거쳤습니다.

스테판 숑거 세계풍력에너지협회 사무총장은 "남아공은 아프리카 국가 중 처음으로 풍력에너지 공급관세를 도입한 나라입니다. 많은 작고 큰 투자자들이 이제 국가의 풍력 산업 도약에 기여할 수 있을 것입니다. 이러한 분산 투자는 남아프리카 공화국이 현재 에너지 위기를 극복할 수 있도록 해줄 것입니다. 그것은 또한 많은 남아프리카 지역 사회가 풍력 발전소에 투자하고 전기, 새로운 일자리와 새로운 수입을 창출하는 데 도움이 될 것입니다. 특히 이번 결정은 캐나다 온타리오 주 정부에 의해 최초의 북미 사료 공급법이 제안된 직후에 이루어진 것이어서 기쁘게 생각합니다."[105]

그러나 관세는 2011년 8월 3일에 시작된 경쟁 입찰 절차에 유리하게 시작되기 전에 포기되었습니다. 이번 입찰 과정에서 남아공 정부는 육상풍 1,850MW, 태양광 1,450MW, CSP 200MW, 소수력 75MW, 매립가스 25MW, 바이오가스 12.5MW, 바이오매스 12.5MW, 소규모 프로젝트 100MW 등 3,750MW의 신재생에너지를 조달할 계획이었습니다. 입찰 과정은 두 단계로 구성되었습니다.

  • 자격 단계. 프로젝트는 프로젝트 구조, 법률, 토지 취득 및 사용, 재정, 환경 동의, 기술, 경제 개발 및 입찰 보증을 기반으로 평가됩니다.
  • 평가 단계. 그런 다음 준수 입찰은 (1) 입찰 문서에 제공된 상한선 대비 가격이 결정의 70%를 차지하고 (2) 결정의 30%를 차지하는 경제 발전을 기준으로 평가됩니다.

첫 번째 입찰은 2011년 11월 4일이었습니다. PPA는 2012년 6월까지 시행될 것으로 예상됩니다. 프로젝트는 2015년 6월까지 예상되는 CSP 프로젝트를 제외하고 2014년 6월까지 위탁해야 합니다.

스페인

스페인의 피드-인 법률은 광 발전 설비의 경우 왕립 법령 1578/2008(Real Decreto 1578/2008)에 의해 설정되었고, 공공 그리드에 전기를 주입하는 기타 재생 가능한 기술의 경우 왕립 법령 661/2007에 의해 설정되었습니다. 원래 661/2007에 의거하여, 태양광 관세는 급속한 성장으로 인해 별도의 법으로 개발되었습니다.

법령 1578/2008은 관세가 차별화된 두 가지 주요 그룹으로 설비를 분류했습니다.

  1. 건물 통합 설치, 최대 20kW의 공칭 전력을 사용하는 시스템 및 31c€/kWh의 공칭 전력 제한을 사용하는 시스템에서 34c€/kWh.
  2. 비통합 설치, 최대 10MW의 공칭 전력 시스템의 경우 32c€/kWh.

기타 기술 법령 661/2007 설정:

에너지원 공급 관세
열병합 발전 시스템 시스템 수명 동안 최대 FiT 13.29c€/kWh
태양열 열전 최초 25년간 26.94c€/kWh
풍력 시스템 최초 20년간 최대 7.32 €/kWh
지열, 파도, 조석 및 해열 최초 20년간 6.89c€/kWh
수력전기 최초 25년간 7.8c€/kWh
바이오매스 및 바이오가스 최초 15년간 최대 13.06 €/kWh
폐기물 연소 최초 15년간 최대 12.57 €/kWh

2012년 1월 27일 스페인 정부는 2013년 1월 이후 운영을 시작하는 프로젝트에 대한 신청을 일시적으로 중단했습니다. 기존 프로젝트의 건설 및 운영에는 영향이 없었습니다.[106] 이 나라의 전기 시스템은 240억 유로의 적자를 기록했습니다.[107] FiT 지불은 그 적자에 크게 기여하지 않았습니다.[108] 2008년에 FiT는 400MW의 태양광을 설치할 것으로 예상되었습니다. 하지만 너무 높아서 2600MW 이상이 설치되었습니다.[109] 스페인의 유틸리티 회사들은 요금을 인상하고 대신 누적 적자를 발생시켜 소비자들에게 비용 증가를 전가할 방법이 없다고 보고했지만, 이것은 논란이 되고 있습니다.

스위스

스위스는 2008년 5월 1일 이른바 "전력망 공급 비용 보상([110]CRF)"을 도입했습니다.

CRF는 수력(최대 10메가와트), 태양광, 풍력, 지열, 바이오매스 및 바이오매스의 폐기물에 적용되며 기술에 따라 20년과 25년 동안 적용할 수 있습니다. 구현은 국가 그리드 운영업체인 스위스그리드를 통해 이루어집니다.[111]

외형적으로는 높은 편이지만, CRF는 시스템에 대한 "추가" 비용의 총액을 상한으로 했기 때문에 거의 효과가 없었습니다. 약 2009년 이후로 더 이상 프로젝트에 자금을 지원할 수 없었습니다. 약 15,000개의 프로젝트가 자금 배분을 기다리고 있었습니다. 이 모든 프로젝트가 실행되면 스위스는 현재 전력의 40%를 공급하는 모든 원자력 발전소를 파괴할 수 있습니다.

후쿠시마 이후인 2011년에는 주로 마을과 칸톤/도가 소유한 일부 지역 전력 회사가 자체 관세를 선택적으로 제공하기 시작하여 미니 붐을 조성했습니다.

2012년 3월 현재 태양열 PV용 KEV-FIT은 규모에 따라 CHF 0.30–0.40/kWh(미화 0.33–0.44/kWh)로 여러 차례 낮아졌지만 독일 및 세계 대부분의 국가보다 높았습니다.

타이완

대만의 재생 에너지 발전에 대한 공급 관세는 에너지국이 설정합니다. 태양열, 풍력, 수력, 지열, 바이오매스, 폐기물 등 대부분의 재생 가능 에너지원에 적용됩니다.[112]

태국.

2006년 태국 정부는 기술 유형 및 발전기 크기별로 차별화하고 7~10년간 보장하는 유틸리티 회피 비용에 추가로 지불하는 관세를 제정했습니다. 태양열은 8바트/kWh(약 US센트 27/kWh)로 가장 높은 금액을 받았습니다. 대규모 바이오매스 프로젝트는 0.3바트/kWh(kWh당 약 1US센트)로 가장 낮았습니다. 격오지 경유 사용을 상쇄하는 사업에 kWh당 보조금이 추가로 지원되었습니다.[113] 2010년 3월 기준 1364 MW의 민간 부문 재생 에너지가 온라인 상태이며, PPA가 체결된 파이프라인에 4104 MW가 추가되었습니다. 이 용량의 대부분은 바이오매스(1292MW)와 219MW(PPA만 해당)였습니다. 태양광 전력은 2위였지만 더 빠르게 성장하여 78MW가 온라인으로 연결되었고 1759MW가 추가로 PPA를 체결했습니다.[114]

우간다

우간다는 2011년에 관세를 부과했습니다. 우간다 전기 송전 회사 유한회사는 국내 송전 면허를 보유하고 있으며 전기 규제 당국으로부터 0.5 MW에서 20 MW에 이르는 소규모 프로젝트에 대해 다음과 같은 FiT를 제공하도록 의무화되었습니다.[115]

기술 관세(USD/kWh) O&M(%)연령 2011 2012 2013 2014 납입기간(년)
수력(9><=20MW) 0.073 7.61% 45MW 90MW 135MW 180MW 20
수력(1 ><=8MW) 선형관세 7.24% 15MW 30MW 60MW 90MW 20
수력(500kW><=1MW) 0.109 7.08% 1MW 15MW 2MW 5MW 20
바가스 0.081 22.65% 20MW 50MW 75MW 100MW 20
바이오매스 0.103 16.23% 10MW 20MW 30MW 50MW 20
바이오가스 0.115 19.23% 10MW 20MW 30MW 50MW 20
매립가스 0.089 19.71% 10MW 20MW 30MW 50MW 20
지열 0.077 4.29% 10MW 30MW 50MW 75MW 20
태양 PV 0.362 5.03% 2MW 3MW 5MW 7.5MW 20
바람 0.124 6.34% 50MW 75MW 100MW 150MW 20

우크라이나

우크라이나는 2008년 9월 25일 '사료인관세에 관한 법률'을 도입했습니다. 이 법은 재생 에너지 생산자(최대 10MW의 소수력, 풍력, 바이오매스, 태양광 및 지열)에 대한 그리드 액세스를 보장했습니다. 재생 가능한 전력 생산자에 대한 관세는 국가 규제 기관에서 설정합니다.[116] 2013년 2월 기준으로 kWh당 다음과 같은 관세가 적용되었습니다: 바이오매스 – UAH 1.3446 (EUR 0.13), 바람 – UAH 1.2277 (EUR 0.12), 소수력 – UAH 0.8418 (EUR 0.08), 태양열 – UAH 5.0509 (EUR 0.48). 유로화에 대한 자국 통화의 현저한 변동이 있는 경우 공급 관세가 조정됩니다. 2018년 기준 태양광 €0.18-¢/kWh. 2020년, U턴을 한 우크라이나 정부는 현재 상황에서 녹색 관세가 재정적으로 유지되기 어려워졌다고 밝히고 재생 에너지 생산업체들과 녹색 관세 인하 가능성에 대한 협상을 시작했습니다. 우크라이나 정부의 발표에 따라 몇몇 외국인 투자자들은 에너지 헌장 조약에 따른 투자 조약 청구를 시작하여 조정 절차와 2020년 6월 10일 양해각서 체결로 이어질 것이라고 위협했습니다. 그럼에도 불구하고 2020년 7월 21일, 우크라이나 의회는 재생에너지 분야 투자자들에게 부정적인 영향을 미칠 수 있고 에너지헌장조약에 따른 청구 가능성을 높일 수 있는 "대체에너지원으로부터 전력 생산을 지원하기 위한 조건 개선에 관한 우크라이나의 특정 법률 개정에 관한" 우크라이나법을 통과시켰습니다. 국가를 [117]상대로

영국

2008년 10월, 영국은 현재의 재생 에너지 할당량 계획(ROCS)에 추가하여 2010년까지 계획을 시행할 것이라고 발표했습니다. 2009년 7월 당시 영국의 에너지 및 기후 변화 장관이었던 에드 밀리밴드는 2010년 4월 초에 시작된 이 계획의 세부 사항을 발표했습니다.[118]

계획이 시작된 지 1년도 채 되지 않아, 2011년 3월, 새로운 연립 정부는 대규모 태양광 설비(50kW 이상)에 대한 지원을 중단할 것이라고 발표했습니다.[119] 이는 유럽 투기꾼들이 서구 국가에 불균형한 양의 기금을 흡수했을 거대한 태양열 발전소를 설립하기 위해 줄을 서는 것에 대한 반응이었습니다.[120]

2011년 6월 9일, DECC는 2011년 8월 1일 이후 50KW 이상의 태양광 PV 시스템에 대한 관세 인하를 확정했습니다.[120] 많은[121] 사람들이 DECC의 결정에 실망했습니다.[122] 태양광 PV 산업에 대한 총 보조금은 변함이 없지만, 대형 시스템에 대한 관세는 더 작은 시스템에 혜택을 주기 위해 인하될 것이라고 믿었습니다. 패스트트랙 검토는 연간 1.9대 설치에 도달하기 위한 장기 계획에 기초한 것입니다.2020년 GW.[123]

2011년 10월 DECC는 약 55%의 관세율을 극적으로 인하하고 커뮤니티 또는 그룹 계획에 대한 추가 인하를 발표했습니다. 삭감은 2011년 12월 12일부터 시행될 예정이었으며, 상담 연습은 2011년 12월 23일에 종료될 예정이었습니다. 이는 환경 압력 단체인 FoE(Friends of the Earth)와 솔라센추리(Solarcentury)와 홈썬(HomeSun)의 두 태양광 회사가 공동으로 만든 사법 심사 신청에 의해 고등 법원에서 성공적으로 이의를 제기했습니다. 이틀간의 법정 심리 끝에 미팅 대법관이 내린 이 판결은 녹색 운동가들과 태양광 산업계의 큰 승리로 칭송받았습니다. 에너지 및 기후 변화 부서의 변호사들은 즉시 판결에 항소할 움직임을 보였습니다. 이 항소는 대법원에서 만장일치로 기각되어 2012년 3월 3일 이전에 시스템을 설치한 사람은 누구나 43.3 p/kWh의 더 높은 비율을 받을 수 있게 되었습니다.[124]

30.7 p/kWh 속도는 최대 5 MW의 태양광 시스템에서 사용할 수 있었으며, 결과적으로 더 큰 시스템은 구축되지 않았습니다.[125] 영국에서는 피드-인-관세 지불은 면세입니다.[126]

에너지원 공급 관세
2012년 4월 1일부터 2012년 7월 31일까지 2012년 8월 1일 ~ 2012년 9월 30일 2015년[127] 1월 1일 ~ 3월 31일
AD 바이오가스 9.9 to 14.7p/kWh 9.9 to 14.7p/kWh 9.49 to 12.46 p/kWh
하이드로 4.9 to 21.9 p/kWh 4.9 to 21.9 p/kWh 3.12 to 21.12 p/kWh
마이크로 CHP 11 p/kWh 11 p/kWh 13.24 p/kWh
태양 PV 8.9 to 21.0p/kWh 7.1 to 15.44[128] p/kWh 6.38 to 13.88 p/kWh
바람 4.9 to 35.8 p/kWh 4.9 to 35.8 p/kWh 3.41 to 17.78 p/kWh
이전에 설치된 시스템 9.9 p/kWh 9.9 p/kWh

2012년 4월 현재 263,274개 시스템, 총 1,152.835MW가 FiT 결제를 받고 있습니다. 이 중 260,041개가 태양광 발전으로 총 1,057.344MW가 지급되었습니다.[129] 지급 기간은 25년입니다. 비용이 7,500파운드인 일반적인 태양광 시스템은 7년 8개월 만에 자체 비용을 지불하고 25년 동안 23,610파운드를 발생시킵니다.[130]

2019년 3월 31일 신규 신청자에 대한 영국의 피드 인 관세가 종료되었습니다.[131]

미국

2009년 4월, 11개의회는 재생 가능한 전력 의무를 보완하기 위해 FiT를 채택하는 것을 고려하고 있었습니다.[55]

캘리포니아

캘리포니아 공익사업 위원회(CPUC)는 2008년 1월 31일 즉시 발효되는 공급 관세를 승인했습니다.[132]

2010년 Marin Energy Authority는 최초의 Community Choice Aggregate Feed-in Tarify 프로그램을 시작했습니다. 이 프로그램은 2012년 11월에 업데이트되었으며, 현재 20년 고정 가격 계약을 제공하며, 가격은 에너지원(피크, 기저 부하, 간헐적)에 따라 다르며 현재 프로그램 상한인 10MW로 진행 중입니다.

Palo Alto와 Los Angeles에서 피드 인 관세 시범 프로그램을 제정한 시유틸리티 회사: Palo Alto CLEAN(Clean Local Energy Accessible Now)은 CPAU의 서비스 지역에 위치한 태양열 전기 시스템에서 생산되는 최대 4MW의 전력을 구매하는 프로그램입니다. 2012년 최소 프로젝트 크기는 100kW였습니다. 구매율은 계약 기간에 따라 12.360 ¢/kWh에서 14.003 ¢/kWh 사이입니다. 시는 2012년 4월 2일부터 신청을 받기 시작했습니다.[133]

2012년 4월 17일, 로스앤젤레스 수자원·전력국 위원회는 10MW FiT 실증 프로그램을 승인했습니다.[134]

2010년 1월 1일부로 주법은 주택 소유자가 전력회사에 초과 전력을 판매할 수 있도록 허용했습니다. 이전에는 주택 소유자가 1년 동안 과잉 생산에 대해 신용을 얻지 못했습니다. 캘리포니아 태양광 이니셔티브(CSI)를 리베이트로 받기 위해 고객은 의도적으로 과잉 생산하는 시스템을 설치할 수 없었고, 따라서 태양광 설치 후에 효율성 조치를 설치하도록 권장했습니다. 이 초과 생산 크레딧은 특정 도시 전력 고객, 즉 로스앤젤레스 워터 앤 파워에서는 사용할 수 없었습니다.

플로리다

2009년 2월, 플로리다 게인스빌의 시 위원들은 미국 최초의 태양광 공급 관세를 승인했습니다.[55] 이 프로그램은 연간 4MW로 제한되었습니다. 2011년 현재 게인스빌은 태양광 발전 전력을 328kW에서 7,391kW로 늘렸는데, 이는 최대 부하 에너지(610MW)의 약 1.2%에 해당합니다.[135] 이 프로그램은 18MW 이상의 용량이 설치된 후 2014년에 중단되었습니다.[136]

하와이

2009년 9월 하와이 공익사업 위원회하와이 전력회사(HECO & MECO & HELCO)에 전력망에 공급되는 재생 에너지에 대해 시장 가격 이상의 비용을 지불하도록 요구했습니다. 이 정책은 프로젝트에 정해진 가격과 표준 20년 계약을 제공합니다. PUC는 프로그램이 시작된 지 2년 후, 그 후 3년마다 초기 공급 관세를 검토할 계획이었습니다.

공급 관세 – 풍력 및 수력 발전
재생 가능 발전기 유형 및 크기 FiT 요금(센트/kWh)
최대 크기 제한에 따른 모든 RPS 지원 기술에 대한 기준 FiT 속도 13.8
Tier 1 육상풍 < 20kW 16.1
Tier 1 인라인 수력 < 20kW 21.3
Tier 2 육상풍력 20-100/500kW 13.8
2단 인라인 수력 20-100/500kW 18.9
공급 관세 - 태양광 발전(PV) & 집광 태양광 발전(CSP)
재생 가능 발전기 유형 및 크기 FIT 비율(센트/kWh)
35% 주 세액 공제 24.5% 환급세액공제
Tier 1 PV < 20kW 21.8 27.4
Tier 1 CSP < 20 kW 26.8 33.1
티어2 PV 20-100/500kW 18.9 23.8
Tier 2 CSP 20-100/500 kW 25.4 27.5

프로젝트 규모는 오아후 섬의 경우 5메가와트(MW), 마우이 섬과 하와이 섬의 경우 2.72MW로 제한되었습니다. 위원회의 결정으로 전력망에 반입되는 총 공급 관세 프로젝트의 양은 오아후, 마우이, 하와이 섬에서 처음 2년 동안 시스템 피크의 5%로 제한되었습니다. Tier 3은 신뢰성 표준 작업 그룹("도켓 내의 도켓")의 조사 결과에 따라 의사 결정 및 주문을 보류 중이었습니다.

Tier 2 및 3 프로젝트 크기 상한은 섬과 기술에 따라 다릅니다. Tier 2는 다음과 같거나 더 큰 시스템을 포함합니다. 육상 풍력 및 모든 섬의 인라인 수력 발전을 위한 100kW-AC, 라나이 및 몰로카이의 PV 및 CSP를 위한 100kW-AC, 마우이 및 하와이의 PV를 위한 250kW-AC, 마우이 및 하와이의 CSP를 위한 500kW-AC, 오아후의 PV 및 CSP를 위한 500kW-AC. Tier 3은 Tier 2 캡보다 큰 시스템을 다룹니다.[137]

메인 주

2009년에 "피드 인" 관세 법안이 통과되지 못했습니다.[138][139] 그러나 2009년 6월에 파일럿 프로그램이 시작되었으며 최대 10MW 규모의 프로젝트에 사용할 수 있었습니다.[140] 2013년 4월 24일, 메인 유틸리티 및 에너지 위원회는 새로운 법안인 LD1085 "재생 에너지 공급 관세 제정을 위한 법"을 검토할 예정이었습니다.[141]

뉴욕

롱아일랜드 전력청(LIPA)은 2012년 7월 16일 50kW(AC)에서 20MW(AC)까지의 시스템에 대해 공급 관세를 채택했으며 50MW(AC)로 제한되었습니다. 고객이 직접 전기를 사용할 수 없기 때문에 실제로는 20년 고정 요금 전력 구매 계약이며 LIPA는 SREC를 유지합니다. 2012년 뉴욕 주의회는 2013년부터 SREC를 위한 뉴욕 시장을 열 수 있는 법안을 통과시키지 못했습니다.[142] 지급액은 22.5 ¢/kWh로, LIPA가 다양한 시기에 피크 생성을 위해 지급한 금액보다 적습니다. 예상되는 회피 비용인 0.075달러/kWh로 이 프로그램은 평균 가정용 전기 요금에 월 0.44달러를 추가했습니다.[145]

오리건 주

2009년 6월, 오리건주는 시범적인 태양 부피 인센티브 요금 및 지불 프로그램을 수립했습니다. 이 인센티브 프로그램에 따라 시스템은 시스템이 프로그램에 등록된 시점에 설정된 비율로 15년 동안 발생한 킬로와트시(kWh)에 대해 지불됩니다. 오리건 공공사업위원회(PUC)는 2010년 5월 요금과 규칙을 제정했습니다. 이 프로그램은 오리건주에 있는 3개의 투자자 소유 유틸리티에서 제공하고 유틸리티에서 관리했습니다. PUC는 주기적으로 요금을 재평가할 계획이었습니다. 프로그램 비용은 유틸리티 요금으로 회수할 수 있었고 유틸리티 소유 시스템은 인센티브를 받을 수 없었습니다.

파일럿 프로그램 설치 캡은 태양광 발전(PV)의 총계 25메가와트(MW)로 제한되었으며, 최대 시스템 크기 캡은 500킬로와트(kW)였습니다. 종합 프로그램 상한은 4년에 걸쳐 균등하게 적용되며, 매년 6.25MW의 용량이 인센티브를 받을 수 있습니다. 총 상한은 2008년 소매 판매 수익을 기준으로 나누었습니다. PGE의 상한선은 14.9MW, 퍼시픽 파워는 9.8MW, 아이다호 파워는 0.4MW였습니다. 아이다호 파워의 프로그램은 주거용 시설로 제한되었습니다. 요금은 시스템 크기와 지리적 영역에 따라 다릅니다. 중소규모 시스템은 넷미터링을 모델로 한 프로그램에 참여했습니다. 더 큰 규모의 시스템이 경쟁적으로 입찰되었습니다. 참여 PV 시스템은 그리드 연결, 계량기 연결, 모든 해당 코드와 규정을 충족해야 합니다. 시스템은 "영구적으로 설치"되어야 합니다.

100kW 이하 규모의 시스템은 순계량 기준으로 참여할 수 있습니다. 골재 캡의 발전 용량은 20 MW로 순계량 부분에 예약되었으며, 12 MW는 주택용, 8 MW는 소규모 상업 시스템용으로 사용할 수 있습니다. 이러한 주거용 및 소규모 상업용 시스템은 전력 생산량, 소비 전력량까지 지불되었습니다. 본질적으로 고객은 현장 발전으로 상쇄되는 유틸리티 전기 부하 소비량에 대해 비용을 지불받았습니다. 일반적인 피드 인 관세와는 달리 고객은 현장에서 생산된 전기를 소비할 수 있으며, 생산 및 소비된 전기의 양에 대한 생산 인센티브(또는 체적 인센티브 지급)를 받을 수 있습니다. 더 많은 지불금을 받기 위해 전력 소비를 증가시키는 비뚤어진 인센티브를 제거하려면 평균 전력 소비에 맞게 시스템의 크기를 적절하게 조정해야 했습니다. 요금은 PUC가 연간 시스템 비용과 연간 에너지 생산량을 기반으로 지리적 영역에 따라 차별화하여 결정했습니다. 비용 추정치는 오레곤 에너지 트러스트의 설치 데이터를 기반으로 했습니다. 고객 발생기에 지불되는 실제 요금은 부피 인센티브 요금에서 소매 요금을 뺀 것입니다. 체적 인센티브율은 6개월마다 재평가되어야 했습니다. 성과 기반 인센티브 프로그램의 요금은 0.25달러/kWh에서 0.411달러/kWh까지 다양했습니다.[146]

버몬트 주

Vermont는 2009년 5월 27일 Vermont Energy Act of 2009의 일부로 피드 인 관세를 채택했습니다. 발전기는 2.2 MW 이하의 용량을 보유해야 하며, 2012년에는 50 MW로 참여가 제한되어 2022년에는 총 127.5 MW로 전년 대비 5~10 MW 증가한 제한이 있습니다.[147] 지급액은 태양광의 경우 2012년 3월 27.¢/kWh로 인상된 24¢/kWh, 100kW 이상 풍력의 경우 11.¢/kWh, 100kW까지 풍력 터빈의 경우 25.¢/kWh였습니다. 다른 적격 기술에는 메탄, 수력 및 바이오매스가 포함되었습니다.[148] Vermont의 SPEED 프로그램은 2017년까지 20%, 2032년까지 75%의 재생 에너지를 요구했습니다. 이 프로그램은 2012년에 완전히 구독되었습니다. 지불 기간은 25년입니다.[149]

푸에르토리코

이 지역은 소매 요금으로 그리드에 피드백된 에너지를 지불하는 순 계량 프로그램을 운영했습니다. 요금은 킬로와트당 약 23센트로 매달 다릅니다. 프로그램은 실제 지불을 하지 않고 매월 제공자의 계정에 크레딧을 제공했습니다. 회계연도 말(6월)에 초과분은 KW당 고정 10센트로 지급되었으며 이 중 25%는 공립학교에 유지되었습니다. 프로그램 보험에 참여하기 위해서는 건물 외부에서 접근할 수 있는 시스템과 정부가 지시한 특정 브랜드의 장비를 차단하는 수단이 필요했습니다.

참고 항목

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