1. 인도네시아 전력산업 정책 및 정부기관
가. 인도네시아 전력산업 정부기관
인도네시아의 전력산업 주요 기관으로는 에너지 광물 자원부(MEMR), 국영전력공사 (이하 PLN), 국가에너지의회 (DEN)가 있다. 국가에너지의회(이하 DEN)는 에너지 정책 수립을 승인하며, 에너지 광물 자원부(이하 MEMR)가 실행하는 구조이다. 인도네시아의 전력 분야는 MEMR에서 관할하며 석유 및 가스, 전기, 광물 및 석탄, 신재생에너지, 에너지 보존 등에 관한 정책을 수립하고 결정한다. 세부적으로는 전력총국과 신재생에너지 및 에너지 보존국을 중심으로 전력신산업 분야를 운영하고 있다. 1961년 설립된 PLN은 지분의 100%를 정부가 소유하고 있으며, 인도네시아의 실질적인 전력 인프라 구축과 운영 및 유지관리를 담당한다. 인도네시아는 현재 전력산업이 개방 되어 민간사업자의 참여를 허용하고 있으나 송배전의 경우 일부 PPU 담당 지역을 제외하면 사실상 PLN이 독점하는 구조이다. DEN은 2007년 설립되어 에너지 자원에 대한 국가 경쟁력 유지, 에너지 공급, 효율적 에너지 사용 등과 관련된 에너지 정책을 설립 및 수립한다. 또한 인도네시아 전망 보고서(Indonesia Energy Outlook) 발간을 통해 인도네시아의 에너지 공급 및 수요 현황과 전망 정보를 제공한다.
나. 중앙 전력정책
인도네시아의 전력분야 정책은 크게 국가 기후변화 기여방안(NDC) 목표 달성을 위한 신재생에너지 발전 목표와 전력화율 증대로 나뉜다. 먼저 인도네시아는 전력화율 100%를 목표로 국가 중기 개발 계획을 통해 35,000MW 프로그램을 고안하였다(2017년 6월 기준 국가 전력화율 92.8%). 그림1은 2006년 발표 된 FTP1, 2014년까지의 추가 화력발전소 건설 계획인 FTP2 및 35,000MW FTP의 결합으로 총 42.9GW의 전력 발전에 대한 구성 비율을 보여준다.
또한, 그림1을 통해 세계 주요 석탄(세계 1위 석탄수출국) 및 가스 수출국인 인도네시아는 빠르고 쉽고 저렴한 화력 발전을 통해 56%(약 20GW)의 전력을 충당하고자 하며, 36%는 천연가스를 활용할 계획임을 확인할 수 있다. 인도네시아는 기후변화 기여방안(NDC)에 따라 2030년까지 온실가스 배출량의 최대 29% 감축을 목표로 한다. 이에 따라 인도네시아는 전통적 바이오에너지를 제외한 신 재생에너지의 비율을 2025년까지 23%(45GW), 2050년 까지 최소 31%를 달성하기 위한 국가 에너지 계획(전력법 No.79/2014)을 2014년 10월 발표했다. 2025년까지의 신재 생에너지원별 발전용량 구성은 수력(21GW), 지열(7.1GW) 순이다.
2. 시장 현황
가. 시장 구조
인도네시아는 국영전력공사와 IPP가 발전, 배전, 송전을 담당하고 있으며, 전력시장 구조는 그림 3 과 같다. 인도네시아 전력공사 PLN과 IPP는 전력을 발전 및 배전하 며, IPP는 대부분 PLN을 통해 전력을 공급하고 있다. IPP 는 PLN이 전력공급을 거부한 지역에 한하여 직접 전력을 공급할 수 있다.
나. 전력 공급 및 수요
인도네시아는 18,000여개의 섬으로 구성되어 있으며, 동남 아시아 최대 경제규모를 자랑한다. 그러나 국가 전력화율은 앞서 거론된 바와 같이 90% 초반을 나타내며, 그림 4 와 같이 지역별로 전력화율에 많은 격차가 있다. 수도인 자카르 타가 99.98%의 전력화율을 보이는 반면, Papua, NTT는 60% 미만의 전력화율을 나타낸다. 지난해 인도네시아의 전력수요는 234TWh, 2016년 기준 설치용량은 약 59.6GW다. 인도네시아 전력의 약 74%는 PLN이 소유한 발전소에서 생산되며, IPP가 22%, PPU가 4%의 발전 용량을 보유하고 있다. 발전원 별로는 석탄 54.69%, 가스25.89%, 석유 6.97%, 신재생에너지 12.45%(이 중 12.21%는 지열 및 수력)의 비율을 보인다. 향후 국가 전력화율의 증대와 수요증가에 대응을 위해 그림5와 같이 발전용량을 확보할 계획으로 2026년 전력수요 는 483TWh가 예상되고 이에 따른 발전용량은 136.6GW 로 전망된다.
다. 전기요금
인도네시아의 전기요금은 PLN에 의해 발표되며, 2017년 1·3·5월 총 3번에 걸쳐 요금이 조정되어 초기 605Rp/kWh에서 1,352Rp/kWh(약 107.08원/kWh)까지 상승하였다. PLN의 전기요금은 본래 37등급으로 분류되어 있지만 정부의 보조금이 지급되지 않거나 관세조정기구의 관세가 적용되는 전기요금은 2017년 9월 기준 13개 등급으로 구분된다. 인도네시아의 전기요금은 표 1과 같이 가정용, 업무용, 공업용, 정부 공관용, 거리 조명용 등 6개 용도로 구분되며 각 용도별 요금은 전력량에 따라 세분화 및 적용 된다.
라. 전력산업 분야별 시장 개황
인도네시아 전력산업은 섬으로 구성된 지형적 특성과 이에 따른 송배전망의 지역적 연계의 취약성 및 낮은 전력화율을 보완하기 위해 신재생에너지, 지능형 송배전, AMI를 중심으로 이루어져 있다. 수요반응(DR) 및 전기차 충전인프라 의 경우 아직 본격적인 시장형성 단계는 아닌 것으로 파악 된다.
(1) 지능형전력계량시스템(AMI)
인도네시아의 인구 밀집지역은 특히 전력공급 상태가 좋지 않아 소비자 측면에서 불편을 겪는 경우가 많으며, 이를 해 소하기 위한 AMI 보급을 주로 PLN에서 진행한다. PLN은 시범 프로젝트를 통해 고객에게 1만대의 스마트미터를 제 공하였으며, 2009년부터 50만대 이상의 선불 미터기를 보 급하고 있다. 또한, 세계적 미터기 제조기업인 Itron은 2016년 초 인도네시아 자카르타의 PLN에 63.5만 대의 스마트 결제 미터기 (Smart Payment Meter) 공급 계약을 수주한 바 있다. 그 후 Itron의 인도네시아 자회사인 PT Mecoindo는 50만개 의 미터기 추가 공급계약을 체결하였다.
(2) 에너지관리시스템(xEMS)
인도네시아는 정부 규제 No.70/2009에 따라 연간 6,000TOE 이상의 에너지를 소비하는 모든 사업자에게 에 너지 관리를 통해 에너지를 절약할 의무를 부여한다. 이 에 따라, Schneider Indonesia는 2014년부터 2016년까 지 ISO 50001을 통한 에너지관리시스템을 시범 운영했다. 인도네시아 내 EMS는 시범사업 측면의 접근이 대부 분으로 초기 시장 단계로 파악되며, 표 2는 Schneider Indonesia EMS 시범사업 결과로 투자회수기간은 5년으로 분석되었다.
(3) 마이크로그리드 및 에너지저장장치(ESS)
18,000여개 이상의 섬으로 구성된 인도네시아 중 Java, Bali, Sumatera 등의 인구 밀집지역은 대규모 전력 시스템 이 운영되고 있다. 그러나 규모가 작은 섬은 디젤 발전기에 대부분의 전력 공급을 의지하는데 연료 가격의 상승과 비 싼 운송비 때문에 디젤 발전기를 대체할 마이크로그리드의 필요성이 대두되는 상황이다.
이에 따라 인도네시아 정부는 50MW 이상의 마이크로그리 드를 대상으로 보조금을 지급하고 있으며, 보조금의 계산 법은 표 3 과 같다. 표 3 의 TTL과 BPP은 매월 변경되어 PLN 웹페이지를 통해 공표된다. 보조금 없이 사업을 운영하기 위해서는 프로젝트 운영자가 제안한 요금이 지역의 장 또는 에너지 광물 자원 부 장관에 의해 승인될 경우에만 가능하다. 인도네시아의 Sumba 섬은 고립 지역의 전력화를 가능케 할 원거리 마이크로그리드 및 ESS 통합 기술의 주요 시범 사업 지역으로 Sumba의 전력을 100% 신재생에너지로 발 전한다는 국가적 목표 달성을 위해 2013년 진행되었다. 동 마이크로그리드는 660kW의 풍력발전기와 여러대의 태양 광발전 및 50kW급 소수력 발전기, 그리고 400kW Flow 배 터리 ESS로 초기 구성되었다. 시스템은 ABB에 의해 통합 및 제어 운영 되었다. 이를 통해 Sumba 지역의 소비자들 은 기존 비용에서 35%가 절감된 kWh 당 약 0.09달러의 전 력요금을 지불하게 되었다.
(4) 신재생에너지
인도네시아는 지열 및 대규모 수력발전을 통해 국가적 차원의 전력공급 증대를 목표로 하며, 소규모 섬과 국경지역 등 에 전력 접근성 증진을 위하여 태양광 및 풍력을 활용하고 자 한다. 외교부가 발표한 인도네시아 신재생에너지원별 잠 재량은 표4와 같다. 인도네시아는 적도 주변에 위치해 태양광 발전에 유리한 조건(하루 평균 일사량 약 4.8kWh/㎡)을 갖고 있다. 이에 따 라 태양광 발전은 인도네시아의 지방과 인구 밀도가 낮은 지역에서 활용되고 있다. 인도네시아의 대규모 태양광 발전 단지의 경우 Bali에 2MW, Kupang에 5MW, Gorontalo에 2MW가 설치되어 있다. 또한, 2016년도 중반까지 700MW 에 달하는 태양광 발전 사업제안서가 제출되었으며, 이는 유틸리티 규모 태양광 발전소 대한 IPP 및 PLN의 관심도를 반증한다고 볼 수 있다. 인도네시아의 평균 풍속은 그림 7 과 같이 2~5m/s로 대규 모 풍력발전에 적합한 환경은 아니다. 이에 따라 풍력 발전 잠재량은 1GW 미만으로 평가되고 있으나 인도네시아 동부 의 일부 지역은 높은 풍속으로 중소 규모의 풍력 발전이 가 능하다. 실제로 대부분의 풍력 발전소가 동부 지역의 발리 및 술라웨시 지역에 집중되어 있다. 그 외 풍력 발전에 잠재력이 있는 지역은 Batem, Garut, Purworejo, Gunung Kidul 및 Olebubuk, East Sumba 로 5~150MW의 풍력 발전단지 개발이 가능할 것으로 예 상된다. 발리의 Nusa Penida(0.735MW) 및 술라웨시의 Sangihe와 Salayar(총 0.54MW)가 대표되는 풍력발전소 이며, 이외 2MW 이하의 풍력 발전은 주로 원격지에 많이 건설되어 있다. 또한 2015년 5월 UPC Renewable Indonesia와 Binatek Energi Terbarukan은 1억 3,400만 달러 규모의 풍력발전 단지를 Yogyakarta의 Samas 해변을 따라 조성하기로 결정했고, 동 프로젝트를 통해 2019년까지 33개의 풍력터빈 이 설치 및 완공될 예정이다.
(5) 지능형송배전
인도네시아 정부는 모든 지역에 안정적인 전력공급을 핵 심 목표로 한다. 이에 따라 인도네시아 국가개발계획청의 2015~2019년 전력인프라 개발 프로그램 예산은 5,838백만 달러로 인도네시아 분야별 인프라 프로젝트 예산규모 중 상 위 2위에 달한다. IEA에 따르면 인도네시아는 2021년까지 55,200km 이상의 신규 송전선 및 425,800km 배전선 건설을 계획하고 있으며, HVDC 라인은 후에 수중 송전 네트워크로 사용될 예정 이다. 또한 2014년 에너지 효율과 스마트그리드를 연계한 ‘Capacity Building for Smart Grid Investment for Transmission and Distribution’ 프로젝트를 추진하였다, 100만 달러 예산의 동 프로젝트는 Java-Bali, 인도네시아 동부, 인도네시아 서부의 150kV 변전소 증대, 복구 및 건설, PLN의 송배전 시스템에 스마트그리드 기술의 도입 및 시행을 위한 기술 지원 등을 목표로 했다.
3. 결론
인도네시아는 전력화율 증대라는 목표 달성을 위해 신재생 에너지, AMI, 지능형송배전 분야에 주력하고 있다. 국가 에 너지 계획에 따른 신재생에너지 목표량에 따라 수력 및 지 열발전을 많이 활용할 것으로 예상되며, AMI의 경우 대규 모 도시를 중심으로 우선적인 보급이 진행되고 있다. 또한 인도네시아는 지형적 환경과 더불어 50MW 규모 이상의 마이크로그리드에 보조금 지급 정책을 시행함에 따라 마이크로그리드 시장의 성장 잠재력이 높게 평가되며, 다 양한 프로젝트를 통한 시도가 진행되고 있다. 이에 따라 국내 기업은 도서지역 및 Off-Grid 마이크로 그리드의 레퍼런스 확보를 위해 동 국가의 신재생에너지 및 마이크로그리드 구축 사례와 유형을 눈여겨볼 필요가 있다. 이외에 통관 및 관세, 인증, 공공조달 및 벤더 등록 방법 등 과 같은 인도네시아 진출을 위한 정보는 한국스마트그리 드협회에서 운영하는 스마트그리드 데이터 센터(sgdate. ksga.org)의 인도네시아 조사 분석 보고서를 통해 확인할 수 있다.
이 글은 산업통상자원부에서 시행한 산업기술혁신사업(전력기술기반구축사업)을 통해 개발된 조사·분석 보고서이다.
참고문헌
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