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일일 에너지 뉴스

정책 및 규제

유럽 위원회 (EC)는 스페인 석탄 화력 발전소에 대한 약 4.4억 유로의 환경 인센티브 지원책에 대해 조사하기 시작했으며 유럽 연합 (EU) 국가 보조 규정에 따라 지원이 부합하는지 평가할 것이다. 

2007년에 스페인은 기존 석탄 화력 발전소에 새로운 Sox 필터 설치를 지원하기 위한 환경 인센티브 제도를 도입했으며, 14개의 적격 화력 발전소에 대해 MW당 8,750 유로를 승인했다. 지금까지 발전소는 4.4억 유로를 받았으며 지불은 2020년까지 계속 될 예정이다.

스페인은 대형 연소 시설에서 특정 오염 물질이 대리고 방출되는 것을 제한하는 EU 법안에 규정 된 EU 규칙에 따라 인센티브 평가를 EC에 통보하지 않았다. 유럽 위원회는 어떠한 경우에도 의무적인 EU 환경 기준을 충족하기 위해 지원이 사용되었다는 우려를 표명하고 있다

유럽 위원회 (EC)는 EU 영토에 진입하는 모든 주요 파이프라인이 동일한 투명성과 효율성으로 운영되고 있는지 확인하기 위해 제3차 에너지 패키지의 가스 지침 (2009/73/EC)을 수정하고자 한다. 

EC는 유럽의 가스 시장에 진입하는 가스 파이프라인에 대한 공통 규칙을 수립하고자하며 현재의 가스 지침을 수정하여 해양 파이프 라인을 포함한 모든 기존 및 잠재적 미래 파이프라인에 적용할 것을 제안했다. EU 규칙을 가스 수입 파이프라인으로 확대하면 인프라 사업자와 가스 공급 업체 간의 이해 충돌이 줄어들 것이다. 

EC에 의하면, 개정 수정의 목표는 기존의 가스 지침을 완성하고 제3차 접근, 관세 규정, 소유권 해제 및 투명성과 같은 EU 에너지 법의 핵심 원칙을 강조 할 것으로 기대된다.

싱가포르 환경부 (MEWR)는 국가 탄소세 도입에 관한 국가 기후 변화 사무국 (NCSS)의 2017년 3월 협의를 계기로 탄소 가격 책정 법안 (Carbon Pricing Bill) 초안에 대한 공공 협의를 시작했다. 협의 기간은 2017년 10월 31일 부터 2017년 12월 8일까지이다. 

Carbon Pricing Bill은 측정, 보고 및 검증 요구 사항을 포함하여 대형 온실 가스 (GHG) 배출자에 대한 의무와 함께 전체 탄소세 프레임워크를 제정할 것으로 예상된다. 금액은 지정되지 않았지만, 그 세금은 발전, 석유 정제 및 화학 공업 약 30개 기업에 영향을 미칠 수 있다. 연간 2 kt CO2 이상을 배출하는 기업은 배출량을 보고해야하며, 25 kt CO2 이상 배출하는 기업은 세금을 납부해야한다. 탄소세는 NFC가 발행 한 배출권을 고정 가격으로 구매해야하는 기업과 함께 고정 가격 신용 기반 (FPCB) 메커니즘을 기반으로 한다.

예측

경제 개발부는 2017년 국가 에너지 전략의 (Strategia Energetica Nazionale or SEN) 최신판을 발표하고 2025년까지 석탄을 단계적으로 폐지할 계획이다. 신재생 에너지원이 전체 에너지 소비량의 28%를 차지하고 (2015년 17.5%에서) 2030년까지 운송 부문의 에너지 소비량의 21%를 (2015년 6.5%에서 증가) 보장한다.

약 8GW의 석탄 발전소의 조기 폐기는 약 38-40억 유로의 비용이 소요될 것으로 예상되며, 전체 에너지 전략은 2030년까지 1750억 유로의 투자를 창출 할 것으로 예상된다. 이탈리아는 또한 2030년까지 13 Mtoe의 석유 제품 소비를 줄이고 에너지 효율을 30% 향상시키는 것을 목표로 삼고있다. 

국제 에너지 기구 (IEA)는 향후 5년 동안 신재생 에너지 개발에 대한 전망을 발표했다. 2022년까지 추가로 920 GW 또는 현재 용량의 43% 성장할 것으로 예상된다. 이러한 추세는 업계에 유리한 인센티브에 의해 추진될 것이며 태양광 및 풍력 발전 비용의 감소로 인한 것이다. 중국, 인도, 미국 등 3개국은 2022년까지 세계 재생에너지의 약 3분의2를 차지할 것이다.

재생에너지의 평균 성장은 BRICS (중국과 인도)의 태양광 (PV)에 의해 주로 좌우되며 12%를 달성할 것이며 2016년에 도달 한 6% 증가율을 상회 할 것이다. 2022년에는 재생에너지 생산량이 8,169 TWh에 달할 것으로 예상되며 중국, 인도, 독일의 현재 생산량과 현재 소비량의 3분의 1이다. 이 수치는 현재 24%에 해당하는 세계 에너지 믹스의 29%를 차지합니다.

에너지 시장

미국 에너지 정보국 (EIA)은 2016년에 전세계 LNG 무역의 약 40%, 즉 120 bcm 이상 (4.7 Tcf)가 남중국해 무역로를 통과했다고 보고했다. 이는 2016년 남중국해 LNG 총량의 60% 이상을 공동으로 실시한 말레이시아와 카타르에게는 결정적입니다. 모든 말레이시아의 LNG 수출은 LNG 수출 시설이 해안에 정박하고 있기 때문에 이 해역을 통과한다. 

또한 EIA는 브루나이, 오만 및 아랍에미리트 (UAE)가 이 해역을 통해 총 LNG 수출의 84%에서 100%를 선적했다고 보고했다. 이 숫자는 전체 호주 LNG 수출량의 약 23%와 인도네시아 LNG 수출량의 29%이다.

가장 큰 규모의 4개의 LNG 수입국은 일본 (42%), 한국 (22%), 중국 (17%), 대만 (14%)이다. 2016년에 중국 수입의 2/3와 대만 수입의 90% 이상이 그 해역을 통해 수출 되었다. 

일본 회사인 JERA는 말레이시아 국영 회사인 Petroliam Nasional Bhd (Petronas)의 자회사인 Malaysia LNG와 3년제 LNG 구매 계약을 체결했다. 이 계약은 2018년 4월부터 시작될 예정이며 JERA는 Malaysia LNG로부터 연간 2.5 Mt의 LNG를 구매항 예정이다. 연료는 DES 또는 FOB 기준으로 제공될 것으러 예상된다.

이는 2017년 6월 일본 공정 거래위원회 (JFTC)가 LNG 계약의 목적지 제한이 반 경쟁적이라고 판결 한 이후, JERA가 처음으로 이러한 거래를 체결한 것이다. 이 판결 이후, 모든 새로운 LNG계약은 더 이상 화물의 재판매에 관한 제약을 포함하지 않는다. 즉, LNG 판매자가 만료 후 새로운 계약을 체결하거나 계약을 변경하면 경쟁 제한 조항을 제공하거나 재판매 제한을 초래하는 조치를 취하지 않아야한다. JERA에 따르면, 현재의 협약은 JFTC의 판결과 일치한다.

인프라 및 투자

방글라데시 당국은 벵골 만의 유조선에서 중국 석유저장소까지 연료를 운반 할 220km 길이의 송유관 건설을 위해 중국과의 기본 협정을 체결했다. 이 계약은 치타공 (Chittagong)지역의 정유 공장에 수입 석유를 운송하기 위해 146km의 해상 파이프라인과 74km의 육상 파이프라인 인 벵골만 (방글라데시)의 Moheshkhali 섬에 디젤 및 원유 저장 탱크 건설을 예견한다. 총 프로젝트 비용은 약 5억5천 달러에 달할 것으로 예상됩니다. 또한 하역 수용력은 연간 9 Mt에 도달 할 것이다.

이 프로젝트는 정제 및 비 정제 연료의 시스템 손실을 줄이고 방글라데시의 에너지 안보를 보장하기 위한 것이다. 방글라데시는 치타공 (Chittagong)항구의 낮은 항해 제약 시설로 인하여 수입 원유를 운반하는 대형 선박을 취급할 수 없다.

 

카타르 에너지 그룹 Nebras Power는 인도네시아 전력 프로젝트 및 재기화 터미널에 10억 달러를 투자했다고 발표했다. 이 그룹은 가스화력 발전소 건설에 8억 달러를 투자하고 수마트라 북부에 부유식 저장 및 재기화 유닛 (FSRU)에 2억 달러를 투자 할 예정이다. 이 프로젝트는 주로 국내에서 생산되는 가스를 사용하지만 LNG도 수입 할 수 있다.

2015년 9월, Nebras는 2019년 초 가동 될 예정이었던 500MW 발전소 및 관련 LNG 수입 터미널에 대한 타당성 조사를 시작하기 위해 인도네시아 국가 전력 회사인 PLN와 협정 (Head of Agreement)를 체결했다.

인도정부는 인도 주 간의 전송연결에 관한 일부 문제로 인해 2017년 제2회 1GW 풍력 발전 경매를 2017년 9월19일에서 2017년 10월 4일로 미루기로 결정했다. 일부 개발자와 입찰자는 국가 간 전송 연결 문제와 관령하여 분투하고 있으며 정부는 중앙 전기 송전 연결성에 대한 중앙 전기규제위원회 (CERC)의 해명을 기다리고 있다. 이 문제는 인도 중앙 통신 사업자인Power Grid Corp가 풍력 발전 프로젝트에 부여된 연결성에 대한 베이의 과소 사용을 방지한 사건을 제기한 이후에 나왔다. 입찰가의 현재 조건 중 하나는 국가 전송 시스템 (ISTS)과의 연결성이다. 1000MW 입찰의 또 다른 조건은 주어진 입찰자로부터 최대 250MW의 입찰 금액을 허용하는 것이다.

2017년 2월 경매를 실시한 국영 기업인 인도 솔라 에너지 사 (SECI)에 의해 이 입찰이 실시될 예정이다. 약 1GW 가치의 경매로 인도의 풍력 발전 요금은 Rup 3.46/kWh로 (US$0.05/kWh) 사상 최저를 기록했다.