112 이지현 곽노상 이동욱 심재구 이정현 하고결론을내린다. 2. CCS 기술 경제성분석현황 2.1 국내외현황 서론에서제시된바와같이, 국내온실가스저감기술개발이현재상용화직전단계까지규모가격상되어진행됨에따라 CO 2 포집을위한요소기술 (CO 2 흡수제, 포집공정및격상설계등

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지유 민
5 years ago
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1 Journal of Climate Change Research 2016, Vol. 7, No. 2, pp DOI: Development of Techno-Economic Evaluation Model for CCS (Carbon Capture & Sequestration) Lee, Ji Hyun, Kwak, No-Sang, Lee, Dong Woog, Shim, Jae-Goo and Lee, Jung Hyun Creative Future Research Center, KEPCO Research Institute, Daejon , Korea ABSTRACT In this study, Techno-economic evaluation model for carbon capture & sequestration (CCS) technologies are reviewed. Based on a key parameters of Korea's electricity market, performance data of 10 MW-scale post-combustion CO 2 capture pilot plant in Boryong station, the cost of CO 2 avoided was evaluated followed by international guideline suggested by IEA CCS costing methods task force. The result showed that Korea's Electricity cost including CAPEX & OPEX of reference power plant is relatively low compared to OECD nations which lead to a lower CCS cost (33 USD t/co 2 ). And future work using newly evaluated CAPEX & OPEX data of power plant with/without CCS is recommended. Key words: Carbon Capture & Sequestration, Carbon Dioxide, Techno-Economic Evaluation 1. 서론 최근지구온난화문제해결을위한온실가스감축노력이국제적으로진행중에있다. 관련하여우리정부에서도국가온실가스감축목표달성을위해화력발전소와같은대규모온실가스매출원에서발생하는이산화탄소를포집하여해양혹은지중에저장하는이산화탄소포집및저장 (Carbon Capture & Sequestration, CCS) 기술에많은투자를하고있다. 우리나라의 CCS 기술개발은일부정부출연연구소및대학을중심으로진행중인원천기술개발과한국전력및발전사의주도하에산업통상자원부등의지원으로진행중인상용화연구로구분될수있다. 이중한국전력이주관기관으로개발중인연소후 CO 2 포집기술의경우, 2015년현재상용화직전단계인 10 MW급규모 (CO 2 처리량 : 200톤 / 일, 500 MW 급표준석탄화력발전소의 1/50 수준 ) 의 CO 2 포집플랜트가한국중부발전보령화력본부및한국남부발전하동화력본부내화력발전소에각각설치되어개발기술의성능검증및대규 모실증 CO 2 포집플랜트건설 (100 MW급이상 ) 을위한 Track record 확보를목표로장기연속운전성능시험중에있다. 국내 CCS 기술이국가로드맵에따라 2020 년이후 100 MW 급이상의실증이계획중인가운데상용규모 CCS 플랜트설치시국내전력시장에미치는영향을분석하여이를시장에반영할수있는모델에대한요구가증가되고있다. 이에본논문에서는현재보령화력에서진행중인 10 MW급연소후습식 CO 2 포집플랜트운영을통해확인된기술수준을바탕으로, 국내전력시장상황을반영한 CCS 기술의비용을평가할수있는모델을소개하고, 이를통해분석된결과에대하여제시하고자한다. 이논문은다음과같이구성된다. 다음장에서는 CCS 비용분석과관련한국내외동향에대해서기술한다. 제 3장에서는 CCS 기술비용분석모델개발을위한방법론및알고리즘을제시하고, 제 4장에서는국내전력시장데이터를바탕으로본연구에서개발된 CCS 기술비용분석모델을통해평가된결과를제시한다. 마지막장에서는본논문의전체내용을요약 Corresponding author: jihyun@kepco.co.kr Received February 5, 2016 / Revised March 18, 2016(1st), April 15, 2016(2nd) / Accepted June 10, 2016

2 112 이지현 곽노상 이동욱 심재구 이정현 하고결론을내린다. 2. CCS 기술 경제성분석현황 2.1 국내외현황 서론에서제시된바와같이, 국내온실가스저감기술개발이현재상용화직전단계까지규모가격상되어진행됨에따라 CO 2 포집을위한요소기술 (CO 2 흡수제, 포집공정및격상설계등 ) 개발과함께 CCS 기술도입시전원정책반영을위한법적 제도적검토도동시에진행중에있다. 그리고이러한움직임에따라국내에서도 CCS 기술이실제화력발전소에적용시예상되는발전단가상승, CO 2 저감량및저감비용등에대한자료의요구가증대되고있다. 그러나현재국내 CCS 기술의사업화및정책수립을위한주요분석자료는국내전원정책에미치는파급성및중요성에도불구하고, 대부분외국에서제시된자료를바탕으로핵심자료를추정하고예측하고있는상황이다. 그대표적인내용으로 CCS 기술도입시비용산정및발전단가에미치는영향을분석하기위해가장효과적인수치인 CO 2 저감비용 (Cost of CO 2 avoided) 을들수있다. CO 2 저감비용은 CCS 비용분석에있어서가장많이활용되는수치로 CCS 플랜트가설치되어있지않은기존발전소와 CCS 플랜트가설치된발전소의단위톤당 CO 2 저감비용을정량적으로분석하는데에유용하게활용된다 (IEA-GHG, 2013). 이와관련하여현재국내주요연구기관에서제시하는국내 CCS 플랜트기술적용을위한 CO 2 저감비용자료는대부분국제에너지기구 (International Energy Agency, IEA) 등에서제시하는분석자료를참조하여제시되고있는데, 적게는 42 USD/tCO 2 에서많게는 74 USD/tCO 2 까지제시되고있다 (IEA, 2011). 제시된바와같이 CCS 기술의비용에대한결과의편차가크기때문에 CCS 관련정책입안자입장에서도 CCS 기술개 발에대한목표설정및실증을위한정책마련에많은어려움이있을것으로예상된다. CO 2 저감비용에대해다양한결과가제시되는이유는대상국가별, 연구기관별기술개발수준및전력시장상황이상이하기때문이다. 실제로 CO 2 저감비용의산출을위해서는 CO 2 포집기술에대한내용뿐만아니라, 기준이되는해당국가의주요전력시장데이터를기반으로한통합적인분석이필요하다. 따라서현재와같이외국의분석데이터를바탕으로국내 CCS 기술도입시전력시장에미치는영향을분석할경우, 우리나라전력시장상황이반영되어있지않으므로데이터의신뢰도가떨어질수밖에없다. 실제로 IEA 보고서에서제시된국가별 / 연도별 CO 2 저감비용결과를분석하면수행기관, 기준년도및대상국가별로 CO 2 저감비용결과가크게차이가나는것을확인할수있다 (Table 1). 관련하여특히주목할만한자료는중국에서진행된 CCS 기술에대한비용분석자료이다. 2011년중국 Huaneng 그룹은연간 120,000 톤 CO 2 처리규모의 CO 2 포집플랜트 (Shidongkou No. 2 Power plant, Shanghai) 운영결과를바탕으로 CO 2 저감비용을약 USD/tCO 2 으로제시하였는데, 이수치는당시미국및유럽의주요연구기관에서제시한 CO 2 저감비용의약 1/2에해당되고, 2011년유럽에서실제거래된배출권가격에도근접하는매우낮은수치이다. 이러한결과에대하여미국의주요전문가집단을중심으로많은논의가되었으나결론적으로는주요선진국과비교하여중국의낮은건설단가및노동비용에의하여이러한결과가도출된것으로평가되었다 (Jeff, 2011). 이러한중국의사례는우리나라에서개발중인 CCS 기술의비용분석에있어서도많은시사점을제시한다. 우리나라전력산업의경우, 화력발전소의순공사비 (overnight cost) 는 OECD 국가평균과비교하여낮은수준이다. 이는한국형표준석탄화력을독자적으로개발하여투자비를낮춘것에기인한바가큰데, 2010년국제에너지기구에서제시된자료에따 Table 1. Cost of CO 2 avoided (IEA, 2010) Organization, region MIT, USA NETL 1), USA GCCSI 2), Australia IEA-GHG 3), UK NZEC 4), China Year of cost data Cost of CO 2 avoided (USD/tCO 2 ) ) NETL: National Energy Technology Laboratory, 2) GCCSI: Global Carbon Capture & Storage Institute, 3) IEA-GHG: International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Programme, 4) NZEC: Near Zero Emission Control project. Journal of Climate Change Research 2016, Vol. 7, No. 2

3 CCS(Carbon Capture & Sequestration) 기술 경제성평가분석 113 르면일본이나미국에비해우리나라석탄화력발전소의건설 비는매우낮음을알수있다 ( 미분탄화력발전소순공사비 : 한국 (895 USD/kWe), 일본 (2,719 USD/kWe), 미국 2,108 (USD/kWe), IEA, 2010). 이에비해연료비의경우, 대부분의 발전용석탄을외국에서수입하므로발전비용에서연료비의 비중은타국가대비상대적으로높다. 제시된바와같이, 우 리나라전력산업은화력발전소투자비및연료비비중이다 른 OECD 국가와비교하여상황이많이다르므로향후 CCS 플랜트적용시비용예측에있어서도외국에서제시된데이 터를그대로인용시국내전력시장상황이반영되지못해, 데 이터의신뢰성이떨어질가능성이높다. 2.2 CCS 기술 경제성평가의중요성 앞서제시된바와같이, CCS 기술의비용분석부분은 CCS 요소기술개발과함께기술의대규모실증을위한법적 제도 적인프라구축에있어서선행되어야하는핵심적인내용이 다. CCS 기술의비용평가는다음과같은이해관계자별로다 양한중요성을갖는다 (Table 2). Table 2 에서제시된바와같이, 정부측주요이해관계자로 는정책입안자, 정책및규제관련전문가, R&D 전담기관등 을들수있다. 이중정책입안자는 CCS 기술에대한비용분 석결과를바탕으로신규발전소증설, 온실가스저감로드맵 설정, 전력시장비용산출등에활용이가능하다. 그리고 CCS 전담기관측면에서는온실가스저감을위한다양한기술옵 션에대한정량적성능비교, 중장기기술개발로드맵개발, 온 실가스배출량관리를포함하는에너지믹스정책수립에활 용이가능할것으로판단된다. 그리고산업계및 NGO 들도 다양한이해관계자들이다수의목적으로활용이가능하다. 제시된바와같이, CCS 기술비용평가연구는기술사업화 지원및온실가스감축목표설정을위한정책적니즈측면 뿐만아니라, 비용효과적인온실가스감축기술개발측면에서 매우중요한부분이므로, CCS 실증을위한요소기술개발과 Table 2. Audiences for CCS cost estimates (IEA GHG, 2013) Government Industry NGO Policymakers Analysts Regulators R&D agencies Operators Vendors A&E Firms Venture Capital Tech developers R&D Organizations Environmental Media Academia Foundations 병행하여진행이되어야할것으로사료된다. 그러나국내의경우, CCS 기술의비용분석과관련하여소수연구진을제외하고는연구가거의진행이되고있지않는상태이다. 해외의경우에도 CCS 기술비용분석과관련하여신뢰성있는데이터를제시하고있는곳으로평가되고있는곳은 NETL( 미국 ), MIT( 미국 ), GCCSI( 호주 ), IEA-GHG R&D Programme( 영국 ) 등일부제한된연구기관에만해당된다. CCS 비용분석과관련된연구가그중요성에도불구하고, 국제적으로소수의연구기관에서만진행되는이유로비용분석을위한신뢰성있는데이터 ( 화력발전소의투자비및운영비등 ) 확보의어려움, CCS 플랜트설치시발전소출력및 CO 2 배출량변화를예측하기위한화력발전소 CCS 플랜트통합공정모델링기술개발의어려움, 그리고공정모델링분석결과를바탕으로주요비용분석결과치 ( 균등화된발전단가 (Levelized Cost of Electricity, LCOE) 및 CO 2 저감비용등 ) 의산출을위한표준화된가이드라인의부재등을주요원인으로들수있다. 2.3 CCS Cost Analysis Task Force 앞서 Table 1에서제시된바와같이, CCS 기술의비용분석결과는연구기관및분석시점에따라서로편차가있으며, 비용분석을위한방법론에서도서로차이가있다. 이에 2013 년상기제시된연구기관의주요연구진들이모여서태스크포스팀을구성하고, 국제적으로 CCS 비용산정과관련된통일된방법론및가이드라인을포함하는백서를발간하였다 (IEA GHG, 2013). 상기백서의주요내용은다음과같다. CCS 프로젝트의범위, Battery limit 선정 표준화된명명을기본으로비용분석의범위및요소명확화 각각의비용정량화를위한절차혹은방법수립, 비용구조및경제성평가를위한주요가정정의 CCS 비용분석관련보고서, 논문및발표를위한가이드라인제시제시된바와같이, CCS Cost 네트워크에서제안된내용은다양한 CCS 기술비용분석에대한가이드라인과방법론을공유하고, 전세계연구기관이동일한방법론을활용하여 CCS 기술의비용을평가하도록하는것을목표로하고있다. 3. CCS 비용분석모델개발

4 114 이지현 곽노상 이동욱 심재구 이정현 3.1 분석개요본장에서는상기 CCS Cost 네트워크에서제시된방법론을기반으로개발된 CCS 비용분석모델에대하여소개하고자한다. 또한본모델을이용하여국내전력현황주요자료 ( 발전소투자비, 운영비및유가등 ) 를바탕으로분석된 CCS 실증을위한예상비용에대하여제시하고자한다. 3.2 CCS 공정개요 CCS 비용분석모델에대한설명에앞서 CCS 기술의개요에대하여먼저설명을하고자한다. 화력발전소에서배출되는다량의 CO 2 포집을위한 CCS 플랜트공정개요는다음의 Fig. 1과같다. 주지하는바와같이, 화력발전소에서는석탄등화석연료의연소를통해발생된증기로스팀터빈을가동하여전력을생산한다. 이때발생된배가스에는화석연료연소로생성된다량의 CO 2 가존재하는데, 통상석탄화력발전소의경우, 배가스중 CO 2 농도는약 14 15% 수준이며, 500 MW급표준석탄화력발전소기준하루약 8,000톤규모 ( 연간약 3백만톤규모 ) 의 CO 2 가대기중으로배출된다. 화석연료연소에의해발생된배가스중의 CO 2 를포집하기위한공정 ( 이하 CO 2 포집공정 ) 은가스중의주요불순물이대부분제거된탈황공정이후에위치한다. CO 2 포집공정을통해 CO 2 가제거된가스는연돌을통해대기중으로배출되고, 공정에서포집된고농도의 CO 2 는이후압축공정을거쳐대규모저장소로이송된후저장된다. 상기공정중 CO 2 포집공정에대해보충설명하면 Fig. 2 에제시된바와같이, 공정은크게 CO 2 흡수탑과재생탑으로구성된다. Fig. 1에표시된배가스는 CO 2 흡수탑하단으로투입되고, 흡수탑상단에서주입되는 CO 2 흡수제와반응하여 가스중의 CO 2 는흡수제와화학결합을한후재생탑으로이송된다. 재생탑에서는하부에서투입되는고온의열에의해흡수제와 CO 2 의화학결합이끊어지면서재생된다. 재생된 CO 2 흡수제는다시흡수탑으로이송되고, 재생탑에서분리된고순도 CO 2 는이후압축공정을거쳐저장된다. 이때 CO 2 포집공정운전을위한전력사용 ( 펌프및송풍기가동, 압축공정운영등 ) 및흡수제재생에많은에너지가필요한데, 이는대부분보일러에서발생되는에너지에서추출해야하므로결국전체발전소의발전효율이저하되게된다. 그리고 CCS 플랜트설치전대비발전소출력이낮아짐에따라, 이의보상을위해더많은연료의투입이필요한데, 기존발전소의출력량을보상하기위한추가의연료사용량산출을위해서는 CCS 설비운용에따라주터빈부에서 CCS 플랜트로투입되는에너지사용량을바탕으로발전소출력변화분석이필요하다. 상기계산을위해서는기준이되는석탄화력발전소와 CCS 공정이결합된통합시스템공정분석을통해열및물질수지를산출하고, 이를바탕으로발전효율및출력량을계산하는방법이고려될수있다. 그러나이러한통합모델링기술은모델의구성및검증에많은시간이필요하므로본논문에서소개하는 CCS 비용분석모델에서는 Bolland 등이제안한 power factor 를활용하여계산하는방법을도입하였다 (Bolland, 2003). 이방법은열역학적계산을통해산출된 power factor를활용하여 CCS 플랜트의운영을위해터빈부에서인출되는에너지 ( 스팀 ) 의양을전력손실로환산하는방안으로, 종래동일목적을위해터빈부 CCS 플랜트의통합모델링을간략화할수있는장점이있다 (Lee et al., 2012). 상기방법을통해 CCS 플랜트설치에대한성능분석이진 coal Boiler Flue gas Gas treating (SOx, NOx, EP) treated gas CO 2 capture CO 2 free gas Steam turbine Steam CO 2 compression CO 2 Electricity Fig. 1. General scheme of CCS. Journal of Climate Change Research 2016, Vol. 7, No. 2

CCS(Carbon Capture & Sequestration) 기술 경제성평가분석 115 행되면이후 CCS가설치되어있지않은기준발전소및 CCS 가추가된발전소를대상으로발전사등을통해확보된플랜트투자비및운영비자료를이용하여현금흐름분석을수행하고, 이를바탕으로균등화된발전단가 (LCOE) 및 CO 2 발생량을산출한후최종 CO 2 저감비용을산출한다.

제시된바와같이 CCS 비용분석을위해서는 CCS 플랜트설치전 / 후의발전소출력변화및 CO 2 배출량을예측할수있는플랜트성능분석모델과이를바탕으로플랜트의비용 ( 전력생산량, 발전단가등 ) 을산출할수있는플랜트비용분석모델의개발이필요하며, 두모델간긴밀한연동을통해서최종얻고자하는 CCS 기술도입에따른 CO 2 저감량, 전력단가상승및 CO 2 저감비용등이산출된다.

5 CCS(Carbon Capture & Sequestration) 기술 경제성평가분석 115 행되면이후 CCS가설치되어있지않은기준발전소및 CCS 가추가된발전소를대상으로발전사등을통해확보된플랜트투자비및운영비자료를이용하여현금흐름분석을수행하고, 이를바탕으로균등화된발전단가 (LCOE) 및 CO 2 발생량을산출한후최종 CO 2 저감비용을산출한다. 관련하여상세내용은다음장에서다시설명한다. 3.3 CCS 기술 경제성평가모델 CCS 비용분석을위한전체 Framework 은 Fig. 3과같다 (IEA GHG, 2013). 제시된바와같이 CCS 비용분석을위해서는 CCS 플랜트설치전 / 후의발전소출력변화및 CO 2 배출량을예측할수있는플랜트성능분석모델과이를바탕으로플랜트의비용 ( 전력생산량, 발전단가등 ) 을산출할수있는플랜트비용분석모델의개발이필요하며, 두모델간긴밀한연동을통해서최종얻고자하는 CCS 기술도입에따른 CO 2 저감량, 전력단가상승및 CO 2 저감비용등이산출된다. 상기제시된 framework 을바탕으로본논문에서개발된 CCS 비용분석모델의전체알고리즘은 Fig. 4와같다. 상기알고리즘에대한단계별상세내용은다음과같다 대상발전소선정 CCS 기술의비용산정을위한대상발전소를선정한다. 여기에는대상국가 ( 설치부지, 환율등고려 ), 사용되는연료 ( 탄종, 발열량, 카본함량및연료가격등 ), 발전소타입및발전효율등이선정된다. Fig. 2. CO 2 capture process and 10 MW wet scrubbing CO 2 capture plant (KOMIPO) 분석기준선정 대상발전소가선정되면이어발전소수명기간, 건설기간, Fig. 3. CCS cost analysis framework.

6 116 이지현 곽노상 이동욱 심재구 이정현 ➀ Plant specification ➁ Financial parameters ➂ Basic data Plant type, fuel, size, location, CO 2 capture method Discount rate, demolition cost CAPEX & OPEX (power plant & CO 2 capture) Fuel ➃ LCOE calculation (W/O CCS) LCOE (W/O CCS) CO 2 emission (W/O CCS) ➄ CCS plant Energy increasement Energy penalty ➅ LCOE calculation (W/CCS) LCOE (W/ CCS) CO 2 emission (W/ CCS) ➆ Cost of CO 2 avoided CO 2 reduction Fig. 4. Algorithm for Techno-economic analysis of CCS. 발전소폐지비용및할인율등을고려한다. 참고로 IEA에서제시하는국가별발전비용분석을위한보고서에따르면 OECD 국가의경우, 석탄화력발전소수명기간과건설기간을각각 40년 ( 수명기간 ), 4년 ( 건설기간 ) 으로하였다 (IEA, 2010) 투자비및운영비산정발전소투자비및운영비는발전단가계산에있어연료비와함께가장중요한영향을미치는인자로경제성평가를위해정확한데이터의확보가반드시필요하다. 그러나상기자료는대부분제한적으로공개가되어일반대중이접근하는데에는많은제약이있다. 본연구에서는관련하여기준이되는화력발전소투자비의경우, 2016년준공예정인 1 GW급신보령 1, 2호기 ( 초초임계석탄화력발전소 ) 의건설비등을참조하여산출하였으며, 발전소운영비는 IEA에서제시한한국의발전소운영비자료를참조하였다 (IEA, 2010) 발전비용계산 ( 기준화력발전소 ) 상기제시된주요자료를바탕으로 CCS 플랜트가설치되지않은기준석탄화력발전소에대하여발전수명기간 (40년) 동안현금흐름을분석한다. 현금흐름분석에는투입되는연료 ( 석탄 ) 중탄소함량및발열량을바탕으로발전소정격출력에필요한석탄투입량및이의연소로인해발생되는 CO 2 배출량 [(tco 2 /MWh) ref ] 이계산된다. 그리고 Table 3에제시된바와 같은현금흐름분석을통해균등화된발전단가 (LCOE ref ) 가계 산되며, 산출식은다음의식 (1) 과같다. LCOE= exp exp r: 할인율, t: 년도 CCS 플랜트분석 CCS 플랜트가설치되지않은기준화력발전소를대상으로 하는현금흐름분석에이어 CCS 플랜트가설치된화력발전 소를대상으로분석을수행한다. CCS 플랜트가설치된화력 발전소의성능을분석하기위해서는적용되는 CO 2 포집기술 의핵심성능자료 (CO 2 제거율, 에너지사용량및고순도 CO 2 순도등 ) 및 CO 2 이송, 저장등에대한분석이필요하다. 이중 CO 2 포집기술은 CCS 플랜트가설치된화력발전소의전체성 능 ( 발전효율및출력량 ) 을좌우하는핵심사항이므로, 이에대 한분석은매우중요하다. 관련하여본논문에서는 CCS 기술 비용분석을위한대상 CO 2 포집기술로한국전력의주도하에 개발되어한국중부발전보령화력본부에설치된 10 MW 급연 소후습식 CO 2 포집플랜트의주요성능결과를활용하였다. (1) Journal of Climate Change Research 2016, Vol. 7, No. 2

7 CCS(Carbon Capture & Sequestration) 기술 경제성평가분석 117 Table 3. Cash flow analysis for reference case Year Operating time ( Operation rate (%) Hours (hrs) Electricity Operating cost Fuel Fixed Etc Overnight cost Demollision Cash flow (yearly) Cash flow (accum) Construction Operation 2014 ` ` ` ` , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

8 118 이지현 곽노상 이동욱 심재구 이정현 Table 3. Continued Year Operating time ( Operation rate (%) Hours (hrs) Electricity Operating cost Fuel Fixed Etc Overnight cost Demollision Cash flow (yearly) Cash flow (accum) , , , , , , , , , ,380.9 Operation Demolition , , , , , , , , , , 발전비용계산 (CCS 플랜트설치 ) CCS 플랜트설치에따른성능분석이완료되면이어기준화력발전소 (CCS 미설치 ) 의경우와마찬가지로할인율을고려하여발전소수명기간동안현금흐름을분석한다. CCS 플랜트추가에따른출력량저하로인해추가로투입되어야하는연료의양을계산한후, 이를바탕으로투입되는연료 ( 석탄 ) 중탄소함량및발열량을바탕으로발전소정격출력에필요한석탄투입량및이의연소로인해발생되는 CO 2 배출량 [(tco 2 /MWh) ccs ] 이계산된다. 그리고현금흐름을통해 CCS 플랜트가설치된화력발전소의균등화된발전단가 (LCOE ccs ) 를계산한다 CO 2 저감비용산출상기제시된절차를통해 CCS가설치되어있지않은기준화력발전소 (ref) 및 CCS 플랜트가설치된화력발전소 (ccs) 에대해각각균등화된발전단가 (LCOE ref, LCOE ccs ) 및 CO 2 발생량 [(tco 2 /MWh) ccs, (tco 2 /MWh) ref ] 을산출한후다음의식 (2) 에따라최종 CO 2 저감비용을산출한다. Cost of CO 2 acoided= CO 2 수송및저장비용 CCS 기술의경제성평가에있어서포집과함께중요한부 분은 CO 2 수송및저장비용에대한산정이다. CO 2 수송및 저장부분은포집원과 CO 2 저장소사이의지리적위치에따라 크게달라지는부분이다. CO 2 수송의경우, 다양한수송옵션 ( 해상 / 육상파이프라인, 선박및트럭등 ) 이존재하며, 각수송 옵션에따라비용뿐만아니라, 인허가 / 민원등의문제가발생 하므로, 이를표준화된모델로산정하기에는한계가있다. 저 장소의경우에도저장소위치 ( 해양혹은지중저장 ) 에따라투 자비및운영비가크게달라지므로비용산정에많은제약이 따른다. 따라서국제적으로도 CO 2 수송및저장비용은국가 별 / 지리적편차가크기때문에 CCS 비용산정에있어고려를 하지않는경우가많다 [IEA]. 4. 비용분석 (2) Journal of Climate Change Research 2016, Vol. 7, No. 2

9 CCS(Carbon Capture & Sequestration) 기술 경제성평가분석 119 상기제시된방법론을바탕으로개발된 CCS 비용평가모델을활용하여국내전력시장을고려한 CCS 비용및 CO 2 저감량을산출하였다. 이후분석주요결과는저자의선행연구결과를참조하여제시하고자한다.(Lee et al., 2015) 본비용분석을위한주요가정은다음의 Table 5와같다. 기준이되는석탄화력발전소의주요데이터 ( 건설비, 발전효율및용량 ) 는 2016년준공예정인신보령 1, 2호기 ( 초초임계, 1 GW 용량 ) 의기본자료를활용하였다. 또한 CCS가추가된화력발전소에대한건설비및운영비등은주요 OECD 국가를대상으로 2005 년부터 2009년간다양한연구기관 ( 미국 MIT, CMU, EPRI, NETL 등 ) 에서분석된 CCS 전후의화력발전소건설비및운영비증가율 ( 건설비증가율 : 75%, 운영비증가율 : 50%) 평균을참조하여예측한값을활용하였다 [1]. 현금흐름분석에있어서할인율은 7% 로가정하였으며, 탄소세는국내의상황을반영하여고려를하지않았다. 그리고 CO 2 이송및저장과관련한비용은앞서언급된바와같이포집원과저장소의위치에따라비용이크게달라지며, 시공업 자에따라서도투자비등이현격히차이가나기때문에정확한비용산출이어려운부분이다. 이에따라본분석에서는 CO 2 이송및저장비용은고려하지않았다 (Table 5 참조 ). 또한 CO 2 포집기술의주요성능지표는현재보령화력에서운영중인 10 MW급운전결과 ( 흡수제 : 전력연구원개발 KoSol 사용 ) 를활용하였는데, 전력연구원의선행운전결과 (0.1 MW Test bed 와 10 MW급 Pilot plant 운전 ) 및공정모델링분석결과, 1,000 MW급규모로의격상이이루어지더라도재생에너지등 CO 2 포집성능결과는크게차이가나지않을것으로예상된다. 상기주요자료를바탕으로비용분석을수행한결과는다음의 Table 6과같다. 분석결과, 국내 1 GW급초초임계발전소에 CCS 플랜트적용시비용분석결과, CO 2 포집플랜트적용으로 90% 이상의이산화탄소저감이가능하며, 이때저감비용은톤당 4만원 (33 USD/tCO 2 ) 으로분석되었고, 발전단가는약 43% 상승이예상되었다. 이러한수치는외국의사례와비교하여약 30% 이상낮은수준으로이는국내화력발전소건설을위한낮은공사 Table 4. Guideline & basic assumptions Reference plant Etc CAPEX & OPEX Plant type: USC Plant capacity: 1,000 MWe Plant efficiency: 44.1% Plant operation: 85% Coal: hard coal Fuel price: 3.6 USD/GJ Construction period: 4 yrs Economic life: 40 yrs Discount rate: 7% Method: constant money value Carbon tax: 0 CO 2 removal rate: 90% CO 2 regeneration energy: 2.8 GJ/tCO 2 CO 2 purity: > 99.9% CO 2 transport & storage: not considered CAPEX_reference plant: 1,223 USD/kWe OPEX_reference plant: 4.25 USD/MWh CAPEX_CCS plant: 2,140 USD/kWe OPEX_CCS plant: 6.41 USD/MWh Table 5. Results Results Average of OECD nations 1) This study Overnight cost_reference plant (USD/kW) Overnight cost_ccs plant (USD/kW) Relative increase in overnight cost (%) LCOE_reference plant (USD/MWh) LCOE_CCS plant (USD/MWh) Relative increase in LCOE (%) CO 2 emission_reference plant (kg/mwh) CO 2 emission_ccs plant (kg/mwh) Cost of CO 2 avoided (USD/tCO 2 ) 2,162 3, ,223 2, ) IEA, Cost and Performance of Carbon Dioxide Capture from Power Generation.

10 120 이지현 곽노상 이동욱 심재구 이정현 비 (OECD 평균대비약 60% 수준 ) 및우수한이산화탄소포집기술성능으로부터비롯된다고할수있다. 5. 결론및토의 본연구에서는국내전력시장상황을반영하여실규모이산화탄소포집 저장플랜트설치시전력단가및이산화탄소저감량등을분석할수있는모델을개발하였다. 개발된모델을통해분석한결과, 국내 1 GW급초초임계발전소에 CCS 플랜트적용시현재까지개발된 CO 2 포집기술의적용으로 90% 이상의이산화탄소저감이가능하며, 이때저감비용은톤당 4만원 (33 USD/tCO 2 ) 으로분석되었고, 발전단가는약 43% 상승이예상되었다. 이러한수치는외국의사례와비교하여약 30% 이상낮은수준으로, 이는국내발전소건설을위한낮은단가및우수한이산화탄소포집기술성능으로부터비롯된다고할수있다. 또한이러한내용에기초할때국내 CCS 기술은유럽, 미국등타선진국에비해낮은비용으로도입이가능할것으로기대되었다. 본논문에서소개하는 CCS 비용분석모델에적용된플랜트성능평가모델알고리즘은석탄화력발전뿐만아니라, 오일, 천연가스발전에 CCS 기술을적용하기위한비용분석에도활용이가능하며, 또한개발된플랜트비용분석모델의경우화석연료발전뿐만아니라, 풍력, 태양광등신재생에너지의 CO 2 배출량및발전단가를산정하는데에도적용이가능할것으로기대된다. 6. 사사 본연구는 2014년도지식경제부의재원으로한국에너지기술평가원 (KETEP) 의지원을받아수행한연구과제입니다. (No ) REFERENCES Bolland O, Undrum H A novel methodology for comparing CO 2 capture options for natural gas-fired combined cycle plants. Advanced Environmental Research 7: DOE/NETL Cost and performance baseline for fossil energy plants. IEA Cost and performance of carbon dioxide capture from power generation. IEA Projected costs of generating electricity. IEA GHG Toward a common method of cost estimation for CO 2 capture and storage at fossil fuel power plants. 2013/TR2. Jeff T Low-cost carbon-capture projects sparks interest. Nature 469: Lee JH, Kwak NS, Lee IY, Jang KR, Shim JG Performance and economic analysis of domestic supercritical coal-fired power plant with post-combustion CO 2 capture process. Korean Chemical Engineering Research 50(2): Lee JH, Kwak NS, Lee IY, Jang KR, Shim JG Performance and economic analysis of commercial-scale coal-fired power plant with post-combustion CO 2 capture. Korean Journal of Chemical Engineering 32(5): MIT The future of coal. Rao AB, Rubin ES A technical, economic and environmental assessment of amine-based CO 2 capture technology for power plant greenhouse gas. Control of Environmental Science Technology 36: Journal of Climate Change Research 2016, Vol. 7, No. 2

50(2)-28(심재구007).fm

50(2)-28(심재구007).fm , pp. 365-370 국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정설치시성능및경제성평가 이지현 곽노상 이인영 장경룡 심재구 한전전력연구원, 사업화기술개발실 305-760 대전시유성구문지로 65 (2012 년 1 월 21 일접수, 2012 년 2 월 16 일채택 ) Performance and Economic Analysis of Domestic Supercritical