50(4)-21(신병철005).fm

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1 , pp 건식흡수제를이용한발전소배가스의 CO 2 회수공정경제성분석 신병철 곽 현 이광민 ( 주 ) 그린컨테크기술연구소 경기도용인시수지구죽전동 (2012 년 1 월 16 일접수, 2012 년 3 월 16 일채택 ) Economic Evaluations of CO 2 Capture Process from Power Plant Flue Gas Using Dry Sorbents Byung Chul Shin, Hyun Kwak and Kwang Min Lee GreenConTech Co., Ltd., R&D Center, Jukjeon-dong, Suji-gu, Yongin-si, Gyeonggi , Korea (Received 16 January 2012; accepted 16 March 2012) 요 약 본연구는한국에너지기술연구원 (KIER) 에서개발한건식 CO 2 흡수공정에대한경제적타당성을분석하고, 경쟁기술과비교함으로써기술의경제적유효성을판단하기위한것이다. 500 MW 급석탄화력발전소를대상으로건식흡수제를사용한 CO 2 흡수공정의초기투자비와연간운전비를산정하여 LCOE(Levelized Cost of Energy) 와 CO 2 포집비용을산출한결과각각 32.46$/MWh 와 28.15$/ 톤 CO 2 로분석되었다. 경제성분석을위한기본조건들을가정하여 CO 2 판매가격, 전력비, 흡수제가격및투자비를대상으로순현재가치 (NPV), 내부수익율 (IRR) 및민감도분석을수행하였다. CO 2 를회수하여판매할경우, CO 2 배출권가격이 CO 2 톤당 50$ 로가정하였을때, 한국에너지기술연구원에서개발한건식 CO 2 흡수공정의 IRR 은 15%, NPV 는 6,631,000$ 였으며, 투자회수기간 (PBP) 은 5.93 년으로추산되어경제성측면에서유효하였다. Abstract We studied the economic evaluations on Korea Institute of Energy Research (KIER) s CO 2 capture process using dry sorbents, and compared the results with those of comparable technologies. Capital and operating costs of the CO 2 capture system for 500 MW coal fired power plant were estimated to determine the economic feasibility. LCOE (Levelized Cost of Energy) and CO 2 capture cost appeared 32.46$/MWh and 28.15$/tonCO 2, respectively. The internal rate of return (IRR), the net present values (NPV), and the payback period (PBP), were calculated by assuming several variables. As the result of calculation, IRR of KIER s CO 2 capture system was 15%, NPV was calculated 6,631,000$, and PBP was 5.93 years at $50/tCO 2 of CER price. Consequently, this process can compete with other comparative processes using dry sorbents. Key words: CO 2 Capture, Dry Sorbent, Capital Cost, Operating Cost, Economic Evaluations 1. 서론 고정배출원에서배출되는대량의이산화탄소를회수하여지중에격리하거나또는유용한화학물질로전환하여재사용함으로써주요온실가스인이산화탄소를안전하게처리하는공정의연구개발이전세계적으로활발히진행되고있다. 특히배기가스로부터이산화탄소를회수하는공정은시설규모가크고소요되는비용도크기때문에이산화탄소포집및저장 (CCS; Carbon Capture and Sequestration) 적용의타당성여부를판정하는데있어서가장중요한부분이되고있다. To whom correspondence should be addressed. sbc@greencontech.co.kr 이논문은서울과학기술대학교손재익교수님의정년을기념하여투고되었습니다. 본논문은한국에너지기술연구원 (KIER; Korea Institute of Energy Research) 에서개발한이산화탄소회수공정에대한경제적타당성을분석하고경쟁기술과비교함으로써기술의경제적유효성을판단하기위한것이다. 분석대상기술은재생용건식흡수제를이용하여석탄화력발전소를대상으로개발한공정이며, 경제적이고, 운전이용이한 CO 2 흡수공정이다. 대상기술인 KIER의건식흡수공정을가장일반적인수준의석탄화력발전소에서배출되는배기가스중의이산화탄소를회수할수있도록적합하게공정을재구성하여이산화탄소회수플랜트건설비용과운전비용을산출하여경제성분석을수행하였다. 본연구에서는 500 MW 급석탄화력발전소를대상으로건식흡수제를사용한공정의초기투자비와연간운전비및 CO 2 판매수익등을주요변수로하는전통적인경제성분석모형을수립하였으며, 646

2 건식흡수제를이용한발전소배가스의 CO 2 회수공정경제성분석 647 CO 2 판매단가, 전력비, 흡수제가격및투자비를대상으로 NPV (Net Present Values), IRR (Internal Rate of Return) 및민감도분석을수행하였다. 2. CO 2 회수공정의종류및비용산정 2-1. CO 2 회수공정 CCS 기술은대규모고정 CO 2 배출원에서발생된 CO 2 를대기로방출하기전에포집하여저장소로수송한후안전하게저장하는기술로써지구온난화를직접적으로방지하는기술이다. CCS 기술은 CO 2 의포집 ( 회수 ), 수송, 저장 ( 격리 ) 이라는 3개의기능으로구성된다. CO 2 의대량배출원은주로발전소, 철강, 시멘트, 석유화학산업등이며, 이런대량배출원으로부터 CO 2 만을선택적으로분리하여수송및저장하는기술이다. CCS 기술중 CO 2 포집 ( 회수 ) 기술로는습식공정과건식공정이대표적인기술이며, 습식아민 CO 2 포집기술은 CO 2 를흡수할수있는아민화합물과 CO 2 를포함하고있는배가스를접촉시켜 CO 2 를선택적으로분리하는기술이다. 반면에건식공정은습식공정에사용되는아민류의액체용매를대체하여알카리금속물질인나트륨이나칼륨이 CO 2 와반응하여중탄산염을형성하는반응을이용한공정이다. 건식흡수제를이용한 CO 2 회수기술은연소시스템의배가스로부터흡수반응기에서 CO 2 와선택적으로잘반응하는흡수제를이용하여 CO 2 를흡수하고이흡수제를재생반응기로보내높은온도및낮은압력의운전조건에서고농도의 CO 2 를회수하고흡수제는재생하여계속사용하는개념이다. 전체시스템은흡수반응기와재생반응기사이의고체순환공정으로구성된다 건식공정화석연료는탄소와수소로구성되어있으므로이를사용하는발전소, 보일러, 소각로등의에너지시스템은에너지를생산하는동시에배출되는가스의일부가 CO 2 와물로전환되어배출된다. CO 2 회수기술은이러한배가스중의 CO 2 를회수하여저장과이용이용이하도록순수한 CO 2 를만드는기술이다. 석탄화력발전소배가스로부터 CO 2 회수공정의흐름도를 Fig. 1에나타내었다. 화력발전소배가스는제진, 탈질및탈황공정에서일반대기오염물질을제거하여정제된가스로전처리한후 CO 2 흡수반응에적합한반응조건으로냉각 가압된다. CO 2 흡수공정에서 CO 2 가제거된배기가스는비산된흡수제입자등미세입자가제거된후대기로배출된다. CO 2 와반응한흡수제는재생공정에서 CO 2 와분리되어 CO 2 흡수에적합한조건으로냉각되어다시 CO 2 흡수공정으로순환 Fig. 1. Block diagram of CO 2 capture process using dry sorbent. 되며, 분리된 CO 2 는수분등이제거된후고농도 CO 2 로회수된다. 본공정은지구광물로쉽게구할수있는알카리금속물질인나트륨이나칼륨성분의흡수제와 CO 2 를반응시켜중탄산염을형성하는반응 ( 반응온도범위 313~343 K) 을이용한것으로, 저가의흡수제, 높은흡수성능, 운전의용이성을기대할수있다 [1-4]. 건식흡수제를사용하는고체흡수법은흡수제가고체상이기때문에기체와고체간상분리가쉽게일어날수있어조작이간편하다. 또한, 기체의흡수과정에서일어나는고체와기체의 CO 2 흡수반응, 반응후생성된고체에서 CO 2 회수를위한탈착반응온도를쉽게조절함으로써 CO 2 의분리와회수및흡수제의재생이용이하다는장점이있다. 또한, 습식공정과비교하였을때작은압력차의손실에서도기체와고체의접촉이좋기때문에에너지소비가적다. 배가스중의 CO 2 는흡수제에흡수되어정제되고 CO 2 만을선택적으로회수한입자는사이클론에서분리되어재생반응기로보내진다. 재생반응기에서는 CO 2 탈착에필요한반응열을공급하여흡수제입자중의 CO 2 와 H 2 O를배출하면서흡수제는본래의기능을회복한다. 재생반응기로부터배출가스중 H 2 O를응축하여제거하면농축된 CO 2 를얻을수있다. CO 2 흡수를위한건식흡수제로는 Ba, Ca, K, Li, Mg, Na과같은알칼리및알칼리토금속을사용할수있다. Ba, Ca, Li, Mg 등은 CO 2 흡수를위한반응온도가 300 o C 이상의고온에서반응성을가지는반면, K과 Na은 40~80 o C의낮은온도에서도뛰어난반응성을나타내므로부가적인열원의공급이필요없다는장점이있고, 생성물인중탄산염 (NaHCO 3, KHCO 3 ) 으로의전환반응에서수분이반응물역할을하기때문에화력발전소에서발생되는수분을함유한배기가스를처리할경우수분을그대로이용할수있다는특징이있다. K 2 CO 3 건식흡수제를이용한 CO 2 흡수반응은 carbonation 조건에서 CO 2 흡수에의한주생성물인 KHCO 3 와부반응물질 (K 2 CO 3 H 2 O, K 2 CO 3 KHCO 3 2H 2 O와 K 2 CO 3 3KHCO 3 ) 이생성되며, 반응식은식 (1)~(4) 와같이나타난다. 모든반응에서수분이관여하므로흡수반응을위해지속적으로수분을공급하여야하나, 화력발전소등에서발생되는배가스에는 5~12% 의수분이포함되어배출되므로이를처리할경우생성물인중탄산염 (KHCO 3 ) 으로의전환반응에배가스내수분을그대로이용할수있는장점이있다. K 2 CO 3 (s)+co 2 (g)+h 2 O(g) 2KHCO 3 (s) (1) K 2 CO 3 (s)+h 2 O(g) K 2 CO 3 H 2 O(s) (2) K 2 CO 3 (s)+1/3co 2 (g)+2/3h 2 O(g) 2/3K 2 CO 3 KHCO 3 2H 2 O(s) (3) K 2 CO 3 (s)+3/5co 2 (g)+3/5h 2 O(g) 2/5K 2 CO 3 3KHCO 3 (s) (4) 식 (1)~(4) 의반응은 calcination 조건에서가역적이다. (2) 반응을제외한모든반응들은 CO 2 제거에관한반응들이나, 반응 (3) 과 (4) 의경우 K 2 CO 3 1mol 당제거되는 CO 2 가각각 1/3mol과 3/5mol로서식 (1) 의반응보다제거효율이낮으므로식 (1) 이가장이상적인반응이다. 식 (5)~(7) 은배가스내에존재하는 HCl과 SO 2 에의한건식흡수제의부반응을나타내고있다. HCl과 SO 2 가관계된이런반응들은 calcination 조건하에서비가역적이므로건식흡수제의재생이불가능하고부반응물질이다량존재할경우흡수제의지속적인감소가나타나 CO 2 흡수능의저하및운전가능시간의단축을가져오게된다.

3 648 신병철 곽현 이광민 K 2 CO 3 (s)+2hcl(g) 2KCl(s)+CO 2 (g)+h 2 O (5) K 2 CO 3 (s)+so 2 (g) K 2 SO 3 (s)+co 2 (g) (6) K 2 CO 3 (s)+so 2 (g)+1/2o 2 (g) K 2 SO 4 (s)+co 2 (g) (7) 따라서부반응으로인한건식흡수제의손실을막기위해서는유입가스로인입되는배가스중의 HCl 및 SO 2 의제거가상당히중요하다 비용산정설비의직접투자비가산정되면, 이로부터경제성분석의자료로활용될수있다. 최종적으로얻고자하는가격은균등화비용 (levelized cost) 이다. 경제성분석을위한중요한몇가지개념을살펴보면다음과같다 초기투자비초기투자비는설비별직접건설비용은물론간접건설비용, 엔지니어링비용, 본사관리지원비용및현장비용등이이에속한다. 직접비용으로주요기자재비와공사자재비, 공사인건비가포함되며, 간접비용으로설계및구매지원서비스와현장공사비로구성되며, 엔지니어링및본사관리지원비용은설계및구매지원서비스비용에포함하였다. 본검토에서는유틸리티공급을위한보조설비에대한초기투자비용은제외하였다 운전비용 CO 2 포집에대한건식공정설비를운영하고유지하는데필요한비용을산정하였다. 사용전력비는 KIER의 500 MW 설계자료를기준으로하였으며, 연간운영및유지보수비는유사한공정및규모의 RTI 보고서 [5] 를참조하였다. 발전소의스팀사이클에서스팀의일부를 CO 2 회수공정에사용함으로써순생산전력이줄어드는데, 이때감소하는전력량을 CO 2 회수공정의유틸리티소비량으로간주하였다. 따라서 RTI의건식회수공정의설치에따른화력발전소의순생산전력인 MW를본경제성분석에동일하게적용하였다. RTI 보고서에서산출된비용은 2005년기준의자료이기때문에가격지표로서 Marshall & Swift Equipment Cost Index를사용하여 2010년기준으로재산정하였다. M&S Index 중에서도발전및에너지산업부문의 Cost Index를사용하여, 좀더상관관계가높은세분화된가격지표를적용하였다 균등화비용 (Levelized cost) 초기투자비와연간운전비는 CO 2 회수비용의단가를산정하는데사용되며, 계산된단가는 CO 2 포집설비의경제수명기간동안에있어서모든건설비용및가동비용전체를회수하는균등화발전원가에대응된다. CO 2 회수공정을화력발전소에부가적으로설치하면발전원가를높이는요인이된다. 따라서대상화력발전소에본 CO 2 회수공정을설치하였을때추가적으로증가되는균등화발전원가를산출하였고, 이를이용하여 CO 2 포집단가를산출하였으며, 각각의비교대상공정에대하여도균등화된 CO 2 포집단가를산정하여경제성비교분석을수행하였다. 경제성분석을하기위하여 KIER의건식공정및비교대상공정에대하여 Levelized cost of energy (LCOE) 값을계산하였으며, LCOE 계산공식은다음과같다. LCOE = (ICC LCF) AEP+O&M+LRC +MOE (8) 여기서, ICC: Initial Capital Cost, $ LCF: Levelized Capital Charge Factor, % AEP: Annual Energy Production, kwh/yr O&M: Levelized Operating & Maintenance Cost, $/kwh LRC: Levelized replacement/overhaul Cost, $/kwh MOE: Miscellaneous Operating Cost, $/kwh 본연구의대상인 KIER 건식공정의경제성분석을시행하였고, RTI의건식공정과 Wyodak Gillette 석탄화력발전소에설치된활성탄을이용한 CO 2 회수공정의플랜트에대한경제성분석을시행하여 KIER의건식공정과비교 분석하였다 KIER 건식공정의비용산정 가격산출기준검토대상은 500 MW 화력발전소의후단에설치하는 CO 2 건식포집장치이며, 순생산전력은이와유사한건식 CO 2 회수기술인 RTI 보고서 [5] 의건식카보네이트공정의경우와동일하게 MW로가정하였다. 발전시간은연간 8760 시간이며, 설비이용률은 shutdown 기간을고려하여 85% 로하였다. 발전수명기간과 Levelized capital charge factor (LCF) 는 RTI 보고서의경제성평가와비교를위하여각각 20년, 14% 로동일한기준을적용하였다. CO 2 회수율은 Park 등 [6] 이발표한 KIER 건식흡수제의 pilot 실험결과를적용하여 80% 를기준으로하였으며, 연간 CO 2 회수량은 500 MW 급발전소에적용하였을때의계산값을사용하였다. Table 1에 KIER의 CO 2 회수공정에대한기본설계기준을정리하였다 초기투자비 KIER에서개발한건식흡수공정의주요기자재산정비용과주요기자재산정에따른초기투자비내역은 Table 2와같다. Table 1. Basic design data of KIER s CO 2 capture process CO 2 recovery capacity 500 MW coal fired power plant Technology CO 2 recovery by dry sorbent Net electricity production MW Capacity factor 85% Levelized capital charge factor 14% Lifetime 20 years Operating time 8,760 hr/yr CO 2 recovery rate 80% Quantity of CO 2 recovery 3,272,500 tco 2 /yr Table 2. Capital cost of KIER s CO 2 capture process by dry sorbent Items Ratio (%) Amount(1,000$) Main equipment ,750 Main blower Fluidized nozzle Bag filter Riser Main cyclone Reactor Sorbent cooler SDR 1,750 2,083 2,500 14, ,250 2,583 10,583 Construction material 13 15,500 Construction labor 8 9,593 Engineering fee 15 17,930 Construction supervision 10 11,927 CO 2 Compression 28,000 Total 121,700

4 건식흡수제를이용한발전소배가스의 CO 2 회수공정경제성분석 649 전체 CO 2 회수플랜트의건설비용은 CO 2 회수공정의주요핵심기자재산출후, 유사플랜트건설경험상각항목별로발생하는비용의비율을적용하여 KIER의건식 CO 2 회수공정플랜트의초기투자비를산출하였다. 항목별적용비율은 Perry Handbook[7] 을참조하였다. 포집된 CO 2 의저장및후속공정으로의이송을위한 CO 2 압축설비의비용은 RTI 보고서에서계산된 28,000,000$ 를초기투자비에포함하였다. 따라서본연구에서의건식 CO 2 회수공정의초기투자비용은분진, SOx 및 NOx가제거된석탄화력발전소배가스의유입시점부터정제된고농도 CO 2 가스의압축부분까지로한정하였으며, 플랜트운전관리를위한부대설비및유틸리티공급설비의비용은제외하였다 운전비 CO 2 회수공정의연간운전비는 KIER에서개발한공정의기본설계자료에제시된에너지소비량및흡수제소비량을기준으로산출하였다. 기본설계에서제시된자료를기준으로계산된연간전력비는 27,330,000$ 이며, 흡수제비용은연간 16,140,000$ 이다. 스팀사용은건식공정의반응에참여하는스팀과 regenerator를가열하는데사용되는스팀으로화력발전소입장에서는 CO 2 회수공정에사용된스팀양에상당하는전력의생산량이줄어들게된다. 따라서순생산전력에서 CO 2 회수공정의스팀사용량에상당하는전력생산량을차감하고운전비산정에서별도로스팀의비용을고려하지않았다. 연간운영및유지보수비는 RTI 보고서를참고하여산정된금액을 2010년물가로보정하여인용하였다. KIER에서개발한건식공정의연간운전비는 48,930,000$ 로산출되었으며, 연간운전비내역은 Table 3에나타내었다 균등화비용 (LCOE) 산정된초기투자비와연간운전비를토대로 KIER의 CO 2 회수비용의단가를산출하였으며, 공정설비의경제적수명은 20년으로가정하였다. 균등화비용을계산하기위하여 LCF와발전소의 capacity factor를각각 14% 와 85% 로가정하여균등화발전원가와 CO 2 포집비용을산출하였다. 앞에서산출된운전비에 CO 2 압축에사용되는비용을고려하기위해 Wong[8] 의보고서에제안된 CO 2 압축비용인 8$/ 톤CO 2 를운전비에추가하여균등화발전원가와 CO 2 포집비용을계산한결과, 각각 32.46$/MWh와 28.15$/ 톤CO 2 로산출되었다. 계산결과를 Table 4에나타내었다 공정별비교분석경제성분석을비교하기위하여 RTI의건식공정과 Wyodak Table 3. Operating cost of KIER s CO 2 capture process by dry sorbent Item Amount (1,000$) Electricity cost 27,330 Sorbent cost 16,140 Operation and maintenance cost 5,460 Total 48,930 Table 4. Levelized cost and CO 2 capture cost of KIER s CO 2 capture process by dry sorbent Levelized power cost($/mwh) Capital cost 6 Operating cost Compression cost (operation) 9.22 Total CO 2 capture cost ($/tco 2 ) Capital cost 5.20 Operating cost Compression cost (operation) 8.00 Total Table 5. Marshall & Swift Equipment Cost Index (Electric Power) Year Index Gillette 석탄화력발전소의건식활성탄공정 [9] 의자료를인용하여균등화발전원가와 CO 2 포집비용을계산하였다. 산출된금액은객관적비교가가능하게하기위해서물가지표를사용하여동일한년도의가격으로환산하였다. 사용한물가지표는 Marshall & Swift Equipment Cost Index[10] 중에서발전소에해당하는물가지표를고려하여 2010년도가격으로변환하였다. 사용된 M&S Index 지수는 Table 5와같다. RTI의건식공정은 500 MW 석탄화력발전소를대상으로한 CO 2 회수공정이며, 투자비및운전비용산정에있어서비교기준을동일하게하기위해서직접적인 CO 2 회수비용과압축비용만고려하였다. 즉, RTI 자료는전체발전소와 CO 2 회수공정을포함하여전체운전비용을산출하였기때문에, 건식카보네이트 CO 2 포집설비운전비용은전체운전비용에서 CO 2 포집설비를설치하기이전의화력발전소의운전비용을차감하여산정하였다. 또한 RTI 보고서에서는발전소에서전력생산을위한스팀의일부를 CO 2 회수공정에사용함으로써순생산전력이줄어드는데이차이를 CO 2 회수공정의스팀소비량으로간주하였으며, CO 2 포집공정에필요한전력비는 KIER에서개발한건식공정의기본설계자료로부터전력사용에의한운전비용을산출하였다. Wyodak Gillette 석탄화력발전소는발전용량이 335 MW으로활성탄을이용한건식포집공정에대한균등화비용을계산하였다. 이상의두비교대상공정에대하여 CO 2 압축에대한운전비는 KIER의운전비산정과마찬가지로 Wong이계산한압축비용 8$/ 톤CO 2 를추가하여최종운전비를산정하였다. RTI와 Wyodak의균등화비용계산결과를 Table 6에나타내었다. 본연구에서산출된각공정의 LCOE와 CO 2 포집비용을 Fig. 2와 3 에각각도시하였다. KIER 건식공정의 LCOE와 CO 2 포집비용은각각 32.46$/MWh와 28.15$/ 톤CO 2 로산정되었으며, 비교대상인 Table 6. Levelized cost of comparative process Process LCOE ($/MWh) CO 2 capture cost ($/tco 2 ) Capital Operation Total Capital Operation Total RTI (Dry carbonate) Wyodak Gillette (Dry activated carbon)

5 650 신병철 곽현 이광민 Table 7. Basic assumption for economic analysis Construction period 1 year Project period 20 year Ratio of owner s equity 20% Ratio of borrowed capital 80% Interest rate on loan 8% Depression period 10 year Salvage value 10% Coperation tax 30% Levelized capital charge factor 14% Fig. 2. Comparison of levelized cost of energy. Fig. 3. Comparison of CO 2 capture cost. RTI와 Wyodak 건식공정의 CO 2 포집비용과비교하였을때경제성이좋게분석되었다. Davison[11] 의발전소대상 CCS의경제성분석에따르면 CO 2 포집비용이 27~39$/ 톤CO 2 으로보고하고있으며, 본연구에서고려한세가지건식공정의 CO 2 포집비용이 28.15, 32.45, 37.05$/ 톤CO 2 으로계산되어참고문헌과유사하였다. 3. CO 2 건식공정의경제성분석 CO 2 회수및격리에대한경제성분석을위해초기투자비, 연간운전비및 CER 판매가격등을주요변수로하는경제성분석모델을수립하였으며, 순현재가치법 (NPV 법 ), 내부수익률법 (IRR 법 ), 원금회수기간 (Pay Back Period) 및민감도분석을수행하였다 [12]. 현재 CCS 기술은 CDM 및탄소배출권거래시스템에서인정되고있지않지만, 향후 CCS에의한 CO 2 저감량이정규배출권거래시장에서거래되어수익창출이가능하다고가정하였다. 따라서 CO 2 를포집하여압축, 수송, 저장을통한 CER 판매수익을매출액으로산정하였으며, 현재유럽의탄소배출권시장에서거래되는온실가스배출권의가격으로는 CO 2 회수공정의경제성이없기때문에향후에 CO 2 거래비용이상승한다고가정하였다 KIER 개발공정의경제성분석총사업비는자기자본 20%, 타인자본 80% 로구성하였다. 사업비의지불이자는총차입금의 8% 이며, 감가상각비는주요기자재비의 10년균등분할 ( 정액법 ) 을원칙으로하였으며감각상각잔존가치율은 10% 로하였다. 본사업의법인세는 30% 를적용하였으며플랜트의총운전기간은 20년이다. 현가할인율은타공정과비교하기위 하여 Radosz 등 [9] 이사용한현가할인율 14% 를적용하였다. 또한본연구에서는모든가격을인플레이션효과가제거된불변가격을사용하였다. Table 7에 KIER에서개발한 CO 2 회수공정에대한경제성분석을하기위하여가정된항목들을요약하였다. 이상의투자비및운전비는 CO 2 포집만을위한비용산정이며, CO 2 처리에따른판매수익을올리기위해서는최종적으로포집된 CO 2 의수송과저장비용이추가적으로포함되어야한다. 따라서본연구에서는포집된 CO 2 의수송과저장비용을 Mckinsey 보고서 [13] 에의하여각각 6.6$/ 톤CO 2, 13.2$/ 톤CO 2 를적용하였다. 경제성분석결과 CER 판매가격이 CO 2 톤당 49$ 인경우투자회수기간은약 6.73년으로나타났다. 그러나현금흐름에시간의개념을도입한순현재가치 (NPV) 는 "0" 이하이기때문에경제성측면에서는유효하지않은사업으로평가된다. 경제성프로그램분석결과 CER 판매가격이최소한 49.56$ 이상이되어야실제로경제성측면에서유효한사업이되는경계점이된다. 앞에서산출한 KIER의 CO 2 포집및압축비용인 28.15$/ 톤CO 2 와 Mckinsey 보고서에의한수송비 6.6$/ 톤CO 2, 저장비 13.2$/ 톤 CO 2 를모두합한총처리비용은 47.95$/ 톤CO 2 이다. 이를근거로하여 NPV가 "0" 이상이되는 CO 2 판매단가를가정하여기준으로정하였다. CER 판매단가를 50$ 로가정하여경제성분석프로그램을실행하였을때 IRR, NPV 및투자회수기간 (PBP) 을계산한결과각각 15%, 6,631,000$, 5.93년으로나타났으며, 경제성분석결과는 Fig. 4에나타내었다. 결론적으로현재의기술수준및비용에서 CCS 사업이경제적이익을실현하기위해서는적어도탄소배출권가격이 CO 2 상당량톤당 50$ 이상은되어야경제적타당성이있다고할수있다 민감도분석앞에서가정한기준금액에변동을주어민감도분석을시행하였다. 먼저경제성에큰영향을미칠수있는민감요인을선정하였다. 민감요인으로는투자비변동과운전비중전력비와흡수제가격, 그리고 CO 2 수송비와저장비등의변동에대한민감도를분석하였다. 이익으로는 CER 판매가격에변동을주어 IRR에미치는영향을살펴보았다.

6 건식 흡수제를 이용한 발전소배가스의 CO2 회수공정 경제성분석 651 Fig. 4. Economic analysis based on 50$/tonCO2 of CER selling price.

7 652 신병철 곽현 이광민 Fig. 6. Plant-scale CO 2 capture costs. Fig. 5. Sensitive analysis of CO 2 capture process by dry sorbent. 각각의민감요인에대하여현재가격에 ±20% 의변동비를적용하였으며, 경제성분석을위해앞에서가정한조건들을민감도분석에동일하게적용하여각각의 IRR, NPV 및투자회수기간을계산하였다. Fig. 5에각각의민감요인변동율에대한 IRR의변화를나타내었다. 민감도분석결과, 초기투자비는투자비용이상승할경우보다하락할경우의변동폭이크기때문에초기투자비용을줄임으로써수익성향상에대한기대치를높일수있다. 운전비중에는전력비변동이흡수제가격의변동에비해민감도가큰요인으로분석되었으며, CO 2 수송비보다저장비의민감도가상당히크기때문에향후 CO 2 저장에대한기술개발로인한저장비용의감소로 IRR의상승을기대할수있다. CO 2 판매가격의민감도분석결과는 +10% 변동한경우, 즉 CER 판매가격이 55$ 가되면 IRR, NPV 및 PBP가각각 25.5%, 82,491,000$, 3.78년으로나타났다. 반면에 CER 판매가격이 45$ 로 -10% 변동율을적용했을경우에는 IRR이 1.5%, NPV가 -69,229,000$, PBP가 17.41년으로계산되어경제성이없는것으로나타났다. 여러가지민감요인중 CO 2 판매가격의민감도가가장큰것으로분석되었으며, 본공정의경제성을확보하기위해서는 CER 판매가격의상승이필수적이라하겠다 발전소규모별 CO 2 포집비용분석 KIER에서개발한 500 MW 발전소의 CO 2 포집비용을기준으로하여, 200 MW와 100 MW 발전소에대한 CO 2 포집비용을계산하여비교하였다. 발전소규모에대한장치비는 six-tenths-factor rule[14] 인다음식을적용하여계산하였다. A장치가격 =B장치가격 A용량 (9) B용량 위의식을적용하여 200 MW와 100 MW 발전소대상의 CO 2 포집비용에대한투자비와운전비를계산한결과는 Fig. 6에나타내 었다. 그림에서와같이대상발전소의크기에따른 CO 2 포집비용을산정해본결과, 500 MW 발전소를기준으로한 28.15$/ 톤CO 2 로부터 200 MW와 100 MW는각각 32.66$/ 톤CO 2, 36.55$/ 톤CO 2 로산정되었다. 따라서 CO 2 회수설비는일반플랜트와유사하게적정설비이상으로크게하는것이경제성측면에서는유리할것으로사료된다. 200 MW와 500 MW 규모의화력발전소에대한 CO 2 포집비용을비교해보면설비규모가 2.5배증가함에따라 CO 2 회수설비의초기투자비용은 CO 2 톤당약 9% 정도줄어들지만운전비용은약 30% 정도로크게감소한다. 상대적으로운전비용이크게감소하는이유는인건비와같이고정적으로지출되는비용은 200 MW 및 500 MW 급발전소에서거의유사한수준이기때문에대형설비에서 CO 2 톤당운전비용이크게줄어들기때문이다. 4. 결론 KIER에서개발한건식 CO 2 흡수공정을 500 MW 석탄화력발전소에설치하는경우 LCOE와 CO 2 포집비용은각각 32.46$/MWh와 28.15$/ 톤CO 2 로추산되었다. 투자비와운전비를분리하여분석하면, KIER의건식흡수공정의경우투자비 LCOE는 6$/MWh이며, 운전비 LCOE는 26.46$/MWh 로 CO 2 포집비용을줄이기위해서는운전비를줄이는것이관건이라하겠다. 운전비를줄이기위한공정의개선점으로는열교환네트워킹에의한에너지소비량감소, 흡수제재생을위한스팀사용량을줄이고흡수제개발을통해흡수제단가를줄이는것이필요하다. 경제성분석을위한기본조건들을가정하여 CCS에의한배출권가격이 CO 2 톤당 50$ 로가정한경우 KIER에서개발한건식 CO 2 흡수공정기술의 IRR은 15%, NPV는 6,631,000$ 이었으며 PBP는 5.93년으로추산되어경제성측면에서유효하였다. 따라서, 경제성확보를위해서는배출권가격이 CO 2 톤당 50$ 이상되어야할것이다. 경제성에큰영향을미칠수있는민감요인을선정하여분석한결과, 초기투자비는투자비용이상승할경우보다하락할경우의변동폭이크기때문에초기투자비용을줄임으로써수익성향상에대한기대치를높일수있다. 운전비중에는전력비변동이흡수제가

8 건식흡수제를이용한발전소배가스의 CO 2 회수공정경제성분석 653 격의변동에비해민감도가큰것으로분석되었으며, CO 2 수송비보다저장비의민감도가상당히크기때문에향후 CO 2 저장에대한기술개발로인한저장비용의감소로 IRR의상승을기대할수있겠다. 이와같은분석결과를종합해보면경제성확보를위해서는 CER 판매가격의상승이필수적이며기술개발을통하여 CO 2 수송과저장에대한처리비용을저감할필요가있다. 대상발전소의규모에따른포집설비의 CO 2 포집비용을산정해본결과, 100 MW, 200 MW, 500 MW 발전소의규모에대하여 CO 2 포집비용이각각 36.55$/ 톤CO 2, 32.66$/ 톤CO 2, 28.15$/ 톤CO 2 로산정되었으며일반플랜트와유사하게적정설비이상으로크게하는것이경제성이좋을것으로사료된다. 감 이연구는교육과학기술부의 21세기프론티어연구개발사업인이산화탄소저감및처리기술개발사업단의연구비지원으로수행되었습니다. 이에감사드립니다. 사 참고문헌 1. Bartoo, R. K., Removing Acid Gas by the Benfield Process, Chem. Eng. Prog., 80(10), 35-39(1984). 2. Lee, S. C., Choi, B. Y., Ryu, C. K., Ahn, Y. S., Lee, T. J. and Kim, J. C., The Effect of Water on the Activation and the CO 2 Capture Capacities of Alkali Metal-Based Sorbents, Korean J. Chem. Eng., 23(3), (2006). 3. Metz, B., Davidson, O., de Coninck, H., Loos, M. and Meyer, L., IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage, Cambridge University Press, New York(2005). 4. Yi, C. K., Hong, S. W., Jo, S. H., Son, J. E. and Choi, J. H., Absorption and Regeneration Characteristics of a Sorbent for Fluidized-Bed CO 2 Removal Process, Korean Chem. Eng. Res. (HWAHAK KONGHAK), 43(2), (2005). 5. Nelson, T. O., Green, D. A., Box, P., Gupta, R. P., Henningsen, G. and Turk, B. S., Carbon Dioxide Capture from Flue Gas Using Dry Regenerable Sorbents - Final Report, RTI International, 69-94(2009). 6. Park, Y. C., Jo, S. H., Ryu, C. K. and Yi, C. K., Demonstration of Pilot Scale Carbon Dioxide Capture System Using Dry Regenerable Sorbents to the Real Coal-Fired Power Plant in Korea, Energy Procedia, 4, (2011). 7. Perry, R. H. and Chilton, C. H., Chemical Engineers' Handbook, 5th Ed., McGRAW-HILL LOGAKUSHA, LTD., Wong, S., CO 2 Compression and Transportation to Storage Reservoir, Module 4. Building Capacity for CO 2 Capture and Storage in the APEC Region: A Training Manual for Policy Makers and Practitioners, The Delphi Group: Ottawa, ON, Canada, (APEC Reference No. 205-RE-01.3(2005). 9. Radosz, M., Hu, X., Krutkramelis, K. and Shen, Y., Flue-Gas Carbon Capture on Carbonaceous Sorbents: Toward a Low-Cost Multifunctional Carbon Filter for Green Energy Producers, Ind. Eng. Chem. Res., 47(10), (2008) Davison, J., Performance and Costs of Power Plants with Capture and Storage of CO 2, Energy., 32, (2007). 12. Park, J. W., Bae, J. S., Kweon, Y. J., Kim, H. J., Jung, H. and Han, C., Economic Evaluations of DCL/ICL Processes, Korean Chem. Eng. Res. (HWAHAK KONGHAK), 47(6), (2009). 13. Naucler, T., Campbell, W. and Ruijs, J., Carbon Capture & Storage: Assessing the Economics, McKinsey & Company(2008). 14. Peters, M. S. and Timmerhaus, K. D., Plant Design and Economics for Chemical Engineers, McGraw-Hill, New York(1991).

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192 에너지경제연구 Korean Energy Economic Review Volume 11, Number 2, September 2012: pp. 191~219 원자력의경제성 : 쟁점검토와해결과제 * 191 192 193 194 [ 그림 1] 주요발전원별평준화발전원가비교 할인율 5% 의경우 할인율 10% 경우 195 196 197 198 199 200 < 표 2>