Special Issues ❷ 발전부문 온실가스 감축 로드맵 1 배경 올해 말 프랑스 파리에서 열릴 예정인 기후변화협약 당사국총회는 년 이 후의 전 지구적인 기후변화 대응체제를 만든다는 점에서 주목을 받을 것으로 예 상된다. 우리나라는 2009년 국가 온실가스 배출량을 년까지 온실가스 배출전망 오대균 에너지관리공단 기후대책실장 (BAU) 대비 30% 감축하는 국가 로드맵을 발표한 바 있고, 이를 이행하기 위해 올해부터 배출권거래제롤 도입함으로써 유럽 배출권시장에 이은 두 번째로 큰 규 모의 탄소시장을 출범시켰다. 국내 발전산업은 단일 업종으로는 가장 많은 양(전체 대비 40% 수준)의 온실가 스를 배출하고 있으며, 한전 및 5개 발전자회사의 경우 발전업종 온실가스 배출 의 85%를 차지하고 있어 이들의 온실가스 배출 감축은 국가 온실가스 배출량 관 리의 핵심 사안이라 할 것이다. 발전부문은 전력수요의 지속적인 증가로 인해 온 실가스 배출이 지속적으로 증가해 왔으며 앞으로도 증가세가 지속될 것으로 전망 된다. 국내 발전원별로는 석탄화력발전으로부터 배출하는 온실가스의 비중이 80% 22 Journal of the Electric World
+ 발전부문 온실가스 감축 로드맵 내외로 대부분을 차지하고 있으며, 그 다음으로 천연 2 감축 로드맵 수립 원칙 및 방법 가스와 중유 순으로 배출 비중이 높다. 따라서 석탄에 의한 온실가스 배출량을 줄이는 방안을 찾는 것이 발 감축 로드맵은 가장 현실적인 접근을 위해 제6차 전 전부문 온실가스 감축에 가장 큰 효과를 가져 오는 방 력수급기본계획에 명시된 전원구성 계획, 설비 도입계 법이라 할 것이다. 획 등을 반영해 전체적인 발전부문 운영계획에 일치되 업종 특성상 온실가스 감축 수단에 한계가 있음에도 도록 했으며, 감축 기술별 감축 효과와 경제성 등은 환 불구하고, 국가 온실가스 배출량과 직결된다는 관점에 경부에서 산정한 배출전망(BAU)의 수치를 활용해 분 서 발전부문의 감축 로드맵에 대한 검토가 필요하다. 석했다. 또한, 배출권거래제 도입으로 온실가스를 대량 배출하 감축 기술은 단기적으로는 기술이 상용화돼 적용이 는 발전부문, 특히 한전과 5개 발전사들은 감축 이행 가능한 기술을, 장기적으로는 국가계획 등을 고려한 여부에 따라 투자 또는 배출권 구입에 따른 비용발생 적용가능성을 고려해 기술도입 로드맵을 작성했다. 온 이 예상되며, 이에 따른 비용 효과적인 접근이 고려된 실가스 감축 효과는 산정이 가능한 기술로 선정해 문 감축 전략이 검토돼야 한다. 헌조사 및 발전사의 자료를 활용해 분석됐다. 로드맵 본고는 발전부문의 현실적인 감축 로드맵을 위해 지 분석기간은 감축 기술의 수명을 고려하여 2030 난해 수행한 한전 및 5개 발전사와의 공동작업 결과를 년으로 설정했으며, 감축 효과도 같은 기간에 대해 분 요약한 것이다. 로드맵은 온실가스 감축 수단이 제한 석했다(제6차 전력수급 기본계획 기간인 2027년 이후 적인 발전사들이 감축 기술 도입 여부에 대한 의사결 에는 수요패턴이나 적용 가능한 기술군이 유지된다고 정 시 한계감축비용 참고자료로 활용하고, 기술 도입 가정). 계획 수립 시 참고할 수 있도록 협업을 통해 수립한 것 이다. 감축 로드맵에서는 발전부문에서 적용 가능한 감축 기술 가운데 검토 가능한 8개 기술군을 선별해 대상으 표1 기술구분 8개 분석 대상 감축 기술 세부기술명 한계감축비용(원/톤) 석탄화력발전기술(USC) 약 8,000 ~ -9,000 가스복합화력발전기술 약 -2만 ~ -4만 석탄가스화복합발전기술(IGCC) 약 13만 탄소포집 및 저장기술(CCS) 약 3만 ~ 5만 약 12만 ~ 13만 바이오매스발전 약 1만(혼소), 약 1만(전소) 풍력발전 약 -3만 태양광발전 약 13만 ~ 19만 전통적 발전기술 친환경 발전기술 신재생 발전기술 February 23
Special Issues ❷ 로 선정했으며, 발전부문 온실가스 배출량 비중 및 자 의 전망을 참고해 작성한 시나리오다. 케이스 1에 따라 료수집의 한계 등을 감안해 5개 발전공기업의 활동으 감축 기술을 도입할 경우 발전부문 BAU대비 년 로 한정했다. 3.44%, 2030년 5.13%의 온실가스 감축이 기대되며, 기술별 도입 시기는 제도 환경적 제약요소를 감안 감축 기술 도입에 따른 온실가스 감축량 합계는 년 해 결정하고, 각 한계감축비용을 통해 감축비용을 검 814만tCO2, 2030년 1,366만tCO2로 예상된다. 토하고 온실가스 감축효과를 분석했다. 기술 도입계획 따라서 년에는 BAU 2억3,600만tCO2가 2억 은 3종의 시나리오로 나눠 보수적인 케이스 1, 낙관적 2,800만tCO2로 감소하고, 2030년에는 BAU 2억6,600만 인 케이스 2 및 적극적인 케이스 3으로 설정했으며, 전 tco2에서 2억5,300만tCO2로 배출량이 줄어들 것으로 력소비 부문의 수요저감을 통한 감축효과는 포함되지 추정됐다. 않았다. 2024년 사이에는 감축 기술 가운데 석탄화력 발전기술(초초임계압 보일러기술)의 대폭적인 적용 가 능성으로 인해 가장 많은 양의 온실가스 감축이 예상 2 시나리오별 감축 로드맵 분석 되며, CCS가 활성화될 것으로 가정한 2024년 이후는 가. 보수적 케이스 1 전체 감축량에 대한 CCS의 영향력이 상승하는 것으로 케이스 1의 시나리오는 제6차 전력수급기본계획 내 분석됐다. 기술명 석탄화력 가스복합화력 IGCC 바이오매스 풍력 태양광 2025 2030 2035 2040 USC 보일러 적용한 신규 석탄화력발전 5기(제6차 전력수급기본계획에 기반영) - 기술A-1(), 기술A-2(), 기술A-3(2017), 기술A-4(2017), 기술A-5(2022) H/J Class급 가스터빈 적용한 신규 가스복합화력발전 5기(제6차 전력수급기본계획에 기반영) - 기술B-1(), 기술B-2(), 기술B-3(), 기술B-4(), 기술B-5() 신규 IGCC 5기 도입(제6차 전력수급기본계획) - 기술C-1(), 기술C-2(2017), 기술C-3(2017), 기술C-4(2025), 기술C-5(2027) 기존석탄발전 100MW급 2기, 500MW급 2기에 CCS 적용 - 기술D-1(2017), 기술D-2(2018), 기술D-3(2025), 기술D-4(2028) CCS 10MW급 3기, 30MW급 2기 도입 - 기술E-1(), 기술E-2(2016), 기술E-3(2019), 기술E-4(2023), 기술E-5(2024) 바이오매스혼소(유기성고형연료, 바이오 SRF, 우드펠릿), 바이오매스 전소 도입 - 기술F-1(), 기술F-2(2016), 기술F-3(2017), 기술F-4(2017) 40MW급 4기, 100MW급 1기 풍력발전 - 기술G-1(), 기술G-2(2016), 기술G-3/G-4/ G-5(2017) 20MW급 태양광 4기 도입 - 기술H-1(), 기술H-2(2016), 기술H-3(2017), 기술 H-4(2022) 24 Journal of the Electric World 그림 1 케이스 1 시나리오의 감축기술 도입 로드맵 2045 2050
+ 발전부문 온실가스 감축 로드맵 기술명 석탄화력 가스복합화력 IGCC 바이오매스 풍력 태양광 2025 2030 2035 2040 2045 2050 케이스 1에 신규 석탄화력발전 2기 추가 도입 - 기술A-6(2022), 기술A-7(2023) 케이스 1에 1,000MW급 대용량 신규 가스복합화력발전 1기 추가 도입 - 기술B-6(2023) 케이스 1에 가동 중인 IGCC 중 2기에 CCS 적용 - 기술C-6(2025), 기술C-7(2028) 케이스 1에 기존석탄발전 500MW급 2기에 CCS 적용 추가 - 기술D-5(2025), 기술D-6(2028) CCS 케이스 1에 30MW급 2기 추가 도입 - 기술E-6(2025), 기술E-7(2026) 케이스 1에 바이오매스혼소(유기성고형연료, 바이오 SRF, 우드펠릿), 바이오매스 전소 추가 도입 - 기술F-5(2016), 기술F-6(2017), 기술F-7(2018), 기술F-8() 케이스 1에 100/200MW급 해상풍력 추가 도입 - 기술G-6(2019), 기술G-7() 케이스 1에 100MW급 대용량 태양광 2기 추가 도입 - 기술H-5(2023), 기술H-6(2024) 그림 2 케이스 2 시나리오의 감축기술 도입 로드맵 나. 낙관적 케이스 2 4.79%, 2030년 12.7%의 온실가스 감축 효과가 기대 케이스 2 시나리오는 케이스 1에 감축 기술을 추가해 되며, 감축 기술 도입에 따른 온실가스 감축량 합계는 낙관적으로 작성한 시나리오다. 케이스 2에 따라 감축 년 1,133만tCO2, 2030년 3,407만tCO2로 예상된 기술을 도입할 경우 발전부문 BAU대비 년 4.32%, 다. 따라서 년에는 BAU 2억3,600만tCO2가 2억 2030년 8.99%의 온실가스 감축 효과가 기대된다. 2,500만tCO2로, 2030년에는 BAU 2억6,600만tCO2가 감축 기술 도입에 따른 온실가스 감축량 합계는 2억3,200만tCO2로 감소할 것으로 추정됐다. 년 1,022만tCO2, 2030년 2,397만tCO2로 예상돼 년에는 BAU 2억3,600만tCO2가 2억2,600만tCO2 라. 온실가스 감축효과 및 경제성 검토 로, 2030년에는 BAU 2억6,600만tCO2가 2억4,300만 시나리오별 감축 효과와 비용을 검토해보면, 케이 tco2로 배출량이 감소할 것으로 추정됐다. 스 1의 경우 기술별 한계감축비용에 따라 감축 기술 도 입으로 발생하는 비용은 년 1,460억 원, 2030년 다. 적극적 케이스 3 5,249억 원이 발생할 것으로 예상된다. 년 감축량 케이스 3 시나리오는 케이스 2에 감축 기술을 더 추 814만tCO2를 배출권으로 구매한다면, 배출권 가격을 1 가해 적극적으로 작성한 시나리오다. 케이스 3에 따라 만 원/톤으로 가정했을 때 약 814억 원의 배출권 구매 감축 기술을 도입할 경우 발전부문 BAU대비 년 비용이 발생한다는 점에서 기술 도입비용이 높다고 볼 February 25
Special Issues ❷ 기술명 석탄화력 가스복합화력 IGCC 2025 2040 2045 케이스 2에 1,000MW급 대용량 신규 가스복합화력발전 1기 추가 도입 - 기술B-7(2025) 케이스 2에 가동 중인 IGCC 중 2기에 CCS 적용 - 기술C-8(2028), 기술C-9(2028) 케이스 2에 석탄발전 500MW급 2기, 가스발전 2기에 CCS 적용 추가 - 기술D-5(2025), 기술D-6(2028) 케이스 2에 30MW급 2기 추가 도입 - 기술E-8(2026), 기술E-9(2027) 바이오매스 케이스 2에 바이오매스 전소시설 2기 추가 도입 - 기술F-9(2018), 기술F-10(2019) 태양광 2035 케이스 2에 신규 석탄화력발전 2기 추가 도입 - 기술A-8(2024), 기술A-9(2024) CCS 풍력 2030 케이스 2에 200/300MW급 해상풍력 추가 도입 - 기술G-8(2021), 기술G-9(2022) 케이스 2에 150MW급 대용량 태양광 2기 추가 도입 - 기술H-7(2025), 기술H-8(2026) 그림 3 케이스 3 시나리오의 감축기술 도입 로드맵 수 있다. 적극적 시나리오인 케이스 3의 경우 발생하는 비용 케이스 2의 경우 발생하는 비용은 년 2,262 은 년 2,292억 원, 2030년 1조2,544억 원이 발생 억 원, 2030년 8,623억 원이 발생할 것으로 예상된 할 것으로 예상된다. 년 감축량 1,133만tCO2를 배 다. 년 감축량 1,022만tCO2를 배출권으로 구매한 출권으로 구매한다면, 배출권 가격이 1만 원/톤인 경 다면, 배출권 가격을 1만 원/톤으로 가정하였을 때 약 우 약 1,133억 원의 배출권 구매비용이 발생한다는 점 1,022억 원의 배출권 구매비용이 발생한다는 점에서 케 에서 케이스 3의 기술 도입비용도 지나치게 높다고 볼 이스 2의 기술 도입비용도 지나치게 높다고 볼 수 있다. 수 있다. (백만톤CO2) 260 발전5사 BAU 240 Case1 Case2 Case3 220 200 180 국가 온실가스 160 목표배출량 (전환부문) 140 2016 26 Journal of the Electric World 2017 2018 2019 그림 4 로드맵 시나리오별 감축량과 국가 감축 목표 비교
+ 발전부문 온실가스 감축 로드맵 4 감축 목표를 위한 제언 로 관리할 수 없다는 한계를 감안해 배출권거래제 적 용 방식을 검토하거나, 화석연료 사용량을 감소시키는 3가지 시나리오 케이스에 따라 기술도입을 통해 발 효과적인 수단인 신재생에너지에 대해 배출권거래제 전부문 감축을 이행하는 경우, 감축 효과는 년에 등의 정책에서 과감하게 인센티브를 부여하는 방안도 BAU 대비 각각 3.44%, 4.32%, 4.79%로 분석됐다. 가 고려될 수 있을 것이다. 장 적극적인(케이스 3) 기술적 감축만으로는 발전부문 한계감축비용을 반영하면 비용적인 측면에서 배출 의 감축 목표(년 BAU 대비 26.7%)를 달성하기 어 량 목표 달성을 위해 배출권을 구매하게 되고, 이는 발 려울 것으로 분석된 것이다. 전사의 재정 부담을 가중시키게 될 것이다. 안정적인 발전부문의 연도별 온실가스 감축 목표를 기술적 노 전력수급을 담보하기 위해 추가적으로 온실가스 감축 력만으로 달성하기에는 현실적인 한계가 있는 것으로 목표 달성 과정에서 발생할 수 있는 발전사의 재정 악 분석됐고, 또 단기간에 적용 가능한 기술들은 배출량 화를 방지하고 이를 보전할 수 있는 방안에 대한 논의 감축에 0.1% 미만의 효과를 가지는 기술들이며, 대규 가 필요한 이유다. 모 효과가 발생할 수 있는 탄소포집 및 저장기술 등은 국내 발전부문의 배출 비중을 고려할 때 발전공기업 실증 후 상용화되기까지 상당 기간이 소요될 것으로 의 선도적 역할이 필요하며, 이를 위해 다방면의 기술 예상된다. 검토와 연구개발 투자, 보유하고 있는 감축 기술과 노 이에 현재 시점에서 적용 가능할 것으로 예상되는 하우에 대한 민간발전사와의 교류 확대가 필요하다. 기술 외에 장기적 관점에서 추가적인 기술개발이 필수 아울러 노후설비 교체, 신재생에너지 비중 확대, 수요 적인 것으로 판단된다. 이러한 현실적 한계를 감안해 관리, 탄소포집 및 저장 등 실현가능한 대안을 지속적 발전부문의 감축목표 설정, 배출권거래제 운영 방식 으로 검토해야 하며, 무엇보다 이러한 노력은 감축목 등에서 제도적으로 유연성을 확보할 필요성도 있어 보 표 달성에 그치지 않고 발전산업의 경쟁력을 제고하는 인다. 또한, 다른 부문과 달리 전력생산량을 자체적으 효과도 기대할 수 있다. 참고문헌 국가 CCS 종합추진계획(안), 녹색위, 2010 신재생에너지백서, 에너지관리공단, 2012 그린에너지 전략로드맵, 산업통상자원부, 2010 신재생에너지 온실가스 감축기여도 평가 및 보급확산전략, 에너지경제연구원, 2012 제6차 전력수급기본계획, 산업통상자원부, 2013 Annual Energy outlook, IEA, 2013 제3차 신재생에너지 기본계획, 산업통상자원부, 2008 Technology Roadmap_CCS, IEA, 2013 2013 에너지기술 비전로드맵, 한국에너지기술평가원, 2013 Renewables 2013, Global Status Report, REN21, 2013 고효율 발전설비 분야의 비전과 전략, 산업연구원, 2007 Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, EIA, 2013 배출권거래제 도입에 따른 전력산업 선진화 방안, 산업연구원, 2009 Energy Technology Perspectives, IEA, 2012 신재생에너지 발전기술과 국가 온실가스 감축목표 평가, 교육과학기술부, 2011 Roadmap 2050_A practical guide to a prosperous low-carbon europe 초초임계압 화력발전소 개요, 전력연구원, 2013 Power Perspectives 2030_on the road to a decarbonized power sector 차세대 화력발전 상용화 기술 개발, 산업통상자원부, 2008 Technology Roadmap_High Efficiency Low Emissions Coal Fired Power 국내외 태양광발전 시장 전망, 하나금융경영연구소, 2010 Generation, IEA, 2012 February 27