CCS (Carbon Capture & Sequestration) 기술ㆍ경제성 평가 분석

2.1 국내외 현황

서론에서 제시된 바와 같이, 국내 온실가스 저감 기술개발이 현재 상용화 직전단계까지 규모가 격상되어 진행됨에 따라 CO₂ 포집을 위한 요소기술(CO₂ 흡수제, 포집공정 및 격상 설계 등) 개발과 함께 CCS 기술 도입시 전원 정책 반영을 위한 법적ㆍ제도적 검토도 동시에 진행 중에 있다. 그리고 이러한 움직임에 따라 국내에서도 CCS 기술이 실제 화력발전소에 적용 시 예상되는 발전단가 상승, CO₂ 저감량 및 저감비용 등에 대한 자료의 요구가 증대되고 있다.

그러나 현재 국내 CCS 기술의 사업화 및 정책수립을 위한 주요 분석 자료는 국내 전원정책에 미치는 파급성 및 중요성에도 불구하고, 대부분 외국에서 제시된 자료를 바탕으로 핵심 자료를 추정하고 예측하고 있는 상황이다. 그 대표적인 내용으로 CCS 기술 도입시 비용 산정 및 발전단가에 미치는 영향을 분석하기 위해 가장 효과적인 수치인 CO₂ 저감비용(Cost of CO₂ avoided)을 들 수 있다. CO₂ 저감비용은 CCS 비용분석에 있어서 가장 많이 활용되는 수치로 CCS 플랜트가 설치되어 있지 않은 기존 발전소와 CCS 플랜트가 설치된 발전소의 단위 톤당 CO₂ 저감비용을 정량적으로 분석하는 데에 유용하게 활용된다(IEA-GHG, 2013).

이와 관련하여 현재 국내 주요 연구기관에서 제시하는 국내 CCS 플랜트 기술 적용을 위한 CO₂ 저감비용 자료는 대부분 국제에너지기구(International Energy Agency, IEA) 등에서 제시하는 분석 자료를 참조하여 제시되고 있는데, 적게는 42 USD/tCO₂에서 많게는 74 USD/tCO₂까지 제시되고 있다(IEA, 2011).

제시된 바와 같이 CCS 기술의 비용에 대한 결과의 편차가 크기 때문에 CCS 관련 정책입안자 입장에서도 CCS 기술개발에 대한 목표 설정 및 실증을 위한 정책마련에 많은 어려움이 있을 것으로 예상된다.

CO₂ 저감 비용에 대해 다양한 결과가 제시되는 이유는 대상 국가별, 연구기관별 기술개발 수준 및 전력시장 상황이 상이하기 때문이다. 실제로 CO₂ 저감비용의 산출을 위해서는 CO₂ 포집기술에 대한 내용뿐만 아니라, 기준이 되는 해당국가의 주요 전력시장 데이터를 기반으로 한 통합적인 분석이 필요하다. 따라서 현재와 같이 외국의 분석 데이터를 바탕으로 국내 CCS 기술 도입시 전력시장에 미치는 영향을 분석할 경우, 우리나라 전력시장 상황이 반영되어 있지 않으므로 데이터의 신뢰도가 떨어질 수밖에 없다. 실제로 IEA 보고서에서 제시된 국가별/연도별 CO₂ 저감비용 결과를 분석하면 수행기관, 기준년도 및 대상 국가별로 CO₂ 저감비용 결과가 크게 차이가 나는 것을 확인할 수 있다(Table 1).

Table 1

Cost of CO2 avoided (IEA, 2010)

관련하여 특히 주목할 만한 자료는 중국에서 진행된 CCS 기술에 대한 비용분석 자료이다. 2011년 중국 Huaneng 그룹은 연간 120,000톤 CO₂ 처리규모의 CO₂ 포집플랜트(Shidongkou No. 2 Power plant, Shanghai) 운영결과를 바탕으로 CO₂ 저감비용을 약 30∼35 USD/tCO₂으로 제시하였는데, 이 수치는 당시 미국 및 유럽의 주요 연구기관에서 제시한 CO₂ 저감비용의 약 1/2에 해당되고, 2011년 유럽에서 실제 거래된 배출권 가격에도 근접하는 매우 낮은 수치이다. 이러한 결과에 대하여 미국의 주요 전문가 집단을 중심으로 많은 논의가 되었으나 결론적으로는 주요 선진국과 비교하여 중국의 낮은 건설단가 및 노동비용에 의하여 이러한 결과가 도출된 것으로 평가되었다(Jeff, 2011).

이러한 중국의 사례는 우리나라에서 개발 중인 CCS 기술의 비용 분석에 있어서도 많은 시사점을 제시한다. 우리나라 전력산업의 경우, 화력발전소의 순공사비(overnight cost)는 OECD 국가 평균과 비교하여 낮은 수준이다. 이는 한국형 표준석탄화력을 독자적으로 개발하여 투자비를 낮춘 것에 기인한 바가 큰데, 2010년 국제에너지기구에서 제시된 자료에 따르면 일본이나 미국에 비해 우리나라 석탄화력발전소의 건설비는 매우 낮음을 알 수 있다(미분탄 화력발전소 순공사비: 한국 (895 USD/kWe), 일본 (2,719 USD/kWe), 미국 2,108 (USD/kWe), IEA, 2010). 이에 비해 연료비의 경우, 대부분의 발전용 석탄을 외국에서 수입하므로 발전 비용에서 연료비의 비중은 타 국가 대비 상대적으로 높다. 제시된 바와 같이, 우리나라 전력산업은 화력발전소 투자비 및 연료비 비중이 다른 OECD 국가와 비교하여 상황이 많이 다르므로 향후 CCS 플랜트 적용 시 비용예측에 있어서도 외국에서 제시된 데이터를 그대로 인용시 국내 전력시장 상황이 반영되지 못해, 데이터의 신뢰성이 떨어질 가능성이 높다.

2.2 CCS 기술ㆍ경제성 평가의 중요성

앞서 제시된 바와 같이, CCS 기술의 비용분석 부분은 CCS 요소기술 개발과 함께 기술의 대규모 실증을 위한 법적ㆍ제도적 인프라 구축에 있어서 선행되어야 하는 핵심적인 내용이다. CCS 기술의 비용평가는 다음과 같은 이해 관계자별로 다양한 중요성을 갖는다(Table 2).

Table 2

Audiences for CCS cost estimates (IEA GHG, 2013)

Table 2에서 제시된 바와 같이, 정부 측 주요 이해 관계자로는 정책입안자, 정책 및 규제관련 전문가, R&D 전담기관 등을 들 수 있다. 이중 정책입안자는 CCS 기술에 대한 비용분석 결과를 바탕으로 신규 발전소 증설, 온실가스 저감 로드맵 설정, 전력시장 비용 산출 등에 활용이 가능하다. 그리고 CCS 전담기관 측면에서는 온실가스 저감을 위한 다양한 기술 옵션에 대한 정량적 성능 비교, 중장기 기술개발 로드맵 개발, 온실가스 배출량 관리를 포함하는 에너지믹스 정책 수립에 활용이 가능할 것으로 판단된다. 그리고 산업계 및 NGO 들도 다양한 이해 관계자들이 다수의 목적으로 활용이 가능하다.

제시된 바와 같이, CCS 기술비용 평가 연구는 기술사업화 지원 및 온실 가스 감축 목표 설정을 위한 정책적 니즈 측면뿐만 아니라, 비용효과적인 온실가스 감축 기술개발 측면에서 매우 중요한 부분이므로, CCS 실증을 위한 요소기술 개발과 병행하여 진행이 되어야 할 것으로 사료된다. 그러나 국내의 경우, CCS 기술의 비용 분석과 관련하여 소수 연구진을 제외하고는 연구가 거의 진행이 되고 있지 않는 상태이다. 해외의 경우에도 CCS 기술 비용 분석과 관련하여 신뢰성 있는 데이터를 제시하고 있는 곳으로 평가되고 있는 곳은 NETL(미국), MIT(미국), GCCSI(호주), IEA-GHG R&D Programme(영국) 등 일부 제한된 연구기관에만 해당된다.

CCS 비용 분석과 관련된 연구가 그 중요성에도 불구하고, 국제적으로 소수의 연구기관에서만 진행되는 이유로 비용분석을 위한 신뢰성 있는 데이터(화력발전소의 투자비 및 운영비 등) 확보의 어려움, CCS 플랜트 설치 시 발전소 출력 및 CO₂ 배출량 변화를 예측하기 위한 화력발전소ㆍCCS 플랜트 통합 공정 모델링 기술 개발의 어려움, 그리고 공정모델링 분석결과를 바탕으로 주요 비용분석 결과치(균등화된 발전단가(Levelized Cost of Electricity, LCOE) 및 CO₂ 저감비용 등)의 산출을 위한 표준화된 가이드라인의 부재 등을 주요 원인으로 들 수 있다.

2.3 CCS Cost Analysis Task Force

앞서 Table 1에서 제시된 바와 같이, CCS 기술의 비용 분석 결과는 연구기관 및 분석 시점에 따라 서로 편차가 있으며, 비용 분석을 위한 방법론에서도 서로 차이가 있다. 이에 2013년 상기 제시된 연구기관의 주요 연구진들이 모여서 태스크 포스팀을 구성하고, 국제적으로 CCS 비용 산정과 관련된 통일된 방법론 및 가이드라인을 포함하는 백서를 발간하였다(IEA GHG, 2013). 상기 백서의 주요 내용은 다음과 같다.

ㆍCCS 프로젝트의 범위, Battery limit 선정
ㆍ표준화된 명명을 기본으로 비용분석의 범위 및 요소 명확화
ㆍ각각의 비용 정량화를 위한 절차 혹은 방법 수립, 비용구조 및 경제성 평가를 위한 주요 가정 정의
ㆍCCS 비용분석 관련 보고서, 논문 및 발표를 위한 가이드라인 제시

제시된 바와 같이, CCS Cost 네트워크에서 제안된 내용은 다양한 CCS 기술 비용분석에 대한 가이드라인과 방법론을 공유하고, 전 세계 연구기관이 동일한 방법론을 활용하여 CCS 기술의 비용을 평가하도록 하는 것을 목표로 하고 있다.

3.1 분석 개요

본 장에서는 상기 CCS Cost 네트워크에서 제시된 방법론을 기반으로 개발된 CCS 비용분석 모델에 대하여 소개하고자 한다. 또한 본 모델을 이용하여 국내 전력현황 주요 자료(발전소 투자비, 운영비 및 유가 등)를 바탕으로 분석된 CCS 실증을 위한 예상 비용에 대하여 제시하고자 한다.

3.2 CCS 공정개요

CCS 비용분석 모델에 대한 설명에 앞서 CCS 기술의 개요에 대하여 먼저 설명을 하고자 한다. 화력발전소에서 배출되는 다량의 CO₂ 포집을 위한 CCS 플랜트 공정개요는 다음의 Fig. 1과 같다. 주지하는 바와 같이, 화력발전소에서는 석탄 등 화석연료의 연소를 통해 발생된 증기로 스팀터빈을 가동하여 전력을 생산한다. 이때 발생된 배가스에는 화석연료 연소로 생성된 다량의 CO₂가 존재하는데, 통상 석탄화력발전소의 경우, 배가스 중 CO₂ 농도는 약 14∼15% 수준이며, 500 MW급 표준 석탄화력발전소 기준 하루 약 8,000톤 규모(연간 약 3백만 톤 규모)의 CO₂가 대기 중으로 배출된다. 화석연료 연소에 의해 발생된 배가스 중의 CO₂를 포집하기 위한 공정(이하 CO₂ 포집공정)은 가스 중의 주요 불순물이 대부분 제거된 탈황공정 이후에 위치한다. CO₂ 포집공정을 통해 CO₂가 제거된 가스는 연돌을 통해 대기 중으로 배출되고, 공정에서 포집된 고농도의 CO₂는 이후 압축 공정을 거쳐 대규모 저장소로 이송된 후 저장된다.

Fig. 1.

General scheme of CCS.

상기 공정 중 CO₂ 포집공정에 대해 보충 설명하면 Fig. 2에 제시된 바와 같이, 공정은 크게 CO₂ 흡수탑과 재생탑으로 구성된다. Fig. 1에 표시된 배가스는 CO₂ 흡수탑 하단으로 투입되고, 흡수탑 상단에서 주입되는 CO₂ 흡수제와 반응하여 가스 중의 CO₂는 흡수제와 화학결합을 한 후 재생탑으로 이송된다. 재생탑에서는 하부에서 투입되는 고온의 열에 의해 흡수제와 CO₂의 화학결합이 끊어지면서 재생된다. 재생된 CO₂ 흡수제는 다시 흡수탑으로 이송되고, 재생탑에서 분리된 고순도 CO₂는 이후 압축공정을 거쳐 저장된다.

Fig. 2.

CO2 capture process and 10 MW wet scrubbing CO2 capture plant (KOMIPO).

이때 CO₂ 포집공정 운전을 위한 전력사용(펌프 및 송풍기 가동, 압축공정 운영 등) 및 흡수제 재생에 많은 에너지가 필요한데, 이는 대부분 보일러에서 발생되는 에너지에서 추출해야 하므로 결국 전체 발전소의 발전효율이 저하되게 된다. 그리고 CCS 플랜트 설치 전 대비 발전소 출력이 낮아짐에 따라, 이의 보상을 위해 더 많은 연료의 투입이 필요한데, 기존 발전소의 출력량을 보상하기 위한 추가의 연료사용량 산출을 위해서는 CCS 설비 운용에 따라 주 터빈부에서 CCS 플랜트로 투입되는 에너지 사용량을 바탕으로 발전소 출력변화 분석이 필요하다.

상기 계산을 위해서는 기준이 되는 석탄화력발전소와 CCS 공정이 결합된 통합 시스템 공정분석을 통해 열 및 물질 수지를 산출하고, 이를 바탕으로 발전효율 및 출력량을 계산하는 방법이 고려될 수 있다. 그러나 이러한 통합 모델링 기술은 모델의 구성 및 검증에 많은 시간이 필요하므로 본 논문에서 소개하는 CCS 비용 분석 모델에서는 Bolland 등이 제안한 power factor를 활용하여 계산하는 방법을 도입하였다(Bolland, 2003). 이 방법은 열역학적 계산을 통해 산출된 power factor를 활용하여 CCS 플랜트의 운영을 위해 터빈부에서 인출되는 에너지(스팀)의 양을 전력손실로 환산하는 방안으로, 종래 동일 목적을 위해 터빈부ㆍCCS 플랜트의 통합 모델링을 간략화 할 수 있는 장점이 있다(Lee et al., 2012).

상기 방법을 통해 CCS 플랜트 설치에 대한 성능분석이 진행되면 이후 CCS가 설치되어 있지 않은 기준 발전소 및 CCS가 추가된 발전소를 대상으로 발전사 등을 통해 확보된 플랜트 투자비 및 운영비 자료를 이용하여 현금흐름 분석을 수행하고, 이를 바탕으로 균등화된 발전단가(LCOE) 및 CO₂ 발생량을 산출한 후 최종 CO₂ 저감비용을 산출한다. 관련하여 상세 내용은 다음 장에서 다시 설명한다.

3.3 CCS 기술ㆍ경제성 평가모델

CCS 비용분석을 위한 전체 Framework은 Fig. 3과 같다(IEA GHG, 2013).

Fig. 3.

CCS cost analysis framework.

제시된 바와 같이 CCS 비용분석을 위해서는 CCS 플랜트 설치 전/후의 발전소 출력변화 및 CO₂ 배출량을 예측할 수 있는 플랜트 성능 분석모델과 이를 바탕으로 플랜트의 비용(전력 생산량, 발전 단가 등)을 산출할 수 있는 플랜트 비용분석 모델의 개발이 필요하며, 두 모델 간 긴밀한 연동을 통해서 최종 얻고자 하는 CCS 기술 도입에 따른 CO₂ 저감량, 전력단가 상승 및 CO₂ 저감비용 등이 산출된다. 상기 제시된 framework을 바탕으로 본 논문에서 개발된 CCS 비용 분석 모델의 전체 알고리즘은 Fig. 4와 같다.

Fig. 4.

Algorithm for Techno-economic analysis of CCS.

상기 알고리즘에 대한 단계별 상세내용은 다음과 같다.

3.3.4 발전비용 계산(기준 화력발전소)

상기 제시된 주요 자료를 바탕으로 CCS 플랜트가 설치되지 않은 기준 석탄화력발전소에 대하여 발전 수명기간(40년) 동안 현금흐름을 분석한다. 현금흐름 분석에는 투입되는 연료(석탄) 중 탄소함량 및 발열량을 바탕으로 발전소 정격출력에 필요한 석탄 투입량 및 이의 연소로 인해 발생되는 CO₂ 배출량[(tCO₂/MWh)ref]이 계산된다. 그리고 Table 3에 제시된 바와 같은 현금흐름 분석을 통해 균등화된 발전단가(LCOEref)가 계산되며, 산출식은 다음의 식 (1)과 같다.

Table 3

Cash flow analysis for reference case

$\[ LCOE=\sum _t\frac{{\left(Capital \mathrm{e}\mathrm{x}\mathrm{p}enditure\right)}_t+{\left(Operating \mathrm{e}\mathrm{x}\mathrm{p}enditure\right)}_t+{Fuel}_t}{{\left(1+r\right)}^t}/\sum _t\frac{{\left(Electricity sold\right)}_t}{{\left(1+r\right)}^t} \]$

(1)

r: 할인율, t: 년도