국내외 전환부문 온실가스 한계저감비용 사례 비교
국내외 전환부문 온실가스 한계저감비용 사례 비교
  • 김태형
  • 승인 2019.08.02
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김태형 한전 경영연구원 선임연구원

❶ 개념

가. 한계저감비용(MAC) 개념

한계저감비용(MAC, Marginal Abatement Cost)이란 온실가스 감축을 목적으로 시스템에 기술적 변화를 주거나 연료를 변경할 경우 온실가스 1톤을 감축하는데 발생하는 비용을 의미한다.
산식에서 알 수 있듯 전력 생산 시 온실가스를 배출하는 화석연료 발전원의 경우 기술적용 전 · 후의 배출량 감소와 비용을 산출할 수 있지만 원자력 · 신재생은 원칙적으로 온실가스를 배출하지 않아 직접 배출량 산정이 불가하다. 따라서 원자력과 신재생 전원이 대체한 전원믹스의 전력량에 배출계수를 곱해 감축량(회피 배출량)을 산출한다.

나. 한계저감비용곡선(MACC) 개념

한계저감비용곡선(MACC, Marginal Abatement Cost Curve)이란 감축목표 달성을 위해 온실가스를 경제적으로 줄일 수 있는 기술의 집합을 다양한 감축기술에 대한 투자 의사결정이 용이하도록 한계저감비용이 낮은 순으로 감축기술을 나열하여 시각화한 그래프다.

❷ 주요국 전환부문 한계저감비용 분석 사례

전환부문의 온실가스 감축방법은 수요관리, 에너지 효율 등 정책적 수단과 신재생 확대, 기존 화력발전 레트로핏, 탄소포집 및 저장기술(CCS, Carbon Capture Storage), 연료효율 개선, 연료전환 등 기술적 수단으로 분류한다. 이 글에서 전환부문이 적용 가능한 기술적 수단과 관련해 주요국(독일, 호주, 영국, 한국)의 한계저감비용 사례연구를 비교했다.

가. 독일

Mckinsey에서는 MACC 개념을 적용해 독일의 에너지, 산업, 건물, 수송 등 4개 부문에서 이용 가능한 300개 이상의 온실가스 저감기술 수단에 대해 감축잠재량을 산정했다. 특히 에너지믹스 전환부문은 원전의 단계적 퇴출, 신재생 증가, 바이오연료, 탄소포집 및 저장 시범사업 프로젝트등을 반영해 감축잠재량을 산정했다. MACC를 통해 전통 화력 발전시설의 효율향상 및 에너지믹스에 따른 연료전환, 신재생 발전부문별 감축옵션의 온실가스 감축잠재량 및 비용추정 분석을 수행한 결과 2030년 독일의 에너지 부문 한계저감비용곡선은 그림 2와 같다.

나. 호주

호주는 2030 목표이행을 위해 70여개의 온실가스 감축기술을 에너지 생산, 연료전환, 토지, 신재생, 폐기물 관리 등으로 분류해 정의했다. 호주는 2015년 UNFCCC COP 21에서 파리협약을 포함한 INDC(자발적 국가탄소감축량)을 공식화하였는데 이는 2005년 대비 2030년까지 자국배출량 26~28% 감축을 목표로 하고 있다. 온실가스 감축 목표를 달성하기 위해 전체 감축잠재량 962MtCO2e 중 약 44%를 차지하는 에너지 생산부문(건물 · 레트로핏 · 수송 · 에너지관리 등)을 강조하고 있다. 특히 에너지 생산의 전력부문 주요 감축수단은 주로 가정용 · 상업용 태양광 PV, 석탄 발전소 열효율 개선, 배터리 저장장치, 에너지관리시스템 등이 해당된다.

다. 영국

 

영국은 2030 목표이행을 위한 120개의 온실가스 감축기술을 발전, 산업, 수송, 건물, 임업, 농업, 폐기물 등의 부문으로 분류했다. 발전부문의 주요 감축기술 수단은 온실가스 감축잠재량 기준으로 원자력 부문이 가장 크고 석탄과 가스 발전소의 탄소포집 및 저장기술, 풍력발전 순이었다. 산업부문은 연료효율 및 바이오 연료, 플러그인 하이브리드, 건물부문은 구조개선과 조명 및 기기, 수송부문은 모터 및 연료전환이 주요 감축기술로 분석됐다. 2030년 온실가스 감축목표 이행을 위해 온실가스 총 230MtCO2e 저감이 가능하고 이 때 발생하는 비용은 연간 36억 유로(약 4조3,000억 원)로 분석됐다. 가구당 약 17만2,800원 수준이다.

라. 한국

한국은 2030년 전력전환분야 국가 INDC 목표달성을 위해 에너지기본계획을 기반으로 온실가스 감축목표 시나리오를 설정해 발전, 산업, 수송, 건물분야 등 각 기술별 온실가스 감축잠재량 및 한계저감비용 평가를 시행했다. 감축목표 시나리오는 표 2와 같다.

최종안 시나리오에서 국내 온실가스 배출부문을 기술별로 온실가스 한계저감비용을 산출해 발전원별 한계저감비용을 추정한 결과는 그림 5와 같다.

❸ 주요국 전환부문 한계저감비용 결과 비교

가. 독일

독일은 전환부문 감축목표 1만8,250만t(2030년 누적) 달성을 위해 기술별로 갈탄 30%, 무연탄 25%, 풍력 23%, 가스 11%, 태양광 2%로 화석연료가 약 66%, 신재생 약 34% 등은 각각 감축한다. 한계저감비용 측면에서 신재생 전원은 화석연료 기술 대비 경제적이며 전환부문의 기술 분야의 감축비용은 평균 5만 원/t으로 유럽 ETS 배출권 3만2,000원 대비 높은 수준이다. 즉 배출권 가격이 태양광을 제외하면 MAC보다 낮아 기업 입장에서는 감축기술 개발의 필요성을 못 느낀다. 독일의 2030년 전원별 한계저감비용곡선 및 전원믹스(설비용량 기준) 변화 전망은 그림 6과 같다.

나. 호주

호주의 전환부문 감축목표는 총 8,150만t(2030년 누적)으로 기술별 감축량 비중은 가스 43%, 풍력 15%, 석탄 14%, 태양광 13%, 바이오 11% 순으로 화석연료가 57%, 신재생이 43%를 각각 차지했다. 한게저감비용 측면에서 바이오, 가스, 풍력, 지열이 경제적이며 전환부문 평균 감축비용은 3만7,000원/t이었다. 앞서 살펴본 독일과 마찬가지로 호주 배출권 가격(2만1,000원)은 모든 전원별 MAC보다 낮아 에너지 기업에 감축기술 개발 유인을 제공하지 못하는 수준이다. 2030년 전원믹스 변화와 MAC을 비교하면 전원에 비해 비싼 태양광의 전원비중이 높아 온실가스 저감측면에서 비용 증가가 예상된다.

다. 영국

영국의 전환부문 감축목표는 총 7,690만톤(2030년 누적)으로 기술별 감축량 비중은 원자력 43%, 석탄 19%, 풍력 17%, 태양광 13%, 가스 7% 순이다. 저감비용 측면에서 원자력, 풍력, 태양광, 바이오 전원이 경제적이며 전환부문 기술 분야 평균 감축비용은 약 2만8,000원/t이다. 유럽 배출권 가격 3만2,000원 대비 원자력, 풍력, 태양광의 기술 도입이 유리하게 나타나 향후 신재생 위주의 영국의 전원믹스는 한계저감비용 측면에서 비용 효율성이 있을 것으로 예상된다.

라. 한국

 

한국의 전환부문 기술적 부문의 감축목표는 약 1,160만톤 감축수단 비중은 석탄 74%, 원자력 18%, 가스 5%, 태양광 2%, 바이오 1% 순으로 화석연료가 79%, 원자력이 18%, 신재생이 3%를 각각 차지했다. 한계저감비용은 원자력 2만8,000원/t에서 태양광 22만4,000원/t으로 약 10배 차이가 있고 원자력 및 화석연료 기술이 신재생 보다 경제적으로 나타났다.

지난 4월 기준 국내 배출권 가격(2만6,000원/t)과 비교 시 기술별 감축수단 MAC이 배출권 가격보다 높아 기업의 감축기술 개발 유인을 제공하기에는 부족하다. 또한 2030년 한계저감비용이 낮은 원자력 및 화석연료 전원의 비중은 감소하고 비용이 높은 신재생 비중이 증가해 온실가스 저감비용 부담이 늘어날 것으로 예상된다.

국내 분석사례에서 활용한 2013년 IEA의 태양광 투자비는 최근 국내 태양광 투자비 대비 많이 하락해 현 시점에서 비교하기 위해서는 건설비 등 조정이 필요하다. 태양광 투자비 하락비율과 한계저감비용 하락율이 동일하다고 가정한 경우 태양광의 한계저감비용은 약 22만4,000원/t에서 6만 원/t까지 하락했다.

또한 국내 분석사례 글로벌기후모형(GCAM)은 원전 투자비를 국제 데이터를 인용해 산정했는데 투자비가 실 데이터 대비 약 3.5배 비싸게 평가되어 이를 적용할 경우 원자력 한계저감비용은 약 2만8,000원/t에서 8,000원/t까지 하락했다. 이를 종합하였을 경우 한국의 전원별 한계저감비용곡선 및 전원믹스(설비용량 기준) 변화 전망은 그림 9와 같다.

❹ 결론

2030년 전환부문 감축목표 이행을 위한 MAC 사례 비교결과 영국은 원자력과 신재생이 경제적으로 우수하고 한국과 호주는 기존 전원 개선이 유리했다.
국가별 기술적 수단의 평균 한계감축비용은 영국, 호주,한국, 독일 순으로 저렴했다. 독일의 MAC이 비싼 이유는 화석연료의 잠재량이 많이 총 감축비용이 높기 때문인것으로 보여진다.

한국은 신재생 전원의 감축비용이 높아 화석연료 감축기술 개발이 상대적으로 유리해 신재생 비중을 확대하는 방식으로 온실가스 감축을 이행하는 경우 비용 부담은 상대적으로 클 것으로 보인다.

도입 초기인 국내 ETS 시장은 향후 국제 ETS 시장과의 연계 등 가격 상승요인이 있어 향후에도 배출권 가격 상승이 전망된다 이에 ETS 시장과 감축기술을 지속적으로 모니터링을 실시해 기술적 온실가스 감축 비용과 배출권 구입의 경제성을 비교, 비용 효율적인 저감전략을 수립할 필요가 있다.

 


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