탄소배출제약하의 최적전원구성에 관한 연구 : 원자력발전비중 차이와 석탄 IGCC 발전소 도입을 중점으로

Abstract

2013년에 새롭게 출범하는 교토후기 온실가스 감축체제에서 한국은 어떠한 형태이든 온실가스 감축 의무를 부여받을 것으로 전망되고 있으며, 정부에서도 이러한 의무적 감축에 대비하여 2020년까지 자발적으로 온실가스를 BAU 대비 30% 감축하기로 결정하였다. 한국의 온실가스 배출량 중에서 전환부문과 산업부문이 많은 양을 차지하고 있어 두 부문은 온실가스 감축에 따라 많은 영향을 받을 것으로 예상되고 있으며, 특히 전환부문은 국제적인 경쟁시장에의 노출이 거의 없기 때문에 온실가스 감축에 있어서 더 많은 요구를 받을 가능성이 높다. 현재 발전부문의 설비구성 특성상 온실가스 저 배출 발전설비의 확대가 필요한 상황이며, 특히 원자력발전소와 석탄IGCC발전소는 온실가스 감축에 있어 많은 기여를 할 것으로 기대되고 있다. 그러나 국내에서는 아직 탄소배출제약 하에서 원자력발전비중변화와 석탄IGCC 발전소 도입을 동시에 고려한 전력수급계획에 관한 연구는 부재한 상황이다. 이에 본 연구에서는 에너지시스템 분석모형인 MARKAL모형을 이용하여 탄소배출제약하의 원자력발전비중 변화와 석탄IGCC발전소 도입에 따른 발전부문의 중장기적인 변화를 시나리오 분석을 통해 분석하고, 이를 통하여 최적의 전원구성 방안을 모색하고자 하였다. 이를 위해 기존발전설비의 에너지원과 발전방식, 용량규모에 따라 기존 발전소를 17가지로 나누고, 제4차 전력수급기본계획을 바탕으로 건설 확정 발전소와 폐지발전소를 반영한 전원모형을 만들었으며, 현실성을 반영하기 위하여 발전소의 투자설비규모가 일정하도록 MARKAL모형의 혼합정수계획법을 이용하여 분석 시나리오별 최적화 결과를 도출하였고, 이를 통하여 발전설비, 신규발전소건설, 발전량의 연도별 변화와 시나리오별 탄소감축비용 등에 관한 결과를 도출하였다. 최적화 결과를 보면, 탄소배출제약 조건하에서의 국내발전부문은 원자력발전소와 LNG 복합화력발전소의 신규건설 및 발전량이 증가하였고, 반대로 유연탄화력발전소는 발전설비 및 발전량이 감소하는 결과가 도출되었다. 이는 탄소배출제약 하에서 유연탄발전소의 설비축소 및 원자력발전소와 LNG 복합화력발전소의 확대가 유리함을 나타낸다. 그리고 탄소배출제약 하에서 2033년까지의 국내발전부문 최적전원구성에 있어 석탄IGCC 발전소 도입보다는 원자력발전비중의 차이가 신규발전소 건설 및 발전원별 구성 비율에 영향을 더 많이 주는 것으로 나타났다. 원자력발전비중의 11% 증가는 신규발전소 건설에 있어서 LNG복합화력발전소 46~48%감소, 유연탄화력발전소 5~15%증가, 신재생발전설비 53%가 증가하는 것으로 나타났으며, 발전량 측면에서는 LNG복합화력발전소 50%감소, 유연탄화력발전소 231~233% 증가, 신재생발전설비 50~53% 증가하였다. 또한 탄소감축비용은 약 15(천원/CO2톤) 낮은 것으로 나타났다. 하지만 석탄 IGCC의 발전부문 도입은 신규발전소, 발전량, 탄소감축비용에서 큰 영향을 주지 못하는 것으로 나타났다. 이를 통해 향후 전력부문의 효과적인 탄소감축활동을 위해서는 원자력발전소의 확대구성이 요구되며, 원자력발전설비의 확대가 여의치 않는 경우 탄소감축을 위하여 LNG복합발전소나 신재생발전설비와 같은 저탄소형 발전설비와의 전략적인 전원구성이 필요하다는 시사점을 도출할 수 있었다. 향후 본 논문에서 고려하지 못한 발전기술이나, 오염물질의 제약 등을 추가적으로 적용한다면 발전부문이 나아가야 할 방향에 대해서 좀 더 다양하고 구체적인 시사점을 도출할 수 있을 것이다.