Pre-Economic Analysis of Seokmo Island Power Generation with Geothermal Electricity Technology Evaluation Model (GETEM)

(1)

GETEM 모델을 이용한 석모도 지역 지열발전의 경제적 가능성 평가

정지복¹⁾· 이태종²⁾· 송윤호²⁾· 안은영³⁾*

Pre-Economic Analysis of Seokmo Island Power Generation with Geothermal Electricity Technology Evaluation Model (GETEM)

Jibok Chung, Tae Jong Lee, Yoonho Song and Eun-Young Ahn

*

Abstract : In this paper, we analyzed the economic feasibility of geothermal power generation in Seokmo Island, where low-temperature hydrothermal potential is relatively high in Korea. By utilizing the economic analysis tool specialized for geothermal power generation, we performed economic analyses including sensitivity analyses for several scenarios on the temperature of geothermal water and types of underground utilizations. Consequently, LCOE (Levelized Cost of Electricity) for the power generation can be as low as 13.28 cent/kWh at the most prosperous scenario when geothermal water of 130℃, 40 kg/s is developed from the depth of 3 km. And the payback period would be 10 years if FIT (feed-in tariff) is supported with the similar level to EU, which shows geothermal power generation can have economic feasibility.

Key words : Low-temperature geothermal power generation, Seokmo Island, Levelized cost of electricity, Economic analysis

요 약 : 이 연구에서는 국내에서 지열발전을 위한 지열수자원 확보 가능성이 높다고 알려진 석모도 지역에서의 저온 지열발전에 대한 경제성 예비분석을 실시하였다. 석모도의 지열환경에 맞춰 확보할 수 있는 지열수의 온도 및 지열수 순환 형태에 따라 몇 가지 시나리오를 구성하고 지열발전의 경제성 분석도구인 GETEM으로 모델링하 여 각각의 시나리오에 대한 경제성 및 민감도 분석을 실시하였다. 분석결과 설정된 시나리오 중 가장 희망적인 경우에 해당되는 석모도 3 km 심도에서 온도 130℃, 유량 40 kg/s의 지열수가 확보될 경우, 연간 균등화 발전원 가가 13.28 cent/kWh 수준까지 가능할 것이며 EU 국가 수준의 발전차액 보조금이 지원될 경우 초기투자 비용을 10년 만에 회수할 수 있을 것으로 분석되어 국내 저온 지열발전의 경제적 타당성을 살펴 보았다.

주요어 : 저온 지열발전, 석모도, 균등화 발전원가, 경제성 분석

2010년 2월 16일 접수, 2010년 5월 24일 채택 1) 대전대학교 경영학과

2) 한국지질자원연구원 지열연구실 3) 한국지질자원연구원 정책연구실

*Corresponding Author(안은영) E-mail; [email protected]

Address; Korea Institute of Geoscience and Mineral Resources (KIGAM), 30 Gajeong-dong, Youseong-ku, Daejeon 305-350, Korea

서 론

화석연료의 고갈과 최근 몇 년간 지속된 고유가, 기후 변화 대응, 정부의 녹색성장 추진 등의 정책방향에 맞추 어 신재생에너지에 대한 관심이 급격히 늘어가고 있다.

또한 정부의 저탄소 녹색성장 구현 정책 추진으로 신재생 에너지 기술개발에 대한 투자가 확대되고 있으나 주로 태

양광, 풍력, 수소연료전지, 석탄 IGCC의 4대 핵심분야를 중심으로 연구개발 투자 확대가 추진될 것으로 보인다.

한편, 지열은 기후나 외부환경에 영향 받지 않고 연중 활용할 수 있어 신재생에너지원 중 유일하게 기저부하를 담당할 수 있다는 장점과 함께 이산화탄소 등 유해한 환 경물질의 배출이 적고, 최근 인공 지열 저류층 생성 기술 (Enhanced Geothermal System; EGS)의 개발로 언제 어디 서든 개발 및 활용이 가능한 유비쿼터스 자원으로서 그 가 능성이 매우 크다 할 수 있다(송윤호, 2008). Schlumberger (2009)의 연구에 의하면 소수력, 풍력, 태양광/태양열은 날씨의 영향에 따라 공급이 불안정하고 댐 건설과정과 대규모 시설구축과정에 환경적 문제가 발생할 수 있다 (Table 1). 반면에 지열에너지는 날씨 또는 시간대별 차 이가 발생하지 않은 공급의 안전성이 뛰어나며 CO2를 비롯한 유해가스 발생이 거의 없는 친환경적 에너지라고 기술보고

(2)

Table 1. Comparing renewable energy sources (Schlumberger, 2009)

Renewable Energy Reliability of Supply Environmental Impact Main Applications Geothermal Continuous and reliable Minimal land usage Electricity generation

Biomass Reliable Minimal (non combustible

material handling) Transportation, heating Hydro

Intermittent dependent on the weather

Impact due to dam construction Electricity generation

Wind Unsightly for large scale

construction Electricity generation (limited) Solar

볼 수 있다.

미국을 비롯한 지열에너지 분야의 선도국가는 지열에 너지가 가지고 있는 이러한 공급의 안정성, 친환경성, 그 리고 경제성 등의 장점을 인식하고 지열에너지의 개발 및 활용을 위한 투자를 활발히 늘려가고 있는 추세이다.

반면, 국내의 경우 지하 200 m 이내에서 천부의 일정 한 온도를 냉난방에 활용하는 지열 냉난방 시스템의 보 급은 매우 빠르게 성장하고 있으나 심부의 고온 지열수 를 이용하여 전기를 생산하는 지열발전을 포함한 심부 지열에너지의 개발 및 활용 기술에는 아직까지 본격적인 연구개발 및 투자가 이루어지지 않고 있다. 이는 심부 지 열에너지의 개발에 드는 막대한 초기 비용에 대한 부담 과 이러한 초기비용의 투자에 의해 유발되는 경제적 파 급효과에 대한 정량적인 평가와 분석을 통한 홍보 혹은 인식의 부족에서 초래된 것으로 볼 수 있다. 따라서 이 연구에서는 국내에서 지금까지 조사된 자료를 기초로 볼 때 지열발전을 위한 지열수 자원 확보 가능성이 가장 높 다고 평가되는 석모도 지역을 대상으로 지열수의 온도 및 수량에 따라 몇 가지 시나리오를 설정하고 이를 이용 한 지열발전 비용을 산출하여 지열발전 사업의 경제성을 정량적으로 제시하고자 한다.

지열발전 개요와 방식

지열발전의 경제적 관점을 논하기 전에 우선 지열발전 의 방식에는 어떠한 것들이 있는지를 간략히 살펴볼 필 요가 있다.

우선, 지열시스템은 지하 하부의 지열 저류층(geothermal reservoir), 지열 저류층으로부터 지열수(지열유체; geothermal fluid)를 생산하는 생산정(production well), 생산한 지열 수를 지열발전, 지역난방 등에 활용하는 지상 활용시스 템(surface utilities), 활용하고 난 지열수를 지열저류층 에 다시 주입하는 주입정(injection well)으로 구성된다.

지열발전 시스템은 생산정을 통해 개발되는 지열유체의

온도 및 상태에 따라 건조증기(dry steam), 플래시증기 (flash steam), 그리고 바이너리(binary) 발전 방식으로 나눌 수 있으며 후자로 갈수록 저류층과 지열유체의 온 도는 낮다. 즉, 건조증기와 플래시증기 발전은 전통적인 형태의 지열발전이며 주로 지열수의 온도가 180℃ 이상 인 화산지대에서 적용된다.

개발된 지열수의 온도가 150℃ 이하일 경우나 지열수 에 화학적 불순물이 너무 많이 함유된 경우에는 바이너리 발전 방식을 이용하는데, 바이너리발전 방식은 지열수의 온도가 상대적으로 낮아 발전기 터빈을 돌리기에 충분한 증기압을 얻기 어려운 경우 열 교환을 통하여 비등점이 낮은 이소부탄(isobutane) 또는 이소팬탄(isopentane) 계 열의 탄화수소나 CFC등의 불화탄화수소 등의 2차유체 (작동유체)를 기화시켜 전기를 생산하는 방식이다. 바이 너리발전 방식은 플래시증기 발전에 비해 전환효율은 떨 어지나 저온의 열원으로도 전기를 생산하여 원거리에서 도 활용할 수 있는 장점이 있다. 또한 지하 심부에서 올 라온 지열수는 열 교환을 통해 2차유체에 열을 전달하고 바로 지열 저류층으로 재 주입되기 때문에 환경에 유해 한 성분을 대기로 방출하지 않으며 배관 내의 부식문제 도 상당 부분 피할 수 있다.

한편, 최근에 관심을 받기 시작한 EGS는 인공 지열 저 류층 생성 기술로도 불리는데, 지열에너지 사용을 극적 으로 확대할 가능성이 있다. 통상의 지열발전은 지하 하 부에 열수를 저장할 수 있는 지열 저류층이 자연적으로 생성되어 있어 지열 저류층으로부터 열수를 생산해서 발 전에 활용하므로 열수시스템(hydrothermal system)으로 불린다. 반면, EGS는 열수시스템과는 달리 자연적인 지 열 저류층이 없거나 투수율이 부족한 곳에서 주입정으로 부터 고압으로 물을 주입하여 지하 심부의 암반을 파쇄 함으로써 인공적으로 지열 저류층을 생성하고 지열유체 를 순환시켜 열을 추출하는 방식이다. 자연적으로 발생 하는 지열시스템과 유사하게 주입된 물은 지하 심부의 암석과 접촉에 의해 가열되어 생산정을 통하여 지표면으

(3)

Table 2. Comparison of geothermal power (ENGINE, 2008)

Hydrothermal EGS

Location Volcanic areas Everywhere

Commercially available Yes Pilot stage

Plant capacity 0.3～133 MWe 1～6 MWe

Heat carrier Steam, Liquid water Injected water

Heat-to-power conversion efficiency 7～20% 7～12%

Environmental impact H2S & Salts traces in the steam Micro-seismic activity Other features >90% capacity factor >90% capacity factor Costs of power generation, €/kWe 1000～3000 (e)

0.04～0.007 (e)

10000～26000 (e) 0.17～0.35 (e) Costs of heat supply, €/kWth 100～300 (th)

0.004～0.007 (th)

1000～2600 (th) 0.017～0.035 (th)

Commercial status Well deployed Experimental plants

Table 3. Cases of geothermal plant in germany (Kaltschmitt and Frick, 2007)

Upper Rhine Graben Molasse Basin North German Basin

Borehole depth 2,900 m 3,350 m 4,300 m

Temperature 150℃ 120℃ 150℃

Flow rate 130 m³/h 300 m³/h 100 m³/h

Operating water level 400 m 400 m 400 m

Power plant ORC ORC ORC

Cooling medium Water Water Water

Plant capacity 1.4 MW 1.8 MW 1.1 MW

Plant efficiency 11.5% 10.2% 11.5%

Full load hours 7,500 h/a 7,500 h/a 7,500 h/a

로 회수되어 발전에 활용된다.

열수발전 방식과 EGS 방식의 지열발전을 간단히 비교 하면 Table 2와 같다. 열수발전 방식은 고온의 지열수가 분포하는 화산지역을 중심으로 상업화가 활발하게 이루 어지는 반면에 EGS는 지열 저류층이 발달하지 않은 지 역에서도 지하 심부의 고온을 이용할 수 있으므로 어느 지역에서나 발전이 가능하여 현재 미국, 호주 등 해외에 서 활발한 파일럿 시스템 개발이 진행되고 있다.

지열발전의 경제성 분석 연구사례

국내에서는 아직 지열발전의 사례가 없으나 해외에서 는 1904년 이탈리아의 Larderello에서 최초의 지열발전 이 이루어진 이래로 세계적으로 10 GWe 이상의 지열발 전 설비가 가동되고 있어 지열발전의 경제성에 대한 분

석이 많이 이루어져 있다. 본 연구에서는 국내 지열발전 의 경제성 분석에 앞서 우선 국내외의 경제성 분석 사례 를 고찰하여 지열발전의 경제성에 영향을 미치는 요인 및 경제성 분석 모형을 살펴본다.

Kaltschmitt and Frick(2007)의 연구결과를 살펴보면 Table 3에서와 같이 독일 3개 지역의 지열발전 개발비용 으로 15.4～28.2 M€를 추정하고 있으며 개발비용을 항 목별로 살펴보면 시추비용이 전체의 70%, 플랜트 비용 이 15%를 차지하는 것으로 분석하고 있다. 또한 민감도 분석 결과로 지열발전 개발비용 중에서 지열수 온도가 가장 민감한 영향을 미치며 그 다음으로 유량(flow rate), 시추비용(borehole cost) 순으로 추정하고 있다.

지열수 온도, 유량 외에 지열발전의 경제성에 큰 영향 을 미치는 시추비용에 대해 Mansure et al.(2005)은 시추 비용 모형(Wellcost Lite Model)을 제시하였다. 이 모형

(4)

Table 4. Cost estimation of geothermal plant in US (Entingh and Mines, 2006)

System Temperature

(℃)

Well Depth (Ft)

Cost of power, Cent/kWh 2005 year 2010 year

Hydrothermal-flash 200 8,000 5.3 4.0

Hydrothermal-binary 150 5,000 8.6 5.0

EGS Binary 200 13,100 28.5 13.4

Table 5. Comparison of electricity cost in Australia (MMA, 2009, $/MWh)

2020 year 2030 year

Coal IGCC 99 110

IGCC-CC 101 98

Natural gas CCGT-small 97 104

CCGT-large 88 95

Renewable energies

Wind 102 96

Biomass - steam 110 108

Biomass - gasification 109 108

Solar - thermal 250 229

Solar - hot water 157 150

Geothermal-hydrothermal 75 72

Geothermal-EGS 99 95

Solar - Photovoltaic 271 259

은 1979년 Sandia에서 시추비용 예측을 위해 최초로 개 발된 이후 1990년대는 컴퓨터 기술과 접목되어 IMGEO 로 불리다가 이후 Livesay등의 연구자에 의해서 현재 엑 셀 기반으로 발전해 왔다.

Entingh and Mines(2006)는 미국의 고온 열수발전에 대 한 경제성 분석을 실시한 결과 열수발전-flash 방식의 평균 발전비용이 5.3 cents/kWh 수준이고 열수발전-바이너리 방식은 8.6 cents/kWh로 분석하였다. EGS를 통한 바이너 리 지열발전의 평균 발전비용이 2005년 28.5 cents/kWh 수준이나 2010년 13.4 cents/kWh로 내려갈 것으로 예상 하고 있다(Table 4).

Entingh and Mines(2006)의 경제성 분석 모형은 GETEM (Geothermal Electricity Technology Evaluation Model;

http://www1.eere.energy.gov/geothermal/getem.html)으 로 미국 에너지국(DoE)의 의뢰를 받아 프린스턴 에너지 연 구소에서 개발한 지열발전의 경제성 분석도구이다. GETEM 은 엑셀 베이스로 개발된 프로그램으로 여러 지열발전 종류 및 지열발전 효율 변동, 지열발전 시스템 특징에 의 한 지열발전 비용을 산출할 수 있다. GETEM은 지열발 전 시스템의 특성으로 80여개의 입력변수를 반영하며,

지열발전의 비용의 결정하는 요인으로 시추비용, 지열수 의 온도, 유량(flow rate), 저류층 온도 강하율, 탐사 성공 률 등을 대표적으로 꼽을 수 있다. 위 모형은 전력가격 및 시스템 효율 등에 대해 확률분포 적용이 불가능하여 변동성 분석에는 한계가 있지만, 각 변수별 시나리오 적 용한 분석이 가능하다.

McLennan Magasanik Associates(MMA)가 호주에서 의 2020년도 화석에너지와 재생에너지의 발전비용을 예 측한 결과는 Table 5와 같다(MMA, 2009). 연구결과에 의 하면 열수발전의 발전비용은 2020년도 7.5 cents/kWh, 2030년도 7.2 cents/kWh로 추정하고 있다. 이는 재생에 너지 중에서 가장 경제적일 뿐만 아니라 화석연료인 석 탄, 천연가스보다 경제적인 것으로 추정하고 있다.

Schiling(2009)은 지난 25년간 미국에서의 재생에너지 (태양광, 풍력, 지열)의 발전비용을 화석연료와 비교한 결과 2005년 불변가격 기준으로 지열에너지의 발전비용은 3.1～

4.3 cents/kWh로 풍력에너지(4.3～5.5 cents/kWh)와 함 께 가장 경제적인 재생에너지라고 평가했다. 반면에 태 양열 및 태양광은 지열 및 풍력에 비하여 발전단가가 약 6～12배 수준 높은 18.8～31 cents/kWh 규모로 추정하

(5)

Fig. 1. Technology S-curves of renewable energies in US (Schiling, 2009).

Table 6. Cost estimation of renewable energies in korea (부경진, 2009) Capital

investment,

$/kw

Minimum cost of power generation,

Cent/kWh

Maximum cost of power generation,

Cent/kWh

Estimated cost of power generation (2010),

Cent/kWh

Hydro 1,000～5,000 2～3 9～15 2

Solar - photovoltaic 4,500～7,000 18～20 25～80 10～15

Biomass 500～4,000 2～3 10～15 2

Geothermal 1,200～5,000 2～5 6～12 2～3

Wind 850～1,700 3～5 10～12 2～4

고 있다. 또한 재생에너지에 대하여 “S-curve” 분석을 한 결과는 Fig. 1과 같다. “S-curve” 분석은 연구개발 투 자와 이로 인해 창출되는 기술적 성과를 시간에 따라 분 석하는 방법으로 위 연구에서는 기술적 성과를 기술의 개발 및 활용에 투입된 누적연구개발비용을 중심으로 파 악하고 있다. 아래 Fig. 1에서 x축은 누적 R&D 투자금 액(2005년 불변가격)이고 y축은 성능(달러당 전력생산량) 을 의미한다. Fig. 1을 보면 지열에너지가 R&D 투자 대 비 성능개선 효과가 가장 빠른 것을 알 수 있다. 풍력은 상대적으로 적은 초기투자비용으로 빠른 성능개선이 이 루어지기는 하지만 그 한계(약 20 kWh/달러)에 도달하 기 쉽고, 태양광은 투자비용 성능개선 효과가 상대적으 로 뒤쳐짐을 알 수 있다.

신재생에너지의 경제성에 대한 국내 연구로는 부경진 (2009)의 연구결과가 대표적이다. 에너지경제연구원은 신 재생에너지의 발전비용을 아래 Table 6과 같이 추정하고 있다. 지열발전의 투자비는 1,200～5,000 $/kW, 발전비 용은 최소 2-3(cents/kWh)에서 최대 6～12(cents/kWh) 로 다른 신재생에너지에 비하여 가장 경제적인 것으로

추정하고 있다. 고유가가 장기화 되고 천연가스, 석탄가 격의 상승 시 입지조건이 양호한 소수력, 지열, 바이오 등이 경쟁력을 확보할 것으로 예상하고 있다.

앞서 지열발전에 대한 사례분석을 통해 그 결과와 분 석 모형을 살펴 보았다. 다른 지열발전 경제성 분석 사례 와 달리, Entingh and Mines(2006)는 지열발전 경제성 분석 프로그램으로 GETEM을 제시하여 체계적인 지열 발전 비용을 도출할 수 있게 하였다. GETEM은 엑셀 기 반으로 개발된 프로그램으로, 국내 석모도 사례에 적합 한 저온 지열발전 시스템을 설정하여 지열발전 시스템 운영을 위한 지열발전의 시설･설비비용과 운영관리비용 을 산출할 수 있다. 따라서 국내 석모도 지역 저온 지열 발전 모델을 설정하여 GETEM으로 비용효과성을 알아 본다.

국내 석모도 지역 경제성 분석

지열발전 모델 설정 및 시나리오 정의

국내 석모도 지역은 이태종(2009)과 같이 3 km 이내 심 도에서 130℃ 이하의 지열수에 대한 연구개발이 시행 중에 있다. 석모도 지역은 지하 하부에 열수를 저장할 수 있는 지열 저류층이 자연적으로 생성되어 있어 지열 저류층으로 부터 지열수를 직접 이용하는 열수발전방식(hydrothermal system)이 가능하며, 개발된 지열수의 온도가 150℃ 이 하이므로 바이너리 발전방식의 에너지 전환이 가능하다.

본 연구에서는 이태종(2009)의 결과를 이용하여 다음 과 같이 석모도 지열발전 경제성 분석에 대한 시나리오 를 적용한다. 석모도 지열수의 온도는 최대 130℃, 최소 90℃를 예상하여 시나리오분석에서는 130℃, 110℃, 90℃

의 경우를 설정한다. 생산정의 시추 깊이는 3 km로 가정 하되 주입정의 시추 깊이는 3 km, 1 km, 0 km로 설정한 다. 주입정의 시추 깊이가 1 km인 것은 생산한 지열수를 지열발전에 의한 전기 생산에 우선 사용하고 남은 열을 난방 등에 활용하고(열병합 발전) 다시 땅속에 주입해서

(6)

Table 7. Input parameters for modeling of geothermal resource in Seokmo Island case

Input parameters Modeling input

Is the Resource Type Hydrothermal or EGS? Hydrothermal Is the Conversion System Flash or Binary? Binary

Resource Temperature Used 130℃ / 110℃ / 90℃

Resource Depth Used 3 km / 1 km / 0 km

Enter either Sales or # of Wells 1

Exploration Success Rate Used 100%

# of Spare Production Wells 0

# of Production Wells Used 1

Ratio of Injection Wells to Production Wells 1

Production Well Cost Curve Medium

Injection Well Cost Curve Medium

Are wells Stimulated? No

Input Annual Rate of Decline 0%/yr

Production Well Flow Rate 40kg/s

Estimated brine effectiveness 3.7 W-h/lb (variable)

Table 8. Modeling result of geothermal resource in Seokmo Island case

Parameter Result Assumption

Drilling cost depth: 3 km

depth: 1 km

5.891 M$/well 2.216 M$/well

Power plant output

temperature: 130℃ (B.E: 29.4 kW-s/kg) temperature: 110℃ (B.E: 20.2 kW-s/kg) temperature: 90℃ (B.E: 12.6 kW-s/kg)

1.176 MW 806 kW 504 kW

flow rate: 40 kg/s 지속가능하게 지열수를 활용할 수 있는 경우이다. 지열

수가 풍부하고 바닷물이 충분히 지열 저류층에 공급되는 경우에는 사용한 지열수를 땅속에 주입하지 않고 해수온 천/풀장 등에 활용하거나 바다에 직접 방류가 가능하므 로 주입정의 시추가 필요 없기 때문에 주입정 시추 깊이 를 0 km로 설정하였다. 발전시설은 건설 후 최대 30년 간 운영이 가능할 것으로 예상하여 분석기간을 10년, 20 년, 30년으로 설정하였다.

위와 같이 지열수 온도(130℃, 110℃, 90℃), 주입정 시 추 깊이(3 km, 1 km, 0 km), 분석기간(10년, 20년, 30년) 에 대하여 모두 27가지의 시나리오를 구성하고 이에 대한 경제성 분석을 실시하였다. 편의상 시나리오를 S_a_b_c 와 같이 표기한다. 여기서 a는 지열수온도로 130℃, 110℃, 90℃이며 b는 주입정 시추 깊이로 3 km, 1 km, 0 km, c는 경제적 수명인 분석기간으로 30 yr, 20 yr, 10 yr이 된다. 예를 들어 시나리오 S_130℃_1 km_10 yr는 지열 수 온도가 130℃, 주입정 시추 깊이가 1 km, 분석기간이

10년인 시나리오를 의미한다.

석모도 지열발전시스템의 시추공은 생산정 1개와 주 입정 1개이며 유량(flow rate)은 40 kg/s로 가정하였으며 시추실패를 고려하지 않는다(Table 7). 열수발전 방식이 므로 EGS 방식과 달리 고압으로 암석을 파쇄하는 수압 자극(well stimulation)은 필요하지 않으며, 분석기간 동 안 지열수의 온도하락은 발생하지 않는다고 가정하였다. 시추비용에 영향을 미치는 요인에 대한 연구가 시행되지 않아, GETEM의 Wellcost Lite Model의 비용곡선을 이 용하되 중간(medium) 곡선을 가정한다. 이때 3 km 시추 작업에 소요되는 비용은 공당 5.891 백만$로 결정되며 1 km 시추작업에 소요되는 비용은 공당 2.216 백만$로 추정된다(Table 8). 한편 지열수 온도를 130℃, 지열수 유 입속도(flow rate)를 40 kg/s로 가정할 경우 플랜트의 발 전효율(brine effectiveness; B.E. 즉, 단위 유량당 발전 량)은 29.4 kW-s/kg(3.7 W-h/lb)가 되고 따라서 순 발전 량은 1.176 MW가 된다.

(7)

Table 9. Parameters for the economic analysis in Seokmo Island case

Economic parameters Assumption Description

Utilization Factor 0.95 Utilization of power plant

Contingency 5.0% Contingency for drilling stage

Royalty 10.0% Share of (local) government for geothermal resource Discount rate 5.0%

Table 10. Results of economic analysis in Seokmo Island case in terms of Levelized Cost of Electricity (LCOE) LCOE (Cent/kWh) Periods : 10 years Periods : 20 years Periods : 30 years Average

Resource temperature: 90℃ 63.62 42.68 36.11 47.47

Depth of input well (0 km) 52.28 35.41 30.13 39.27

Average 42.95 29.04 24.67 32.22

경제성 분석을 위한 변수 값은 Table 9와 같이 가정하 였다. 설비 가동률은 95%, 할인율 5%, 시추작업의 예비 비(Contingency)와 지열자원에 대한 지자체 또는 국가소 유지분(Royalty)을 각각 5%, 10%로 가정하였다.

이렇게 설정된 석모도 지열발전시스템에 대해 시추를 포함한 설비구축 및 인건비 등의 발전소 운영관리비용과 현장 운영관리비용을 GETEM을 이용하여 도출한다. 이 때 설정한 시나리오별 균등화 발전원가(LCOE: Levelized Cost of Electricity)를 구한다. 균등화 발전원가는 불규 칙하게 발생하는 비용과 발전량을 연도별로 균일하게 등 가화한 것이다(김은일과 김건훈, 2008). 비용은 화폐의 시간적 가치를 고려하여 일정 시점(일반적으로, 상업운 전개시시점)으로 할인하고 발전량도 동일 시점으로 할 인한다. 이렇게 산출된 비용과 발전량을 이용하여 균등 화 발전원가를 산출한다.

발전비용 도출

GETEM을 이용하여 시나리오별 균등화 발전원가를 구 한 결과는 Table 10과 같다. 시나리오 S_130℃_3 km_20

yr의 연간 발전비용은 21.60 cents/kWh이다. 시나리오 S_130℃_3 km_20 yr의 비용구조를 항목별로 살펴보면 플랜트 건설비용이 $4,694/kW로, 시추비용이 5.891 million

$/well, 인건비 등의 발전소 운영관리비용과 현장 운영 관리비용인 운영관리(O&M) 비용이 연간 $400,000 발 생하는 것으로 나왔다. 시나리오 S_130℃_3 km_20 yr 에서 발전시스템 운영 시 연간 발전비용 중에서 시추비 용이 51%, 플랜트 건설비용이 37%를 차지함을 알 수 있다. 이것은 기존의 연구결과와 같이 시추비용이 지열 발전 시스템 운영에서 가장 중요한 비용 지출 요소임을 확인할 수 있다. 석모도 지역 저온 지열발전 시나리오별 비용 도출 결과 30년간 운영 시 최저 13.28 cent/kWh 수 준까지 가능한 것으로 나타났다.

민감도 분석

이 연구에서는 최저 발전비용이 도출되는 시나리오 S_130℃_0 km_10 yr을 기본 시나리오(baseline scenario) 로 하여 시추비용, 플랜트가동률, 할인율, 생산정 시추깊이 에 대하여 민감도 분석을 수행하였다. Table 11을 보면 시

(8)

Table 11. Sensitivity analysis of LCOE for S_130℃_0 km_10 yr scenario

Parameters Drilling cost Utilization factor Interest rate Depth of production well

Baseline LCOE (Cent/kWh) 22.19 22.19 22.19 22.19

10% increase 23.16 - 22.56 23.72

20% increase 24.12 - 23.1 25.5

30% increase 25.08 - 23.5 27.5

40% increase 26.04 - 24 29.9

50% increase 27.01 - 24.55 32.6

10% decrease 21.23 24.7 21.83 20.88

20% decrease 20.27 27.7 21.32 19.75

30% decrease 19.3 31.7 20.9 18.8

40% decrease 18.34 37 20.6 17.9

50% decrease 17.38 44.4 20 17.2

Fig. 2. Payback period of geothermal power in Seokmo Island case for S_130℃_0 km scenario with 20 cents/kWh of feed-in-tariff (FIT).

나리오 S_130℃_0 km_10 yr에서 시추비용이 10% 증가할 경우 LCOE는 22.19 cents/kWh에서 23.16 cents/kWh로 증 가함을 알 수 있다. 민감도 분석결과 플랜트 가동률의 변 화가 LCOE에 가장 민감한 영향을 미치며 그 다음으로 생 산정의 시추깊이, 시추비용, 할인율 순으로 영향을 미치게 됨을 알 수 있다. 예를 들어 플랜트 가동률이 10% 감소할 경우 LCOE는 11.3% 증가한다. 반면에 생산정 시추 깊이 가 10% 감소할 경우 LCOE는 5.9% 감소, 시추비용이 10% 감소할 경우 LCOE는 4.33% 감소, 할인율이 10% 감 소할 경우 LCOE는 1.62% 감소한다. 따라서 플랜트 가동 률 향상을 위한 노력이 다른 요인들에 비하여 LCOE 감소 효과가 가장 크다는 것을 알 수 있다. 그러나 최근의 플랜 트 기술 발달에 의해 바이너리 발전의 가동율은 90%이상 확보될 수 있다고 알려져 있으므로 가동율 저하에 의한 발전단가 상승 위험은 미미하다고 볼 수 있다.

회수기간 분석

앞에서 언급한 것처럼 많은 국가에서 재생에너지 보급 을 활성화하고 화석에너지와의 가격경쟁력을 확보하기 위해 발전차액 보조금을 지원하고 있다. 현재 국내 화석 에너지에 의한 발전비용이 7 cents/kWh 내외인 점을 감 안하면 지열에너지의 가격경쟁력을 확보하기 위한 발전 차액 보조금 지원이 필요하다. 이 연구에서는 발전차액 보조금 지원에 따라 초기 투자비용을 회수할 때까지 소요 되는 기간, 즉 회수기간(payback period)을 분석하겠다.

민감도 분석과 같이 최저 발전비용이 도출되는 시나리 오 S_130℃_0 km에 대하여 발전차액 보조금을 EU 국 가 수준인 20 cents/kWh로 가정하고 회수기간을 분석하 였다(회수기간 분석에는 분석기간을 정할 필요가 없음).

Fouquet(2009)에 따르면 5 MW이하의 지열발전에 150

€/MWh의 발전차액 기준가격을 적용하여 20 cents/kWh 이상의 보조금을 지불하는 것을 알 수 있다. 우리나라의 경우에도 3 MW 이상의 태양광의 경우 47 cents/kWh의 기준가격을 적용하며, 연료전지의 경우는 27 cents/kWh 의 기준가격을 적용하고 있어 우리나라 실정에도 타 에너 지원의 발전에 대해 20 cents/kWh 이상의 보조금을 이미 지불하고 있음을 알 수 있다. 따라서 이러한 가정을 적용 하기에 무리가 없다. 우리나라에도 Fig. 2를 보면 발전차 액 보조금이 20 cents/kWh인 경우는 초기 투자비용을 회 수하는데 까지 소요되는 기간이 10년임을 알 수 있다.

결 론

지열발전은 공급의 안정성, 친환경성, 경제성 측면에

(9)

서 강점을 가지고 있으나 국내의 경우 높은 유량(flow rate) 과 고온의 지열수 부존지역이 제한적이고 시추와 플랜트 건설 경험이 부족하며 정부 및 국민의 인식 수준이 낮다 는 약점을 가지고 있다. 그러나 원유 및 화석연료 가격이 지속적으로 상승하고 재생에너지와 CO2 저감에 대한 국 가적 관심이 지속적으로 증대하는 것은 향후 지열발전에 대한 우호적인 기회가 될 수 있다. 또한 EGS 지열발전 이 활발히 진행되어 그 경제성을 확보할 경우 국내에서 도 지열발전 가능지역이 확대될 가능성이 있다.

이 연구에서는 국내에서 지열수자원 확보 가능성이 높 은 석모도 지역의 지열환경에 맞추어 몇 가지 시나리오 를 설정하고 경제성 분석도구인 GETEM으로 모델링하 여 각 시나리오의 경제성을 분석하였다.

현재 국내 화석에너지에 의한 발전비용이 7 cents/kWh 내외인 점을 감안할 때, 본 연구의 최소 발전비용 분석결 과 국내 석모도 지역의 지열발전비용은 13.28 cent/kWh 수준으로 타 신재생에너지 발전 경우와 같이 지원정책이 요구됨을 알 수 있다. 현재 타 에너지원에도 적용하고 있 는 20 cents/kWh 수준의 보조금 지원을 가정하여, 3 km 시추로 130℃의 지열수를 이용한 발전시스템을 가동하 는 경우 초기투자 비용을 10년 만에 회수할 수 있을 것 으로 분석되었다. 이는 타 투자처와의 기회비용을 고려 한다면, 사적 분야에서 현재 수준의 보조금 정책하에서 석모도 지역의 지열발전 시행이 어렵다는 것을 알 수 있 다. 따라서 현재 수준의 신재생에너지발전 지원 정책하 에서 국내 저온 지열발전은 공공사업으로 시행가능할 것 이며, 향후 발전후의 지열수를 지역난방이나 시설농업 등에 재활용하는 열병합 발전을 고려한다면 추가적인 경 제성 증대를 예상할 수 있다. 또한 국내 저온 지열발전의 경제성 제고를 위해 현재의 지열발전 기술력을 지열발전 선도국가 수준으로 향상시키기 위한 기술개발 로드맵을 작성하고 관련 연구인력과 산업육성에 선도적인 R&D 투자를 시행할 필요가 있으며 지열발전에 대한 정부 및 국민의 인식개선을 위한 홍보노력이 필요하다.

사 사

이 논문은 한국지질자원연구원의 기본연구사업인 “저온 지열 열병합 발전에 활용가능한 심부 지열수 자원 확보 기 술 개발” 과제의 연구비 지원을 받아 수행되었습니다.

참고문헌

김은일, 김건훈, 2008, “신･재생에너지원발전전력차액지

원을 위한 현행기준가격의 재산정,” 한국태양에너지학

회춘계학술발표대회논문집, 서울.

송윤호, 2008, “지열에너지자원 부존량 및 경쟁력에 대한 고찰,” 한국지구시스템공학회지, Vol. 45, No. 4, pp.

293-304.

이태종, 2009, 저온 지열 열병합 발전에 활용가능한 심부 지열수 자원 확보 기술 개발, 한국지질자원연구원, p.

177.

부경진, 2009, “신재생에너지경제성분석,” 제 2회 유비쿼 터스융합기술워크샵, 서울.

McLennan Magasanik Associates (MMA), 2009, “Comparative Costs of Electricity Generation Technologies,” Report to AGEA.

Enhanced Geothermal Innovative Network for Europe (ENGINE), 2008, “Best Practice Handbook for the development of Unconventionnal Geothermal Resources with a focus on ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEM,” http://engine.brgm.fr/

Documents/ENGINE_BestPracticeHandbook.pdf.

Entingh, D. and Mines, G., 2006, “A Framework for Evaluating Research to Improve U.S. Geothermal Power Systems,” Geothermal Resources Council Annual Meeting, 2006.

European Renewable Energies Federation (EREF), 2009,

“Prices for Renewable Energies in Europe,” Report 2009.

Fouquet, D., 2009, Prices for Renewable Energies in Europe:

Report 2009, European Renewable Energies Federation (EREP), 77p.

Kaltschmitt, M. and Frick, S., 2007, “Economic Assessment of Geothermal Energy Generation,” Midterm Conference of ENGINE, Potsdam, Germany.

Mansure, A. J., Bauer, S. J., and Livesay, B. J., 2005,

“Geothermal Well Cost Analyses,” Paper presented at the Geothermal Resources Council Annual Meeting, Reno, NV, USA.

Schiling, M. A., 2009, “Technology S-curve in renewable energy alternatives: Analysis and implication for industry and government,” Energy Policy, v37, pp. 1767-1781.

Schlumberger business consulting(Schlumberger), 2009, “Im- proving the economics of geothermal development through an oil and gas industry approach,” http://www.slb.com/media/

services/consulting/business/thermal_dev.pdf.

(10)

정 지 복

1994년 서울대학교 공학사(산업공학) 1996년 서울대학교 공학석사(산업공학) 2000년 서울대학교 공학박사(산업공학)

현재 대전대학교 경영학과 부교수 (E-mail; [email protected])

송 윤 호

1985년 서울대학교 공과대학 자원공학 과 공학사

1987년 서울대학교 대학원 자원공학과 공학석사

1992년 서울대학교 대학원 자원공학과 공학박사

현재 한국지질자원연구원 지열연구실 책임연구원 (E-mail; [email protected])

이 태 종

현재 한국지질자원연구원 지열연구실 책임연구원 (本學會誌第47券第2号參照)