Preliminary Economic Analysis of Enhanced Geothermal System for Power Generation under FITs and RPS in Korea

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신재생에너지 발전 차액지원과 의무비율할당을 고려한 국내 인공저류층 생성 지열발전의 경제성 예비 분석

안은영¹⁾* · 송윤호²⁾

Preliminary Economic Analysis of Enhanced Geothermal System for Power Generation under FITs and RPS in Korea

Eun-Young Ahn

*

and Yoonho Song

Abstract : We analyzed the economic feasibility of an enhanced geothermal system (EGS) for generating electric power on both pilot and commercial levels in Korea, under domestic feed-in tariffs (FITs) on other renewable energy sources and an international FIT on EGS. Considering the future imposition of a renewable portfolio standard (RPS) in Korea, we estimated the price of the geothermally generated electricity certificate by the levelized cost of electricity (LCOE), the unit power generation cost. A pilot-scale EGS with two production wells and one injection well of 5 km depth was profitable in all assumed cases of ongoing FITs on fuel cells and solar cells in Korea and on EGS in Germany. We showed the pilot power plant’s size of 3.60 MW is possible with a 198.5 USD/MWh unit power generation cost in a 5% internal rate of return (IRR). The results of commercial-scale EGS were given for 5.40-27.00 MW plant sizes and 101.5-370.1 USD/MWh unit costs in various reservoir efficiencies. Above high reservoir efficiency of 60 kg/sec flow rate each production well, commercial EGS would be feasible under domestic and German FITs but, by increasing the IRR to 15%, the FIT standard electricity price should be set over that of Korea’s present solar cell FIT. Before implementing a RPS, these presented electricity generation capacities and LCOEs could be considered to set the standard certificate and the electricity certificate price of geothermal electricity for more than 30 years.

Key words : Geothermal Power Generation, Enhanced Geothermal System (EGS), Feed-in Tariff (FIT), Renewable Portfolio Standard (RPS)

요 약 : 우리나라에서 현재 타 에너지원에 적용하고 있는 발전차액지원(FIT) 기준가격과 국외 사례의 기준가격을 대상으로 실증 규모와 상업적 규모의 국내 인공 저류층 생성 지열발전에 대한 경제성을 분석하였다. 그리고 향후 신재생에너지 발전의무비율할당(RPS) 제도의 시행을 고려하여 발전소 수명 기간 동안의 균등화 전력비용(LCOE)로 예상 전력가격을 제시하였다. 분석결과 깊이 5 km의 생산정 2개와 주입정 1개의 실증(pilot) 규모 지열발전시스템에 서 단위 발전비용은 198.5원/kWh 이며 발전규모는 3.60 MW가 가능하고 현재 시행되고 있는 연료전지(기타 연료이 용)와 태양광(3 MW 이상)의 발전차액지원 기준가격과 독일의 지열발전 기준가격하에서도 경제성을 확보하는 것으 로 나타났다. 그리고 생산정 6개와 주입정 4개의 상업규모 전력 생산 시 인공저류층 생성 효율에 따라 101.5-370.1원 /MWh의 단위 발전비용으로 5.40-27.00 MW의 지열발전이 가능할 것으로 나타났다. 그리고 인공저류층 생성 효율이 우수(공당 지열수 생산량 60 kg/sec) 이상인 경우 현재 국내 타에너지 및 외국 지열발전 기준가격에도 경제성을 가진다. 하지만 민간이 수행하는 경우를 고려한 15%의 수익률을 보장할 경우, 지열발전에 대해 현재 태양광 이상의 발전차액지원가격이 요구되었다. 30년 기간 이상의 신재생에너지 발전의무비율할당이 시행되는 경우, 앞서 제시한 지열발전 용량과 단위 발전비용이 해당 발전에 대한 의무비율설정과 단위 전력가격에 대한 기준이 될 수 있다.

주요어 : 인공저류층 생성 지열발전, 발전차액지원제도, 신재생에너지 의무비율할당제

2010년 2월 11일 접수, 2010년 5월 20일 채택 1) 한국지질자원연구원 정책연구실

2) 한국지질자원연구원 지열연구실

*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

지열에너지자원은 지금까지 우리나라에서 지열원 열 펌프를 이용한 건물 냉난방용으로 활발히 개발되어 왔으 나 최근 들어 해외의 심부 지열개발 붐에 힘입어 발전 가능성에 대한 관심이 높아지고 있다. 여러 신재생에너 연구논문

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Fig. 1. Basic concept for FIT (Verbruggena and Lauber, 2009). The x-axis and y-axis represent the electricity amount and the price, respectively. This figure shows FIT rate and the expanded power supply amount at point X, compared with an equilibrium electricity price (El. price) and an equilibrium quantity at point M determined by a supply curve and a demand of electricity from renewable energy sources (RES-E).

Fig. 2. Basic concept for RPS (Verbruggena and Lauber, 2009). The x-axis and y-axis represent the renewable energy (RE) generated electricity quantity and the price, respectively.

This figure shows the certificate price and penalty under RPS, determined by a supply and a demand curve of certificate, and the difference between the certificate price and the equilibrium electricity price (El. price).

지원 중 태양광, 풍력 등은 국내 전력생산에 기여하고 있 으며, 지열 또한 심부 암반의 수압 파쇄를 통한 인공 저 류층 생성 기술(Enhanced Geothermal System; EGS) 혹 은 저온 지열수를 이용하는 방법으로 국내에서도 전력생 산이 가능할 것으로 여겨지고 있다. 이 연구는 우리나라 인공저류층 생성 지열발전의 비용분석 결과를 제시하고 이의 실현을 위한 국내 지원제도의 시사점을 제시한다.

여기서 발전비용 분석 프로그램은 미국 에너지부(DOE) 의 지열기술프로그램(Geothermal Technology Program) 에서 개발된 GETEM(Geothermal Electricity Technology Evaluation Model)을 이용한다. GETEM 모형은 변동성 모 형이 아니라 기존의 경제성 분석 모형과 같이 각 영향 변수 별 상수를 가정하여 지열발전 비용을 도출하는 모형이다. 2009년 9월 지식경제부는 신재생에너지 발전차액지원 (Feed-in Tariff; FIT) 제도를 향후 발전의무비율할당(Rene- wable Portfolio Standard; RPS) 제도로 전환키로 발표 한 바 있다. 신재생에너지 발전차액지원(FIT) 제도는 신 재생에너지 투자경제성 확보를 위해 특정 신재생에너지 발전원에 의해 생산하여 공급한 전기의 거래가격이 지식 경제부 장관이 고시한 기준가격인 계통한계가격(System Marginal Price; SMP)보다 높은 경우 기준가격과 거래가 격과의 차액(발전차액)을 지원한다. 신재생에너지 발전의 무비율할당(RPS) 제도는 정부가 일정비율의 설비용량이 나 발전량 또는 연료비율을 신재생에너지로 충당토록 목 표량을 정하여 전력공급업자에게 시행토록 하는 방법이 다. 정부는 신재생에너지를 통한 전력생산을 위해 핵심정

책인 발전차액지원제도를 2003년부터 태양광과 풍력발전 에 대해 시작하고 그 적용범위를 확대하였으며 그로 인한 재정부담의 증가를 감소시키기 위해 발전의무비율할당제 를 시행하고자 하고 있다. 발전차액지원제와 발전의무비 율할당제 모두 비용부담의 주체가 달라질 뿐 신재생에너 지 발전지원에 의한 비용부담이 발생하게 된다. 발전의무 비율할당제하에서도 신재생에너지의 추가생산비용은 일 반적으로 전기 판매가격의 인상을 통하여 충당하게 된다. 이근대 등(2005)에서는 2011년 전체 발전량의 7%를 신 재생에너지로 조달할 경우 총 소비량 대비 3.45원/kWh의 가격 인상이 요구되며, 가구당 추가적인 전기요금 지출이 연간 14,441원에 달할 것으로 도출한 바 있다. 이와 같이 신재생에너지 발전지원제도 시행에 의한 비용부담은 필 수적인 것으로, 효과적인 제도 시행을 위해 해당 발전원 의 발전가능용량 및 발전단가 등을 검토할 필요가 있다.

우리나라에서 지열발전은 심부 암반에서의 수압파쇄로 인한 인공 저류층 생성 혹은 저온 지열수를 이용한 것으로 발전비용이 현재의 화석연료 등을 이용하여 생산되고 있는 전력의 판매 단가보다 높을 것으로 예상되고 있다. 따라서 현재 타 신재생에너지에 시행되고 있는 발전차액지원제도, 발전의무비율할당제도의 적용을 고려해야 할 것이다. 이 연구는 2장에서 공공적 관점에서 편익과 비용 분석을 위한 경제성 분석 모형을 제시하고, 3장에서 우리나라에서의 실 증(pilot plant) 규모와 상업적 규모의 인공 저류층 생성 지 열 발전에 따른 비용을 도출한다. 이때 해당 사업의 기술적 위험에 주목하여 지열수 생산량에 따른 비용의 변화를 살 펴보고 민간에 수행될 경우를 고려하여 수익률을 변화시킨

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(a) EGS cash-flow under a FIT for 15 years

(b) EGS cash-flow under a FIT for 20 years

(c) EGS cash-flow under a RPS

Fig. 3. Cash-flow under FIT and RPS. (a) and (b) show annual benefits determined by a tariff rate during FIT applied period of 15 years and 20 years, respectively, and by the electricity market price after FIT applied period. (c) indicates that the annual benefits are set by a marginal supply cost under RPS. The power sales are assumed to be flat for the whole plant life period.

민감도 분석 결과를 비교한다. 마지막으로 4장의 결론에서 경제성 분석 결과를 종합하고 향후 국내에서 인공 저류층 생성 지열발전 시행을 고려한 정책적 시사점을 제시한다.

경제성 분석 모형

분석 모형

신재생에너지 발전차액지원제도와 발전의무비율할당제

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도는 대표적인 공급측면의 신재생에너지 발전지원제도이 다. Verbruggena and Lauber(2009)에서 정리한 바와 같이 발전차액지원제도의 기준가격의 설정은 전력 공급비용으 로 결정되는 공급곡선과 시장가격에 의해 신재에너지 발전 량을 정하게 된다(Fig. 1). 그리고 발전의무비율할당제도는 결정한 발전비율에 대한 공급과 수요로 결정된다(Fig. 2).

신재생에너지 발전의무비율할당제도는 대표적인 쿼터 (quota) 제도로 정부는 목표량(쿼터)를 설정하고 의무불 이행자에게 그에 상당하는 패널티를 준다. 쿼터 제도하 에서 정부가 발표한 설비용량이나 발전량 또는 연료비율 에 대한 신재생에너지 충당 목표량을 의무대상자는 다음 의 방법으로 의무를 준수한다. 전력판매사업자 등의 의 무대상자는 직접 신재생에너지 발전설비를 갖추고 전력 을 생산하거나 신재생에너지 발전설비를 갖춘 발전사업 자로부터 전력 구입 또는 신재생에너지 인증서를 구매한 다. 의무준수를 가진 전력판매사업자는 비용과 위험도를 고려하여 사업자 스스로 가장 경제적인 방법을 선택하게 되어 시장경쟁을 통해 쿼터의 가격이 결정된다.

이 연구의 신재생에너지 발전의무비율할당제를 적용 한 EGS 지열발전 경제성 분석은 신재생에너지로 지열 발전만 존재한다고 가정하여 분석한다. 따라서 본 연구 에서 지열발전을 통한 전력생산자는 직접 소비자에게 생 산한 전력을 판매하는 것이 아니라, 지열발전을 통해 생 산된 전력을 전력판매사업자에게 판매하여 소비자에게 공급하는 것으로 가정한다. 이때 발전의무비율할당 제도 하에서는 목표량(쿼터)의 구매는 시장가격에 의해 결정 되지만, 본 연구에서는 지열발전을 통해 생산된 전력만 을 고려하며 전력판매사업자가 지열발전의 단위비용만 큼의 가격을 지불하고 구입하는 것으로 가정한다.

그리고 지열발전에 따른 현금흐름은 발전차액지원기 간 및 의무비율할당제 시행에 따라 그 편익이 달라진다 (Fig. 3). 발전차액지원기간이 15년 혹은 20년으로 발전 소 수명보다 짧은 기간이라면 해당 기간동안만 발전차액 기준가격을 적용받고 그 이후 기간은 전력 시장가격에 따라 편익이 발생하게 된다. 그리고 의무비율할당제가 시행되는 경우에는 발전단가에 따른 편익이 발전소 수명 기간 동안 발생하게 된다. 이는 발전차액지원기간이 발 전소 수명보다 길거나 지원기간을 한정하지 않는 경우에 도 기준가격에 따른 동일한 모양의 현금흐름을 나타내게 된다.

발전비용 분석

30년의 경제적 수명을 가지는 EGS 발전으로 시행주체 는 매년의 비용과 편익이 발생한다. 이자율이 이며 각 해당 년도에 발생하는 편익과 비용을 Bn, Cn으로 제시

할 때, 0기의 순현재가치(Net Present Value; NPV)는 식 (1)을 이용해 다음과 같이 계산된다.

0 1 1 30 30

0 1 30

(1 ) (1 ) (1 )

C B C B C

NPV r r r

− − −

= + + +

+ + L L +

(1) GETEM 모형은 초기년도에 지출되는 고정비용을 발 전기의 수명기간동안 매년 동일한 일정금액(Annuity, A) 을 회수하는 것으로 가정하여 연도별 발전 가격에 포함 하여 도출하고 있다(US DOE, 2009; Entingh, 2006a-c).

발전소의 수명을 30년으로 가정하고 발전소의 준공시점 0기에 C만큼의 고정비용이 지출되었을 때, 등가가 되는 연금 A는 식 (2)와 같이 구할 수 있다. 위 식에서 식 (3) 이 계산되며, 이를 자본회수계수(Capital Recovery Factor;

CRF)라 한다.

30 29 28

(1 ) (1 ) (1 ) (1 ) C +r =A +r +A +r +L +A + +r A (2)

(1 ) (1 ) 1

n n

A r r

C r

= +

+ − (3)

일반적으로 발전량에 따라 매년의 운영비용이 변화하며 발전소 건설비용 또한 조건에 따라 달리 나타나게 되므로 발전량의 관점으로 균등하게 발전원가를 산출할 필요가 있다. 이때 발전원가의 계산에 있어 균등화(levelization) 란 불규칙하게 발생하는 비용 및 발전량을 연도별로 균 일하게 등가화하는 것을 말한다. 균등화 발전원가(Levelized Generation Cost; LGC)는 전력시스템에 소요되는 균등 화 전력비용(Levelized Cost Of Electricity; LCOE)을 생 산되는 균등화 전력량으로 나눈 값으로 계산된다. 균등 화 전력비용은 화폐의 시간가치를 고려하여 일정시점(초기) 으로 할인하여 발전기의 수명기간동안 매년 동일한 일정금 액(Annuity, A)을 도출하는 일반적인 방법으로 LCOE 혹 은 LEC(Levelized Electricity Cost)로 제시한다. 마찬가 지로 균등화 전력량 또한 동일 시점으로 할인하여 등가 화한다. 이렇게 이론상으로 매년의 발전량이 달라지는 경우 균등화 발전량을 구하여 균등화 발전원가(LGC)를 계산하지만, GETEM에서는 매년의 발전량을 동일하게 가정하여 발전비용을 산출하므로 해당년도 발전량 대비 균등화 전력비용으로 발전원가를 대신한다.

이론상으로 초기년도에 지출되는 설비비용과 규칙적 혹은 불규칙적 운영비용의 합계와 등가가 되게 하는 균 등화 전력비용은 다음과 같이 도출된다. 앞서 자본회수 계수 계산식 (3)에서 식 (4)와 같이 표현된다. 그리고 균 등화 전력비용의 계산식이 식 (5)이므로 균등화 전력비 용은 식 (6)과 같이 간단히 나타낼 수 있다.

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Table 1. FITs in Korea

Sources Capacity/Property

Power Tariff Guide (Won/kWh, for 15 years)

Fixed Variable

Wind energy up to 10 kW - 107.29 -

Hydro energy up to 5 MW

General from 1 MW 86.04 SMP+15

below 1 MW 94.64 SMP+20

Otherwise from 1 MW 66.18 SMP+ 5

Waste energy

(RDF) up to 20 MW - - SMP+ 5

Bioenergy

LFG up to 50 MW from 20 MW 68.07 SMP+ 5

Biogas up to 50 MW from 150 kW 72.73 SMP+10

below 150 kW 85.71 SMP+15

Biomass up to 50 MW Wood Bio 68.99 SMP+ 5

Ocean energy

Tidal

energy from 50 MW

Max. tidal differ.

from 8.5m

Seawall 62.81 -

No seawall 76.63 -

Max. tidal differ.

below 8.5m

Seawall 75.59 -

No seawall 90.50 -

Fuel cell from 200 kW Utilization of biogas 227.49 -

Utilization of other fuel 274.06 -

* source: MKE(2009)

** SMP: System Marginal Price (Wholesale electricity price), RDF: Reuse Derived Fuel

1 1

(1 ) 1

(1 ) 1 (1 )

n n

n t

t

r r

CRF r r

−

=

⎡ ⎤

= ++ − = ⎢⎣

∑

+ ⎥⎦ ₍₄₎

1(1 ) 0(1 )

n n

t

t t t

C C

r r

= =

+ = +

∑ ∑

₍₅₎

0(1 )

n t

t

C CRF C

= r

= ×

∑

+ ₍₆₎

이 연구에서는 비용과 편익의 산정을 간단히 하기 위 해 매년의 인플레이션을 고려하지 않기로 한다. 따라서 매년의 운영비용 또한 동일하므로 균등화 전력비용은 자 본회수계수×고정비용 + 연간 운영비용으로 간소화된다.

기초 자료

발전차액지원제도 하에서 시장가격인 기준가격은 계 통한계가격으로 국내 발전소에서 생산된 전력을 전력거 래소를 통해 한국전력이 구입한 가격이다. 각 시간대별 수요를 충족시키기 위하여 발전이 할당된 발전기별 발전 가격 중 가장 비싼 가격으로, 모든 발전기가 동일하게 발

전에 대한 대가로 계통한계가격을 적용받고 있다. 현재 2007년 기준 우리나라의 계통한계가격(전력거래소, 2009) 은 83.75원/kWh로 나타났으며 1,000원/USD 환율 적용 시 83.75$/MWh가 된다. 이러한 전력 시장가격 이상의 비용으로 전력을 생산하는 경우 추가적인 수입으로 발전 차액지원제도에 의한 지원금을 고려할 수 있다.

2009년 9월 현재 우리나라 발전차액지원제도는 태양광, 풍력, 수력, 폐기물소각, 바이오에너지, 해양에너지, 연료 전지를 전원으로 하는 경우에 한하여 시행하고 있다(Table 1, Table 2). 그리고 지원기간이 15년 혹은 20년 동안으로 한정되어 있으며, 2010년 이후 1 MW 초과하는 태양광의 경우 건축물을 활용하였을 때 지원을 받을 수 없게 되어 있다. 3MW 이상의 태양광의 경우 지원기간 15년 기준 472.70원/kWh($/MWh, 환률 1,000원/USD 적용)의 기준 가격을 적용하여, 20년 기준 428.83원/kWh의 기준가격을 적용토록 되어 있다. 연료전지(기타 연료이용)의 경우는 200 kW 이상의 용량에 대해 274.06원/kWh의 기준가격 적용이 15년간 가능하다. 독일의 발전차액지원에 따른 지열발전 가격을 살펴보면 10 MW 미만인 EGS의 경우 200€/MWh로 미화환산율 1.5 적용 시 300원/kWh($/MWh)

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Table 2. Solar cell FITs in Korea

Implement/Property Capacity

time type period

(years) up to 30 kW 30-200 kW 200 kW-1 MW 1-3 MW over 3 MW Up to

2009 - 15 646.96 620.41 590.87 561.33 472.70

20 589.64 562.84 536.04 509.24 428.83

From 2010

General 15 566.95 541.42 510.77 485.23 408.62

20 514.34 491.17 463.37 440.20 370.70

Building 15 606.64 579.32 546.52 - -

20 550.34 525.55 495.81 - -

* source: MKE (2009), unit: Won/kWh

Table 3. FITs in Germany

Renewable Energies Act 2004 Renewable Energies Act 2009 below 5 MW : 150 €/MWh

5-10 MW : 140 €/MWh 10-20 MW: 89.50 €/MWh * for 20 years

blew 10 MW : 160 €/MWh from 10 MW : 105 €/MWh * EGS +40 €/MWh

** Starting up to 2015 +40 €/MWh *** for 20 years

의 가격을 책정하는 것으로 볼 수 있다(Table 3). 물론 독 일에서는 지열발전의 조기 보급을 위하여 2015년까지 발 전시설을 가동을 시작할 때에 추가로 40€/MWh의 FIT를 지원하고 있지만 여기서는 이를 고려하지 않기로 한다.

발전차액지원기간이 15년으로 한정되는 경우 현재 시행 되고 있는 타 에너지원의 기준가격인 274.06원/kWh 혹은 472.7원/kWh로 분석한다. 이때 지원기간 이후의 발전단가 는 현행 전력 시장가격인 83.75원/kWh을 이용하되 앞서 제시한 바와 같이 인플레이션을 고려하지 않는다. 그리고 발전차액지원기간이 20년인 경우에 대해 독일의 사례와 같 이 300원/kWh를 기준가격으로 한다. 또한 의무비율할당제 시행과 같이 발전소 수명기간에 전력 비용과 같은 편익을 발생시키는 기준가격과 지원기간이 15년과 20년 경우에 대한 발전차액 기준가격을 도출하여 시사점을 제시한다.

인공저류층 생성 기술에 필요한 시추공의 수는 프랑스 Soultz EGS 사례를 고려하여 실증규모는 생산정 2개, 주입 정 1개이며 상업용 규모는 생산정 6개, 주입정 4개인 경우 로 가정하고 각 공의 깊이는 5 km 이다. 우리나라에서 5 km 깊이의 시추공을 이용해 EGS 지열 발전을 위한 저류층 의 온도는 180°C, 생산되는 지열수의 온도를 155°C로 추정 할 수 있다(송윤호, 2010). 그리고 지열 발전의 실증(pilot plant) 규모의 지열수 생산량을 1개 생산정 당 40 kg/sec로 간주한다. 상업적 발전 규모에서는 인공 저류층 생성 결 과의 “탁월/우수/미흡” 시나리오를 적용하여 그 결과로 1개 생산정 당 지열유체의 생산량(유량)이 각각 100 kg/sec,

60 kg/sec, 20 kg/sec인 경우를 적용하여 분석한다.

지열발전의 운영 시 30년간 20%의 저류층의 온도가 떨어지는 것을 고려한다. 따라서 매년 0.74%씩 저류층 의 온도가 떨어지는 것으로 가정한다. 그리고 초기년도 지열발전 설비의 효율(Brine Effectiveness; 단위 유량당 발전량)은 45 kW-s/kg(5.67 w-h/lb)으로 분석하며 저류 층에 주입된 물의 양은 전부 생산량으로 전환되어 손실 량이 없는 것으로 본다. 발전 시설 건설 후 30년간 운영 하는 것을 가정하며, 공공사업으로 실행을 고려하여 사 회적 할인율 5%로 예비분석하며, 10%, 15%로 할인율 변경에 따른 사업성 변화에 대해 추가적으로 살펴본다.

GETEM의 가정과 같이 예비비(contingency) 5%, 로열 티 10%, 이용률(utilization factor) 90%를 적용한다.

EGS 사업의 고정비용은 초기의 1) 발전소 설비 자본 비용과 현장의 2) 시추 비용, 3) 자극(stimulation) 비용, 4) 기타(파이브 설비, 펌프 비용)로 구분된다. GETEM의 경우 10 MW의 기준 사례를 통해 지열수 열교환기, 공 기냉각 응축기, 작동유체 펌프, 그리고 발전기의 설비 비 용으로 발전소의 자본비용이 계산된다. 그리고 시추비용 은 생산정과 주입정의 설비 비용으로 GETEM의 2008년 도 현재가 5 km 깊이 시추공당 15.659백만달러이다. 현 장의 시추설비 비용은 공당 0.125백만달러이며 시추와 관계없는 기타 현장 설비 비용은 0.250백만달러로 가정 한다. 자극(stimulation) 비용은 공당 1백만달러로 계산 된다. 이 연구에서는 조사/탐사가 완료된 것으로 가정하

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Table 5. Unit costs and its detail of a Pilot-scale EGS

Levelized Generation Cost (LGC, $/MWh) Capital Cost

O&M Cost

Total

Cost %

1. Well Field 114.7 8.8 123.5 62%

2. Field, Other (Pipes, Pumps, Stimulation etc.) 1.0 9.2 19.1 10%

3. Power plant 27.5 14.3 41.1 21%

4. Royalty 0.0 6.8 6.8 3%

5. Contingency 7.9 0.0 7.7 4%

Total 160.0 38.4 198.5 100%

% of all Costs 81% 19% 100% -

Table 4. Costs of a Pilot-scale EGS

Costs Pilot-scale

EGS 1. Total Project Cost 65,791 K$

1) Power Plant Capital Cost 11,329 K$

2) Field Cost 51,329 K$

a. Well Costs 47,226 K$

Production Well Cost 31,318 K$

Injection Well Cost 15,659 K$

Other Well Costs 250 K$

b. Well Stimulation Cost 3,000 K$

c. Other Field Costs (non-well cost) 1,102 K$

Surface Piping and Equipment Cost 375 K$

Production Pump Cost 727 K$

Injection Pump cost 0 K$

3) Misc (Contingency) 3,133 K$

2. Total Annual O&M Costs 1,037 K$/year 1) Total Plant O&M 393 K$/year Plant Labor Cost 167 K$/year Plant Non-Labor Cost 227 K$/year 2) Total Field O&M 480 K$/year Field Labor Costs 26 K$/year Well, Non-Labor Cost 235 K$/year Other Field Non-Labor Costs 220 K$/year

3) Royalty 163 K$/year

* Plant Size 3.60 MW

* Power sales at design conditions 3.06 MW 여 시험 시추비용을 고려하지 않는다.

운영비용은 발전소 운영관리비용과 현장 운영관리비 용으로 구분되면 각각 인건비와 타 비용으로 나눌 수 있 다. 운영비용 또한 2008년 기준으로 계산되며 GETEM프 로그램에서는 운영비용 전체를 3￠/kWh로 지정할 수 있다.

이때 기준값은 발전소 전력시설 운영비용 2￠/kWh, 현장 시설 운영비용 1￠/kWh 이다. 이 연구에서는 GETEM 프

로그램의 인건비가 미국 노동부 연간 인건비 자료로 사 용되어 한국 인건비 실정에 맞지 않아, 한미 GDP 규모 비율을 적용하여 보정한다. 그리고 본 경제성 분석의 운 영비용에서 전력비용은 전력 생산량에서 사용하는 것으 로 간주하여 고려하지 않는다.

경제성 분석 결과

실증 규모의 인공저류층 생성 지열발전

생산정 2개, 주입정 1개의 실증 규모 지열발전시스템에서 1개 생산정 당 40 kg/sec의 생산량 발생시 발전규모와 비용 을 도출한다. 국내 인건비를 보정한 GETEM 모형을 통해 도출한 결과, 3.60 MW급의 지열 발전을 기대할 수 있으며 생산에 투입되는 전력량을 제외하면 실제 전력 판매량은 3.06 MW가 가능한 것으로 도출되었다(Table 4). 전력 생산 비용은 198.5원/kWh($/MWh)으로, 시추설비비용이 62%로 가장 많은 비용을 차치하며 발전소 건설비용이 21%, 파이 프라인/펌프/자극비용 등이 10%로 나타났다(Table 5). 그리 고 초기에 지출해야 할 시설비용과 시추비용 등의 고정비용 의 규모는 65.79 백만달러로 나타났으며 발전시설비용에 11.33백만달러, 시추비용에 47.23백만달러, 자극 및 기타 설 비비용으로 4.10백만달러가 필요할 것으로 계산되었다.

이와 같이 실증규모에서 균등화 발전원가는 198.5원/kWh 로 우리나라의 전력 시장가격 83.75원/kWh보다 높은 수 준으로, 앞서 살펴본 바와 같이 발전차액지원과 발전의 무비율할당을 고려해야 한다. 국내 3.60 MW급 실증 규 모의 지열 발전 사례는 국내 연료전지 및 태양광, 국외 사례와 같은 발전차액 기준가격에서 순편익이 발생하며, 비용편익비가 1 이상임을 확인할 수 있다(Table 6). 15 년 지원기간인 경우 지열발전에 대해 5%의 내부수익률 기준으로 253.6원/kWh 이상의 기준가격이 적용되어야 발 전이 가능하며 20년 지원기간인 경우 225.3원/kWh, 발 전의무비율할당제 하에서 198.5원/kWh의 이상의 가격 이 설정되어야 경제성을 가짐을 알 수 있다.

(8)

Table 6. Benefit-cost analysis results of a Pilot-scale EGS Present Value

(K$)

Fixed Cost (K$)

Operation Cost (K$/yr)

Annual Power Sales (MWh)

Costs/Data 81,725 65,791 1,037 26,787

FIT for 15 years¹⁾ FIT for 15 years²⁾ FIT for 20 years³⁾ RPS Benefit

(Annual, K$)

FIT 7,341 No FIT 2,243

FIT 12,662 No FIT 2,243

FIT 8,036

No FIT 2,243 5,316 Benefit

(Present Value, K$) 87,400 142,629 106,676 -

Net Benefit

(Present Value, K$) 5,675 60,905 24,951 -

Benefit-Cost Ratio 1.07 1.75 1.31 -

Electricity Price

($/MWh, 5% IRR) 253.6 225.3 198.5

1) Ongoing a FIT on fuel cells in Korea, 274.06 $/MWh 2) Ongoing a FIT on solar cells in Korea, 472.7 $/MWh 3) Ongoing a FIT on EGS in Germany, 300 $/MWh

* IRR: Internal Rate of Return

Table 7. Costs of a Commercial-scale EGS

Costs units Reservoir Efficiency of Commercial-scale EGS Excellent¹⁾ High²⁾ Low³⁾

1. Total Project Cost K$ 251,148 222,615 194,721

1) Power Plant Capital Cost K$ 67,900 41,351 15,683

2) Field Cost K$ 171,289 170,663 169,766

a. Well Costs K$ 156,841 156,841 156,841

Production Well Cost K$ 93,953 93,953 93,953

Injection Well Cost K$ 62,638 62,638 62,638

Other Well Costs K$ 250 250 250

b. Well Stimulation Cost K$ 10,000 10,000 10,000

c. Other Field Costs K$ 4,448 3,822 2,925

Surface Piping&Equipment K$ 1,250 1,250 1,250

Production Pump Cost K$ 3,198 2,572 1,675

Injection Pump cost K$ 0 0 0

3) Misc (Contingency) K$ 11,959 10,601 9,272

2. Total Annual O&M Costs K$/year 4,021 3,118 2,207

1) Total Plant O&M K$/year 1,911 1,234 526

Plant Labor Cost K$/year 553 407 212

Plant Non-Labor Cost K$/year 1,358 827 314

2) Total Field O&M K$/year 1,872 1,635 1,300

Field Labor Costs K$/year 75 57 32

Well, Non-Labor Cost K$/year 783 783 783

Other Field Non-Labor Costs K$/year 1,014 795 485

3) Royalty K$/year 239 249 382

* Plant Size MW 27.00 16.20 5.40

* Power sales at design conditions MW 22.90 13.76 4.59

1) Excellent efficiency: geothermal fluid production rate, 100 kg/sec 2) High efficiency: geothermal fluid production rate, 60 kg/sec 3) Low efficiency: geothermal fluid production rate, 20 kg/sec

(9)

Table 8. Unit costs and its detail of a Commercial-scale EGS Excellent Reservoir Efficiency¹⁾ Case ($/MWh) Capital

Cost

O&M Cost

Total

Cost %

1. Well Field 50.9 3.9 54.8 54%

3. Power plant 22.0 9.5 31.5 31%

4. Royalty 0.0 1.2 1.2 1%

5. Contingency 3.9 0.0 3.9 4%

Total 81.5 20.0 101.5 100%

% of all Costs 80% 20% 100% -

High Reservoir Efficiency²⁾ Case ($/MWh) Capital Cost

O&M Cost

Total

Cost %

1. Well Field 84.7 6.5 91.2 62%

3. Power plant 22.3 10.2 32.6 22%

4. Royalty 0.0 2.0 2.0 1%

5. Contingency 5.8 0.0 5.8 4%

Total 120.2 25.8 146.1 100%

% of all Costs 82% 18% 100% -

Low Reservoir Efficiency³⁾ Case ($/MWh) Capital Cost

O&M Cost

Total

Cost %

1. Well Field 253.9 19.5 273.3 74%

3. Power plant 25.4 13.1 38.5 10%

4. Royalty 0.0 9.2 9.2 2%

5. Contingency 15.3 0.0 15.3 4%

Total 315.5 54.6 370.1 100%

% of all Costs 85% 15% 100% -

1) Excellent efficiency: geothermal fluid production rate, 100 kg/sec 2) High efficiency: geothermal fluid production rate, 60 kg/sec 3) Low efficiency: geothermal fluid production rate, 20 kg/sec

상업적 규모의 인공저류층 생성 지열발전

상업적 규모는 생산정 6개, 주입정 4개의 경우에 인공 저류층 생성의 “탁월/우수/미흡” 시나리오를 적용하여 1 개 생산정 당 각각 100 kg/sec, 60 kg/sec, 20 kg/sec의 생산량을 적용하여 분석한다. 상업적 규모의 지열수 생 산량 시나리오를 가정한 결과 “탁월”시 27 MW급의 지 열 발전을 기대할 수 있는 것으로 나타났다(Table 7). 또 한 “우수”인 경우에도 16.2 MW이며 “미흡”인 경우 5.4 MW 규모의 지열 발전이 가능하다. 생산에 투입되는 전 력량을 제외하면 실제 전력 판매량은 “탁월/우수/미흡”

시나리오별 각각 22.90 MW, 13.76 MW, 4.59 MW가 가능한 것으로 도출되었다.

이러한 우리나라의 27 MW급의 상업적 지열 발전을

위해 초기에 지출해야 할 시설비용과 시추비용 등의 고 정비용의 규모는 251 백만달러로 나타났으며 세부적으 로 살펴보면 발전시설비용에 68백만달러, 시추 및 현장 비용에 171 백만달러가 필요할 것으로 계산되었다. 그리 고 16.2 MW 급인 경우 고정비용이 222백만달러이며, 발 전시설비용에 41백만달러로 탁월사례에 비해 다소 감소 하였으나 시추 및 현장비용에는 역시 171백만달러가 필 요할 것으로 계산되었다. 5.4 MW급인 경우 또한 고정 비용이 195백만달러이며 발전시설비용 16백만달러, 시 추 및 현장비용에 170백만달러가 필요할 것으로 계산되 었다. 연간 운영관리비용은 “탁월/우수/미흡” 시나리오 별 4.02백만달러, 3.12백만달러, 2.21백만달러로 차이를 보였다.

(10)

Table 9. Benefit-cost analysis results of a Commercial-scale EGS Present Value

(K$)

Fixed Cost (K$)

Operation Cost (K$/yr)

Annual Power Sales (MWh) Excellent¹⁾

Costs/Data

312,962 251,148 4,021 200,593

High²⁾ 270,539 222,615 3,118 120,494

Low³⁾ 228,655 194,721 2,207 40,190

FIT for 15 years⁴⁾ FIT for 15 years⁵⁾ FIT for 20 years⁶⁾ RPS

Excellent

Annual Benefit (K$) FIT 54,974 No FIT 16,800

FIT 94,820 No FIT 16,800

FIT 60,178

No FIT 16,800 20,359

Total Benefit (K$) 654,493 1,068,078 798,839 312,962

Net Benefit (K$) 341,531 755,116 485,877 0

Benefit-Cost Ratio 2.09 3.41 2.55 1.00

Electricity Price

($/MWh, 5% IRR) 110.0 105.6 101.5

High

FIT 56,958 No FIT 10,091

FIT 36,148

No FIT 10,091 17,599

Total Benefit (K$) 393,147 641,584 479,855 270,539

Net Benefit (K$) 122,608 371,044 209,316 0

Electricity Price

($/MWh, 5% IRR) 176.0 160.6 146.1

Low

FIT 18,998 No FIT 3,366

FIT 12,057

No FIT 3,366 14,874

Total Benefit (K$) 131,133 213,997 160,053 228,655

Net Benefit (K$) -97,523 -14,658 -68,602 0

Electricity Price

($/MWh, 5% IRR) 507.8 437.0 370.1

1) Excellent efficiency commercial EGS: geothermal fluid production rate, 100 kg/sec 2) High efficiency commercial EGS: geothermal fluid production rate, 60 kg/sec 3) Low efficiency commercial EGS: geothermal fluid production rate, 20 kg/sec 4) Ongoing a FIT on fuel cells in Korea, 274.06 $/MWh

5) Ongoing a FIT on solar cells in Korea, 472.7 $/MWh 6) Ongoing a FIT on EGS in Germany, 300 $/MWh

저류층 생성 “미흡” 시 상업적 규모의 EGS의 단위 발 전비용과 세부 비용 항목을 계산한 결과는 다음과 같다 (Table 8). 균등화 발전원가는 370.1원/kWh 이며 세부 비용 항목을 살펴보면 탁월 시 시추설비비용이 전체 비 용의 74%를 차지한다. 그리고 발전소 건설비용과 파이 프라인/펌프/자극비용 등이 각각 10%, 9%를 차지하는 것을 알 수 있다. 또한 “우수” 수준의 저류층이 생성될 경우 “미흡”일 때 보다 전체 비용 대비 시추설비비용의 비율이 떨어짐을 알 수 있다. “탁월”인 경우에도 “미흡”

이나 “우수”일 때 보다 시추설비비용 비율이 역시 떨어

진다. 생산량 “우수”일 경우 시추설비비용은 전체 대비 62%이며 발전소 설비이용이 22%이다. 저류층 생성 “탁 월”인 경우 시추설비비용은 전체 대비 54%이며 발전소 설비이용이 31%이다.

앞서 살펴본 바와 같이 상업적 규모의 전력생산시 “탁 월/우수/미흡” 시나리오별 단위 전력 생산 비용은 각각 101.5원/kWh, 146.1원/kWh, 370.1원/kWh 이었다. 이는 우리나라의 전력 시장가격 83.75원/kWh보다 높은 수준 으로 앞서 살펴본 바와 같이 발전차액지원과 발전의무비 율할당을 고려해야 한다. 실증규모 분석과 달리 상업 규

(11)

Table 10. Sensitivity analysis results of EGSs by increasing the IRR to 10%

Excellent¹⁾

Total Benefit (K$) 448,729 751,799 527,671 289,054

Net Benefit (K$) 159,675 462,744 238,617 0

Electricity Price

($/MWh, 10% IRR) 169.4 160.3 152.9

High²⁾

Total Benefit (K$) 269,547 451,598 316,967 252,004

Net Benefit (K$) 17,543 199,594 64,963 0

Electricity Price

($/MWh, 10% IRR) 254.9 236.7 221.9

Low³⁾

Total Benefit (K$) 89,906 150,629 105,723 215,531

Net Benefit (K$) -125,624 -64,902 -109,808 0

Electricity Price

($/MWh, 10% IRR) 685.0 620.9 568.9

Pilot

Total Benefit (K$) 59,922 100,394 70,464 75,562

Net Benefit (K$) -15,639 24,832 -5,098 0

Electricity Price

($/MWh, 10% IRR) 350.8 322.4 299.2

모에서는 인공 저류층 생성 효율에 따른 지열발전 경제 성 분석을 실시하므로 발전용량에서 차이가 발생하지만, 본 연구에서는 같은 발전차액지원 기준가격을 적용한다.

분석결과 생산량이 “미흡”한 경우에는 모든 기준가격 에서 발전 타당성이 떨어지며 15년 지원기간으로 분석한 경우에는 지열발전에 대해 5%의 내부수익률 기준으로 507.8원/kWh 이상의 기준가격이 적용되어야 발전이 가능 한 것으로 나타났다(Table 9). 또한 20년 지원기간 기준 437.0원/kWh, 발전의무비율할당제 하에서 370.1원/kWh 의 이상의 가격을 설정해야 함을 알 수 있다. 저류층 생 성 결과가 “우수”인 경우와 “탁월”인 경우는 분석한 모 든 상황에서 순편익이 발생하며, 비용편익비가 1 이상임 을 확인할 수 있다. 생산량이 “우수”인 경우 15년 지원 기간일 때에 지열발전에 대해 5%의 내부수익률 기준으 로 176.0원/kWh 이상의 기준가격이 적용되어야 발전이 가능하며 20년 지원기간일 때에는 160.6원/kWh, 발전의

무비율할당제 하에서 146.1원/kWh의 이상의 가격을 설 정해야 함을 알 수 있다. “탁월”인 경우 15년 지원기간 을 가정할 때 지열발전에 대해 5%의 내부수익률 기준으 로 110.0원/kWh 이상의 기준가격이 적용되어야 경제성 있는 발전이 가능하며 20년 지원기간인 경우 105.6원/kWh, 발전의무비율할당(RPS)제하에서 101.5원/kWh의 이상의 가격을 설정해야 함을 알 수 있다.

할인율에 대한 민감도 분석

위의 경제성 평가 결과는 공공사업으로 실행할 경우로 가정하여 할인율 5%를 적용한 결과이다. 할인율은 시간 에 대한 가치를 나타내므로 민간에서 시행될 경우 수익 률인 할인율은 현행 이자율 이상으로 설정되어야 할 것 이다. 따라서 할인율 10%인 경우와 15%인 경우를 추가 로 분석한다.

할인율 상승에 따라 순편익 및 비용편익비가 하락하며,

(12)

Table 11. Sensitivity analysis results of EGSs by increasing the IRR to 15%

Excellent¹⁾

Total Benefit (K$) 333,528 566,521 381,824 277,550

Net Benefit (K$) 55,978 288,970 104,274 0

Electricity Price

($/MWh, 15% IRR) 226.3 217.0 210.7

High²⁾

Total Benefit (K$) 200,347 340,303 229,358 243,085

Net Benefit (K$) -42,738 97,219 -13,727 0

Electricity Price

($/MWh, 15% IRR) 334.7 318.2 307.3

Low³⁾

Total Benefit (K$) 66,825 113,507 76,501 209,215

Net Benefit (K$) -142,390 -95,709 -132,714 0

Electricity Price

($/MWh, 15% IRR) 880.0 827.6 792.8

Pilot

Total Benefit (K$) 44,539 75,652 50,988 72,596

Net Benefit (K$) -28,058 3,056 -21,608 0

Electricity Price

($/MWh, 15% IRR) 453.2 428.9 412.8

* LCOE: levelized cost of electricity

할인율이 15%로 상승한 경우 기존에 발전 타당성이 나 타났던 경우도 타당성이 떨어지는 것으로 나타났다(Table 10, Table 11). 할인율을 15%로 향상시킨 경우에는, 저 류층 생성 효율이 우수인 상업 발전에서 15년 지원기간 동안 334.7원/kWh 이상의 기준가격이 적용되어야 지열 발전의 경제성을 확보하며 20년 지원기간인 경우 318.2 원/kWh 이상의 기준가격이 설정되어야 한다. 그리고 향 후 시행될 발전의무비율할당제 하에서 지열발전으로 생 산된 전력에 대해 307.3원/kWh의 이상의 가격이 설정되 어야 지열발전의 경제성을 확보할 수 있다.

결 론

본 연구는 미국 에너지부(DOE)에서 개발한 GETEM 모형에 기반하여 우리나라에서 현재 타 에너지원에 적용

하고 있는 발전차액지원 기준가격과 국외 EGS 기준가 격을 대상으로 실증 규모와 상업적 규모의 지열발전에 대한 경제성을 분석하였다. 그리고 발전의무비율할당제 도의 시행을 고려하여 발전소 수명 기간동안의 균등화 발전원가로 예상 전력가격을 제시하였다.

발전차액지원기간이 15년으로 한정되는 경우 현재 시 행되고 있는 연료전지(기타 연료이용)와 태양광(3 MW 이상)의 기준가격인 274.06원/kWh과 472.7원/kWh 대비 하여 경제성을 분석하였다. 그리고 발전차액지원기간이 20년 경우에 대해 독일의 EGS 사례와 같이 300원/kWh 를 기준가격으로 하였다. 이때 지원기간 이후의 발전단 가는 현행 전력 시장가격인 83.75원/kWh 을 적용하였다.

실증규모의 인공저류층 생성 지열발전과 상업적 규모 인 공저류층 생성 효율이 “우수”(공당 생산량 60 kg/sec) 이 상인 경우 14-23 MW급의 지열발전으로 현재 국내 타에

(13)

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])

안 은 영

2001년 서울대학교 지구환경시스템공학 부 공학사

2003년 서울대학교 지구환경시스템공학 부 공학석사

2009년 충남대학교 경제학박사

현재 한국지질자원연구원 정책연구실 선임연구원 (E-mail; [email protected])

너지 및 외국 지열발전 기준가격에도 지열발전이 경제성 을 가짐을 알 수 있다. 인공 저류층 생성 효율이 낮아 생 산량이 “미흡”(공당 생산량 20 kg/sec) 경우는 5 MW급 의 기준가격 507.8원/kWh로 현행 타 에너지기준으로는 발전 경제성이 부족하였다. 이 결과들은 공공사업으로 시행하는 경우로 5%의 낮은 내부수익률 기준에서 도출 하였다. 민간에서 수행되는 경우를 고려한 경우 기준가 격이 더 올라갔다. 그 결과 내부수익률 10%의 경우의 실 증규모와 내부수익률 15%를 기준으로 한 경우의 실증 규모 및 “우수”한 상업규모 발전에서도 경제적 타당성이 떨어졌다. 또한 의무비율할당제 시행 시 지열 발전사업 자의 내부수익률을 10% 혹은 15%로 볼 때 지열발전이 경쟁력을 가지기 위해서는 “우수” 수준의 상업적 발전을 기준으로 221.9원/kWh 혹은 307.3원/kWh의 신재생에 너지 쿼터 가격이 30년의 발전소 수명기간 동안 보장되 어야 할 것이다.

여러 기준가격 하에서 인공저류층 생성 지열발전의 경 제성을 분석한 본 연구 결과는 국내 지열발전 기준가격 설정을 위한 자료로 활용할 수 있다. 그리고 본 연구에서 도출한 EGS 지열 발전용량과 기준가격은 향후 우리나 라에서 발전의무비율할당제도가 시행될 경우 EGS 지열 발전이 공급가능한 쿼터와 시장가격에 대해 기준으로 적 용할 수 있다. 본 연구 결과는 EGS 지열발전과 관련한 기술적, 경제적 변수인 지열수 생산량 및 할인율, 전력가 격 등의 변수를 상수로 가정하여 도출한 것으로 향후 각 변수들의 변동성을 고려한 확률적 모형으로 심도있는 경 제성 분석 연구가 필요할 것이다.

사 사

이 연구는 2009년 한국석유공사 지원에 의해 “심부지 열활용 기술연구”의 일환으로 수행되었다.

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