청정개발제도(CDM)의 기준선(baseline) 설정 사례 - 태국의 왕겨발전 프로젝트
노 동 운 / 에너지경제연구원 연구위원
1. 서론
브라질 리우에서 1992년 6월에 개최된 유엔환경개 발회의에서는 전세계가 공동으로 대기중의 온실가스 농도를 안정화시키는 것을 목적으로 한 "유엔기후변화 협약(United Nations Framework Convention on Climate Change)"이 154개국에 의해 체결되어 1994 년 3월 21일에 정식으로 발효되었다(에너지경제연구 원, 2004.6). 교토에서 1997년 12월에 개최된 제3차 기후변화협약 당사국총회(COP 3)에서는 기후변화협 약의 구체적인 이행을 위한 교토의정서(Kyoto Protocol)가 체결되었으며 청정개발제도(CDM), 공동 이행제도(JI), 국제 배출권 거래제(IET) 등 국가간 공동 사업을 통해 온실가스를 비용효과적으로 감축할 수 있 는 교토메카니즘이 도입되었다. 2001년 11월 모로코의 마라케시에서 개최된 제7차 당사국총회에서 "마라케시 합의(The Marrakech Accords)"를 채택함으로써 기 후변화협약 부속의정서인 교토의정서의 운영체제가 확 정되었다(에너지경제연구원, 2002.4).
미국과 호주의 비준 거부로 추진이 불확실했던 교토 의정서는 러시아의 비준으로 2005년 2월 16일에 정식 발효되며 교토메카니즘도 본격적으로 가동될 것으로 예상된다. 청정개발제도(Clean Development Mechanism)는 온실가스 감축의무부담을 받은 부속서 I 국가가 감축의무부담을 받지 않은 비부속서 I 국가의
온실가스 감축 프로그램에 투자하여 얻은 온실가스 감 축량을 자국의 온실가스 감축달성에 활용하는 제도이 다. 이는 온실가스 감축비용이 상대적으로 높은 부속서 I 국가가 상대적으로 저감비용이 낮은 개발도상국의 저감기회에 투자함으로써 부속서 I 국가는 온실가스 감축 목표를 달성하고 비부속서 I 국가는 선진국의 기 술을 이전받는 지속가능개발 정책수단으로 평가받고 있다.
우리나라는 교토의정서상의 온실가스 감축 의무부 담을 부여받지 않았기 때문에 청정개발제도(CDM) 프 로젝트의 투자 유치국으로 분류된다. 그러나 교토메카 니즘과 같은 체제가 유지되고 향후 감축의무를 부여받 으면 우리나라는 투자국으로 전환될 것으로 예상된다.
청정개발제도에서는 기준선(baseline) 설정이 중요한 이슈로 논의되고 있다. 기준선이 어떻게 설정되느냐에 의해서 프로젝트의 경제성과 환경목표의 비용효과적 달성이 영향을 받을 것이며 궁극적으로는 청정개발제 도 프로젝트로서의 승인이 결정적인 영향을 받을 것이 다. 따라서 청정개발제도를 활용하기 위해서는 청정개 발제도와 특히 기준선의 설정에 관한 실증적인 검토가 필요한 실정이다. 본 연구의 주된 목적은 유엔 기후변 화협약(UNFCCC) 청정개발제도 집행이사회(CDM EB)가 승인한 태국의 왕겨발전 프로젝트의 기준선 방 법론을 검토하는 것이다. 이러한 분석은 향후 우리나라 의 청정개발제도 이용에 중요한 정보로 활용될 수 있을
것으로 기대된다.
2. 기준선의 정의
교토메카니즘의 기준선(baseline)은 온실가스 감축 노력을 평가하기 위한 기준 배출량으로 넓게 정의될 수 있다. 청정개발제도와 공동이행제도는 프로젝트 중심 이기 때문에 기준선은 프로젝트별로 정의되고 있으며 배출권 거래제도는 참가자 단위로 제도가 시행되기 때 문에 기준선은 참가자별로 정의되고 있다. 또한 청정개 발제도와 공동이행제도의 기준선은 가상적인 상황을 바탕으로 정의되기 때문에 기준선의 배출량이 사전적 으로 측정 불가능한(counterfactual) 특징을 지니고 있다1)(환경부, 2004).
청정개발제도의 기준선은 "온실가스 저감노력이 없 는 경우의 온실가스 배출량", 즉 제안된 프로젝트가 시 행되지 않았을 경우를 상정하는 상황에서의 온실가스 배출량으로 정의되고 있다. "프로젝트가 없는 경우에는 어떠했을까?", 즉 프로젝트가 추진되지 않은 상황에서 온실가스 배출량은 어느 정도의 수준이었을까 라는 가 정에서 배출될 것으로 추정되는 온실가스의 양이 바로 프로젝트의 기준선(baseline)인 것이다(OECD, 2000).
프로젝트의 온실가스 배출량이 기준선 수준보다 낮아 야 하며 기준선과 프로젝트의 배출량과의 차이인 온실 가스 감축량이 발생해야 비로서 프로젝트가 청정개발 제도(CDM) 프로젝트로 인정받을 수 있다.
기준선의 수준은 온실가스 저감정책의 환경효과성 및 이행비용과 직접적인 관련을 갖고 있다. 기준선의 수준이 너무 엄격하게 설정되면 환경 효과성은 양호한 반면 이행비용은 높아지게 되며 기준선 수준이 너무 느 슨하게 설정되면 환경 효과성은 미약함과 동시에 이행 비용은 낮아지는 관계가 있다(환경부, 2004). 기준선 의 수준이 높으면 온실가스 저감 프로젝트 수가 증가하 고 배출신용도 증가하는 반면 기준선 수준이 낮으면 프 로젝트 수는 감소하고 배출신용도 감소하는 등 기준선 수준은 저감 프로젝트 수 및 저감 총량과 직접적인 관 계를 갖고 있다. 프로젝트의 환경 효과성을 저하시키는 요소로는 무임승차(free riding), 게임(gaming), 누출 (leakage)2)(OECD, 2000)이 있기 때문에 기준선은 이 러한 부작용이 발생하지 않도록 설정되어야 한다.
기준선이 온실가스 저감정책의 환경 효과성과 이행 비용에 영향을 미치는 요소에는 여러 가지가 있다. 온 실가스 배출량 수준이 높은 시기를 기준년도로 선정하 면 다른 요인들이 모두 같은 상황에 비하면 환경효과성 도 낮고 이행비용도 낮은 특징이 있다. 또한 대상 온실 가스를 확대하고 대상 설비를 늘릴수록 이행비용이 증 가하며 지리적 통합수준이 상이한 지역을 대상으로 기 준선을 설정하면 이행비용과 환경 효과성에서 편차가 크게 발생할 것이다. 절대적 기준선 단위를 사용한 경 우와 상대적 기준선을 사용한 경우에도 환경 효과성과 이행비용에 있어서 차이를 나타낼 것이다. 프로젝트별 기준선을 설정하기에는 많은 비용이 수반되기 때문에
1) 배출권 거래제도에서는 기준선에서 온실가스 감축 목표량을 차감한 양을 배출권으로 참가자에게 할당하는 것이 통상적이기 때문에 기준선은 통상 과거의 시점 을 기준으로 설정된다. 청정개발제도의 경우에는 기준선(기준 배출량)과 실제 프로젝트에서 발생한 온실가스 배출량을 비교하여 실제 배출량이 기준선보다 낮 으면 그 차이가 바로 온실가스 감축으로 인정받게 된다. 따라서 청정개발제도에서는 기준선이 과거나 미래의 어느 시점을 기준으로 작성될 수 있는 융통성을 지 니고 있다.
2) 무임승차는 기준선이 너무 높게 설정됨으로써 실제 온실가스 배출감축을 달성하지 않는 프로젝트가 온실가스 배출신용을 부여받는 것이다. 게임은 인위적으로 기준선을 높게 설정함으로써 온실가스 감축을 증대시키는 것을 말하며 누출은 프로젝트 수행으로 인해 프로젝트 경계 밖의 온실가스 배출량이 증가되는 것을 말한다.
표준화된 기준선이 이용가능하다면 프로젝트 개발자는 비용과 시간을 줄일 수 있을 것이다. 따라서 최근에는 표준화된 기준선을 개발하는 노력이 이루어지고 있다.
3. 프로젝트 개요
본 연구의 대상이 되고 있는 프로젝트는 청정개발제 도로 추진되는 태국 중부 피칫(Pitchit)의 소형 왕겨 발 전소 건설 사업이다. 동 프로젝트는 야외에서 소각되거 나 매립될 왕겨를 이용하여 22MW(순발전능력 20MW)의 발전소를 건설/운영하여 생산된 전력을 태 국전력공사(EGAT)에 25년간 전력구매계약(PPA)으로 판매하게 된다. 본 절에서는 프로젝트 개발자(미쓰비 시)가 작성한 프로젝트 설계서류(PDD : Project Design Document)에서 서술되고 있는 기준선 방법 론을 소개한다.3)
가. 프로젝트 명칭
프로젝트 명칭은 "A.T Biopower Rice Husk Power Project in Pichit, Thailand"이다.
나. 프로젝트 활동 1) 프로젝트 활동의 목적
동 프로젝트 활동은 야외에서 소각되거나 매립될 왕 겨를 이용하여 전력을 생산하는 것이다. 프로젝트는 태 국 중부지방인 피칫(Pichit)에 22MW(순 발전능력
20MW)의 발전소를 건설/운영하며 생산된 전력은 25 년간의 전력구매계약(power purchase agreement) 을 통 해 태 국 전 력 공 사 (EGAT : Electricity Generating Authority of Thailand)에 판매된다.4)
2) 태국의 지속가능발전에 대한 기여
동 프로젝트는 화석연료에 의존하지 않고 바이오매 스를 사용하여 전력을 생산함으로써 태국의 지속가능 개발에 기여할 것으로 기대된다. 태국의 전력수요는 2001년의 100,322GWh에서 2012년에 203,778GWh 으로 급증하여 10년 동안 두 배 수준으로 증가할 전망 이며 경제성장을 위해서는 전력공급의 확대가 시급한 과제이다.5) 태국 정부는 환경친화적이며 미활용 자원 인 바이오매스를 사용한 전력생산의 중요성을 인식하 여 청정개발제도 전략(Thailand's National CDM Strategy)에서 바이오매스를 청정개발 프로젝트 분야 의 최우선순위로 지정했다. 따라서 동 프로젝트는 태국 의 안정적인 전력공급 확보에 기여할 뿐만 아니라 화석 연료 대신 친환경적이며 태국에 풍부한 미활용 자원인 왕겨를 이용하여 전력을 생산하고 농업 폐기물을 활용 한다는 차원에서 지속가능개발에 기여할 것으로 기대 되고 있다.
3) 프로젝트 계획(Project Plan) (1) 전력판매
동 프로젝트는 소형전력생산자프로그램(Small
3) 모니터링 방법론에 대한 내용은 본 연구에서 제외했기 때문에 모니터링 방법론을 포함한 보다 자세한 내용은 "Mitsubushi Securities, Project Design Document for A.T.Biopower Rice Husk Power Project, July 2003"을 참조할 것
4) 동 프로젝트는 당초 태국에서 추진되었던 5개의 왕겨 발전 프로젝트중 하나이었다. 재원조달과 프로젝트 이행을 보다 효율적으로 추진하기 위해 5개의 프로젝 트는 2-3개의 프로젝트로 통합해서 추진되고 있다.
5) 태국의 전력생산은 주로 천연가스, 석탄(lignite) 및 수입 석유에 의존하고 있으나 태국에 풍부한 미활용 자원인 왕겨와 사탕수수깍지와 같은 바이오매스를 이용 한 발전은 태국 전체 전력생산의 1%에도 미치지 못하고 있는 실정이다.
Power Producer Program)6)에 의해 태국전력공사 (EGAT)에 20MW의 계약용량을 25년 동안 판매하며7) 태국전력공사(EGAT)는 계약용량의 최소 80% 구매를 보장하게 된다. 최소구매 용량은 연간 132,864MWh의 발전량에 해당되며 프로젝트 내부의 전력소비(생산량 의 10%)를 고려하면 프로젝트는 연간 147,627MWh의 전력을 생산하게 된다.
(2) 시멘트 제조업자에 대한 왕겨 재 판매
왕겨를 연료로 사용하면서 발생될 연간 25,655 톤 의 왕겨 재는 시멘트생산의 클링커 대체재로 사용이 가 능하기 때문에 포틀랜드(Portland) 시멘트 생산에 사 용되면 시멘트 생산 공정과 에너지 사용에 따른 온실가 스 배출을 감소시키는데 기여할 수 있을 것이다.8)
(3) 왕겨의 이용가능성
쌀은 태국의 가장 중요한 농업생산품으로서 태국은 세계 최대의 쌀 수출국임에도 불구하고 왕겨 이용은 낮 은 수준에 머물고 있다. 왕겨의 1-2%는 양계장의 깔 짚으로, 1-2%는 벽돌제조에, 20~25%는 제분공장에 서 열이나 증기 생산용 연료로 이용되고 있어 왕겨의 70~75%가 미활용되고 있다.
피칫은 광범위한 용수 운하 네트웍과 풍부한 충적토 평야로 삼모작 경작이 이루어지고 있는 지역이다. 왕겨 공급지역은 프로젝트가 위치할 피칫과 100km 반경이 내의 4개 지방이다. 동 지역에서는 1996~1999년에 태 국의 20%에 해당되는 연간 350만~450만톤의 쌀과 100만톤 이상의 왕겨가 생산되었고 왕겨 발생량중 70 만톤이 미이용된 실정이다. 왕겨 생산량은 동 프로젝트
6) 소형전력생산자(Small Power Producer)는 풍력, 태양, 소수력, 폐기물, 바이오매스 등과 같은 비재래적인 연료로부터 전력을 생산하거나 아니면 전통적인 연 료를 사용한다 할지라도 열병합발전을 통해 열을 생산하는 민간, 주 혹은 정부기업을 의미한다.
7) 소형전력생산자프로그램에 의한 태국전력공사와의 표준화된 전력구매계약(PPA)은 통상 6년에서 25년의 계약기간을 갖게 된다.
8) 클링커 대체에 따른 배출신용(CER)은 고려되지 않았는데 이는 간접배출(indirect emission)에 해당되기 때문인 것으로 풀이된다.
<왕겨 공급지역의 쌀 및 왕겨 생산 추이>
(단위 : 톤)
1996 1997 1998 1999
태국전체 22,015,481 22,331,638 23,580,080 23,607,542
Nakhon Sawan 839,923 1,002,609 1,043,495 1,118,469
Pichit 750,621 843,081 1,056,038 1,120,248
Petchanbun 517,748 504,850 469,986 463,390
Kamphaeng Phet 792,824 635,162 641,995 781,485
Phitsanulok 695,004 833,686 1,025,424 1,035,947
쌀 생산량 소계 3,596,120 3,819,388 4,236,938 4,519,539
왕겨 생산량 소계 827,108 878,459 974,496 1,039,494
자료 : Mitsubishi Securities, Project Design Document for A.T.Power Rice Husk Power Project, July 2003
* 왕겨 생산량은 쌀 생산량의 23%로 추계
에서 소요될 왕겨의 약 5배에 해당되는 규모이다.
동 프로젝트는 왕겨 공급지역내 30명의 쌀 제분업 자와 8년간의 연료 공급계약을 체결했으며 현재까지 체결된 왕겨 계약 공급량은 동 프로젝트에서 소요될 왕 겨 수요(연간 144,533톤)를 충당하는 규모에 이르고 있다. 왕겨는 주로 지방의 소형 트럭 운송업자에 의해 운송될 예정이다. 태국에서 추진되고 있는 다른 왕겨발 전 프로젝트는 대부분 하나의 대규모 공급자로부터 왕 겨를 공급받을 계획이지만 동 프로젝트는 다수의 소규 모 공급자로부터 왕겨를 공급받게 되는 것이 특징이다.
(4) 재원조달계획
프로젝트에는 총 US$ 3,200만의 비용이 소요될 것 으로 추산되며 여기에는 토지비용, 건설기간의 이자비 용, 프로젝트 개발비용, 금융비용, 임시비용이 포함되 어 있다. 동 프로젝트는 태국 정부(에너지부의 에너지 정책 및 계획국(EPPO) : Energy Policy and Planning Office)로부터 소형 전력 생산자 프로그램 에 지원되는 5년간의 보조금을 받기로 되어 있다. 프로 젝트 비용은 60(senior debt) : 15(subordinate debt) : 25(common equity)의 비율로 조달될 계획이며 주 요 투자기업들(major equity investors)이 소요자금 (common equity)의 절반을 조달할 계획이다.
다. 프로젝트 참여기업
A.T Biopower Co. Ltd.(ATB)는 종합적인 개발 및 금융책임을 맡고 있는 프로젝트 개발 및 금융기업이다.
Rolls-Royce Power Ventures Ltd.(RRPV)는 산업 투자자(industrial investor)이며 Al Tayyar Energy Ltd.(ATE)는 에너지 투자 및 개발회사이고 태국전력 공사(EGAT)는 엔지니어링을 담당하게 된다.
라. 기술이전 및 소요 연료
청정개발 프로젝트는 프로젝트 투자국에게는 비용 효과적인 온실가스 감축기회를 제공함과 동시에 프로 젝트 유치국에게는 기술을 이전하는 지속가능개발정책 으로 언급되고 있다. 프로젝트 유치국(host country) 은 태국이며 프로젝트 활동은 방콕 북부의 피칫에 위치 하며 있으며 보다 정확한 자역명은 Ampur Bang- moon-nak, Tambon Hor-Krai이다.
1) 프로젝트에 사용된 발전 기술
발전소는 왕겨를 부유상태에서 연소시키기 위해 유 동층 연소 보일러(suspension-fired boilers)를 사용 할 계획이다. 이러한 보일러 기술을 채택한 이유는 동 보일러가 시멘트 대체재로 적절한 고품질의 왕겨재를 생산 가능하기 때문이다. 또한 시멘트 생산시 발생하는 온실가스 배출을 감축함과 동시에 재 처리의 환경문제 를 동시에 해결할 수 있는 기술이다. 이러한 최신의 기 술을 태국에서 이용함으로써 동 프로젝트는 기술이전 의 중요한 사례로 언급될 것이다. 태국회사인 Electrowatt-Ekono(EWE)가 연소기술 제공기업인 McBurney(McB)와 함께 발전소를 건설하며 EWE는 설비의 효율, 순전력 생산량, 연료 소비율, 신뢰도, 그 리고 온실가스 배출량을 보증하게 된다. 발전소는 운전 /보수 계약자(O&M contract)에 의해 운영된다.
2) 기술이전 교육(training)
운전/보수 계약자는 최신의 연소/발전 기술의 이전 에 기여할 수 있도록 태국의 현지직원을 고용하게 되며 가능하면 발전소 주변의 주민을 채용할 계획이다. 모든 직원은 기초 훈련(기초 안전, 기초적인 발전소 지식, 기 본적 왕겨 연소 기술, 환경 의식, 감독 교육)을 받게 되
며 직업교육(job-specific subject)에서는 보다 구체적 인 교육(발전소와 스팀 순환 개관, 보일러 설계 및 운 영, 터빈 설계 및 운영, 연료 조작 장비 및 운영, 재 조 작 장비 및 운영, 용수처리 및 물 화학성질, 발전소 HV reticulation, 발전소 통제 원리)이 이루어지게 된다.
현장교육(on-the-job training)에서는 시동, 조업정 지, 비상시 대응에 대한 교육이 이루어질 계획이다.
3) 에너지 밸런스
연료로 사용될 왕겨의 열량(13, 607kJ/kg 0.013607 TJ/톤)을 고려하면 동 발전소에는 연간 144,533톤의 왕겨가 필요하며 여기에서 부산물로 생산된 왕겨재는 25,655에 이를 것으로 추정된다. 즉, 동 프로젝트는 연 간 147,627MWh의 전력을 생산하여 132,864MWh는 태국전력공사(EGAT)에 판매하고 나머지 14,763MWh 은 발전소 내부에서 소비하게 된다. 에너지로 환산하면 피칫 발전소에서 생산될 전력은 531TJ/yr와 동일 (147,627MWh/yr×3,600MJ/MWh =531TJ/yr)하며 발전소의 발전효율(30%)을 감안하면 계획된 전력량을 생산하기 위해 연간 1,770TJ/yr의 에너지 공급이 필요 (531TJ/0.3 =1,770TJ)하다. 발전소의 보일러 효율 (90%)을 감안하면 발전소에서 연소될 왕겨의 에너지량 (1,770TJ/0.9=1,967TJ)에 왕겨의 열량(0.013607TJ/
톤)를 고려하면 필요한 연간 왕겨 공급량은 144,533톤 (1,967TJ/0.013607TJ=144,533톤/yr)이며 재의 함유 비율(17.75%)에 의해 연간 25,655톤(144,533톤×
17.75%=25,655톤)의 왕겨재가 발생하게 된다.
라. 프로젝트 기간 및 배출신용기간
프로젝트의 활동 개시 시기는 2006년 1월 1일이며 가동 예상기간은 최소 25년이다. 배출신용기간(cred- iting period)은 프로젝트 활동 개시시기와 동일한 2006년 1월 1일에 시작되며 기간별 신용기간은 최장 7 년이다. 첫 번째 신용기간은 7년으로 결정되었으나 두 번째 이후의 신용기간에 대해서는 현재까지 결정되지 않은 상황이다. 프로젝트 기간은 통상 몇 개의 배출신 용기간으로 구분된다.
마. 온실가스 배출 저감
동 프로젝트가 온실가스를 감축시키는 경로는 크게 두 가지로 요약된다. 즉, 화석연료를 사용한 전력생산 을 온실가스 배출이 없는 바이오메스 전력생산으로 대 체하는 것과 왕겨의 야외 소각에서 발생하는 메탄 배출 을 감축하는 것이다. 동 프로젝트는 연간 83,582톤의 인증배출감축(CER:Certified Emission Reduction)10) 을 발생시키며, 7년간의 첫 신용기간동안에 총 585,076톤의 인증배출감축(CER)을 발생시킬 것으로 예상된다.
다른 프로젝트는 왕겨 공급을 하나의 대규모 제분소 에 의지한 반면 동 프로젝트는 30개 이상의 소규모 제 분소로부터 왕겨를 공급받는다는 것이 다른 왕겨 발전 프로젝트와의 차이점이다. 이는 동 프로젝트가 없을 경 우 이러한 소규모 제분공장에서는 왕겨를 예전과 같이 소각시키거나 매립함으로써 온실가스를 배출시키게 되 는 것이다.
9) 실험실 분석에 의하면 왕겨의 성분은 탄소(Carbon) 37.13%, 수소(Hydrogen) 4.12%, 산소(Oxygen) 31.60%, 질소(Nitrogen) 0.36%, 황(Sulphur) 0.05%, 재 17.75%, 수분(Moisture) 9.00%으로 구성되어 있다.
10) CER은 청정개발 프로젝트가 감축시키는 온실가스 배출량으로서 한 단위의 CER은 1톤의 이산화탄소와 동일한 가치로 환산되며 CER은 CDM EB가 발행하게 된다.
동 프로젝트는 태국의 다른 발전 프로젝트에 비하면 투자보수율(ROE)이 낮기 때문에 투자자의 관심이 되 지 못하고 있으나 교토의정서가 공식적으로 발효되면 투자보수율이 상승하고 투자자의 관심을 이끌어낼 수 있을 것으로 기대된다. 만약 인증배출감축(CER) 가격 이 $7에 이를 경우 연간 인증배출감축규모를 고려하면 투자보수율은 7.2%까지 상승하게 될 것이며 이러한 투 자보수율은 태국내의 다른 프로젝트의 투자보수율과 비슷한 수준이다. 투자보수율 이외에도 청정개발제도 집행이사회(CDM EB)에 동 프로젝트가 청정개발 프로 젝트로 정식 등록되면 동남아시아에서 첫 번째 청정개 발 프로젝트가 됨으로써 학습효과를 누릴 수 있을 것으 로 기대된다.
4. 기준선 방법론(Baseline Methodology)
본 절에서는 동 프로젝트 개발자가 기후변화협약 청 정개발제도 집행이사회(CDM EB)에 제출한 기준선 방 법론(baseline methodology, Mitsubishi, 2003)과 청정개발제도 방법론 소위원회(Meth Panel)가 검토한 의견(UNFCCC, 2003, 2004) 등을 종합하여 기준선 방법론을 소개.분석한다. 이는 향후 프로젝트 설계 보 고서를 작성하는데 참고가 될 뿐만 아니라 실제 기준선 을 설정하기 위한 방법론 선정 및 기준선 계산에 유용 한 정보를 제공할 수 있을 것이다.
가. 기준선 방법론 명칭
기준선 방법론의 명칭은 "전력망에 연결된 바이오매 스 발 전 (Grid-Connected Biomass Power Generation)"이다.
본 기준선 방법론은 전력망의 발전을 대체하는 다음 과 같은 바이오메스 발전 프로젝트에 적용될 수 있다 (UNFCCC, 12 January 2004). 즉,
통제되지 않은 방법으로 소각되거나 매립될 바이 오메스 이용
분산되어 있어서 BAU하의 전력망 발전에는 사 용될 수 없는 바이오매스의 풍부한 공급이 존재 신규 발전소 건설계획에 영향을 거의 미치지 못 함
수요가 증가할 경우 전력망에 연결되지 않을 수 있음
전력망의 평균 배출계수에 영향을 거의 미치지 못하며
전력망의 평균 온실가스 배출계수(CEF)가 실현 가능성이 가장 높은 운전대체(operating mar- gin) 발전방식의 배출계수보다 낮은 경우의 프로 젝트이다.
나. 기준선 방법론 선택의 합리성
본 단계에서는 기준선을 결정하는 몇 가지 방법론중 에서 어느 하나의 기준선 방법론을 선정해야 하며 특정 방법론을 선정한 이유를 설명해야 한다.
동 프로젝트의 기준선 방법론으로는 마라케쉬합의 문(48조)에서 제시되고 있는 세 가지의 기준선 방법론 중에서 48(b)의 접근법이 사용되었다. 48(b)는 "투자장 벽을 고려하여 경제적으로 가장 실현가능성이 높은 기 술의 배출량"이라고 정의하고 있다. 동 접근법을 채택 한 이유는 투자 유치국의 에너지 정책 및 환경규제와 같은 관련 변수들에 입각해서 판단해 볼 때 동 프로젝 트가 없는 경우 가장 경제적으로 실현가능한 행동이 고 려되었기 때문이다.
동 프로젝트는 한계전력(marginal electricity)을 대체할 것이며 한계전력의 정의는 투자 유치국의 에너 지 정책 우선순위와 발전기술 옵션의 경제성에 의해 주 로 좌우된다. 태국의 에너지 정책 우선순위는 전력의 안정적 공급, 바이오매스의 이용 증대, 외환보유의 안 정화 등이다. 이러한 점을 고려할 경우 동 프로젝트는 경제적으로 가장 실현 가능성이 높을 것으로 예상되는 전력생산을 기준선으로 설정했다는 점을 의미한다.
기준선 방법론 48(a)와 48(c)는 적절한 방법론이 되 지 못한다는 이유가 제시되고 있다. 배출 패턴이 변화 될 가능성이 높기 때문에 48(a)의 "현재 혹은 과거의 배 출량"을 기준선으로 사용하기에는 부적절하며 48(c)의
"사회적, 경제적, 환경적, 기술적 환경에서 유사한 프로 젝트의 상위 20%나 지난 5년 동안 추진된 유사한 프로 젝트의 평균 온실가스 배출량"를 기준선으로 설정하기 에는 이와 관련된 신뢰성있는 정보가 부족하기 때문이 다. 마라케쉬합의문의 48조11)에서는 프로젝트 활동에 대한 기준선을 선정하는데 있어서 프로젝트 참가자는 청정개발제도 집행위원회의 지침을 고려하여 세 가지 의 방법론(48(a), 48(b), 48(c))중에서 프로젝트 활동에 가장 적합할 것으로 생각되는 한 가지 방법론을 선정해 야 하며 선정에 대한 합리성을 제시해야 한다고 규정하 고 있다.
다. 기준선 방법론 적용 단계
동 단계에서는 기준선 방법론을 세 단계에 걸쳐서 설명하게 된다12). 1단계에서는 장벽분석(barrier
analysis)을 통해서 동 프로젝트가 BAU(Business- as-Usual)로 추진되는 것이 아니라는 점을 입증하고 다음으로는 프로젝트에 대한 기준선 시나리오를 결정 하게 된다. 2단계에서는 동 프로젝트가 어떤 형태의 발 전을 대체시킬 것인가를 결정하게 되며 마지막 3단계 에서는 연료수급 적절성(suitability) 평가를 통해서 동 프로젝트가 충분한 연료공급능력을 갖고 있다는 점과 동 발전소가 다른 왕겨 발전소를 대체하지 않기 때문에 온실가스 누출을 발생시키지 않는 다는 점을 서술하게 된다.
1) 1단계 : 프로젝트는 BAU와 차이가 있는가?
제안된 프로젝트 활동이 BAU로 추진될 수 없는 장 벽은 기술에서 바이오매스 공급까지 광범위하게 존재 하고 있으며 대표적인 장벽으로는 투자장벽, 기술적 장 벽, 관습상 장벽, 기타장벽이 인용된다13). 프로젝트 개 발자는 소규모 청정개발제도 프로젝트에서 통상 접하 게 되는 장벽에 입각한 장벽분석을 통하여 동 프로젝트 가 BAU 프로젝트로 추진되지 못한다는 점을 다음과 같이 설명하고 있다.
(1) 투자 장벽
동 프로젝트는 왕겨재의 잠재적 환경영향을 감소시 키기 위하여 왕겨재를 시멘트 제조에 판매하게 되며 따 라서 시멘트 원료에 적합한 왕겨재를 생산하기 위해 최 신의 발전기술(유동층 연소보일러)을 사용하게 된다.
동 기술은 태국의 소규모 왕겨발전에서 사용되는 기술
11) UNFCCC/CP/2001/13/add.2 참조. 세 가지 방법론은 다음과 같다. 48(a) 현재의 실제 배출량이나 과거의 배출량, 48(b) 투자장벽을 고려하여 경제적으로 가 장 실현가능성이 높은 기술로부터의 배출량, 48(c) 사회적, 경제적, 환경적, 기술적 측면에서 유사한 프로젝트의 상위 20%나 지난 5년 동안 추진된 유사한 프로 젝트의 평균 온실가스 배출량이다(외교통상부, 마라케시합의문, 2002.4).
12) 만약 각 단계에서의 질문에 대한 답이“아니오”로 결정되면 다른 방법론을 적용해야 한다.
(stoker 보일러)보다 우수한 기술로서 이는 프로젝트 의 비용을 증가시켜 투자수익률(ROI)을 낮춤으로써 투 자자를 찾기 어려운 점이 있다.
(2) 기술 장벽
동 프로젝트는 태국에서 유동층 연소(suspension- fire) 기술을 왕겨발전에 적용하는 첫 번째 사례이다.
동 기술이 다른 국가에서 왕겨발전에 사용되고 있기는 하지만 특별한 특성을 지닌 태국 왕겨에 적용할 때 예 기치 못한 기술적 문제에 봉착할 가능성이 있다. 또한 유동층 연소기술에 대한 경험이 전혀 없는 태국의 현지 근로자들을 훈련시켜서 발전소의 운영과 유지에 투입 한다는 계획으로 미루어 보아서 기술적인 문제가 발생 할 수 있는 가능성은 항상 남아 있다.
(3) 기타 장벽
왕겨 발전소가 건설될 지역의 주민들이 왕겨발전소 건설에 대해 우려하고 있어서 지역주민들의 동의를 얻 어내기가 쉽지 않다. 제분소 주위에 건설하는 다른 왕 겨 발전소의 경우 왕겨가 발생시키는 먼지와 연기의 환
경문제를 왕겨 발전소가 대폭 경감시켜주기 때문에 지 역주민들에게 직접적인 환경개선효과를 제공하고 있 다. 그러나 동 프로젝트의 경우에는 왕겨발전소가 연료 공급원으로부터 멀리 떨어져 있기 때문에 이러한 환경 개선효과가 지역주민들에게 직접적으로 전달되기는 어 려운 점이 있다.
지역주민의 동의는 프로젝트 추진에 절대적으로 필 요하다. 소형전력생산자 프로그램의 적용을 받기 위해 서는 67%의 동의14)를 얻어야 하는데 동 프로젝트는 지 역주민과의 원만한 관계를 위해 지역의 이해관계자들 과의 모임 등 다양한 행사를 추진하고 있다. 동 프로젝 트는 환경보호 보장기금(Environmental Protection Guarantee Fund)을 조성해서 발전소 운영과 관련한 예기치 못한 환경피해에 대해 보상하고 지역사회 개발 기금(Community Development Fund)을 조성해서 지역사회 개발에 투자할 계획이다.
2) 2-1단계 : 베이스라인은 운전대체(operating margin)인가?
이번 단계에서는 투자 유치국의 에너지 정책과 프로
13) 전력망 연결 바이오메스 발전 프로젝트가 직면한 전통적 장벽의 예는 다음과 같다.
(a) 투자장벽
- 자기자본순이익률(ROE: return on equity)이 전통적인 프로젝트와 비교하여 너무 낮음 - 신기술 또는 공정(process)과 관련된 실제 또는 인지된 위험이 너무 높아서 투자를 유인하기 어려움 - 혁신적인 프로젝트에 대한 재원조달이 어려움
(b) 기술적 장벽
- 프로젝트는 당해 국가에서 기술을 최초로 적용하는 사례가 되며 이는 동 기술이 다른 나라에서는 인정이 되었다 할지라도 기술에 대한 우려를 야기시킴 - 기술을 유지하고 운전하기 위한 숙련된 또는 적절하게 훈련된 노동자가 없어서 장비파손과 기능불량을 야기시킴
(c) 지배적인 관습에 의한 장벽
- 규제 없이 또는 규제에 의해 현재의 바이오메스 처리관행을 변화시킬 의지가 부족. 의지가 부족한 경우 동 프로젝트에서 이용될 바이오매스가 베이스라인 시나리오에서는 어떻게 이용될 것인가를 예시해야 함
- 프로젝트 개발자들이 최신의 기술에 대해 익숙하지 않아서 최신기술에 거부감을 갖음 (d) 기타 장벽
- 관리자가 최신의 기술을 이용한 경험이 부족해서 너무 많은 관리시간을 필요로 하고 따라서 관리자 측면에서 보면 프로젝트의 우선순위가 낮음 - 지역사회가 바이오메스 전력발전의 환경적 이익을 이해하지 못하고 따라서 프로젝트에 반대
- 분산된 공급자(source)로부터 바이오메스를 공급받는 경험과 절차가 결여
14) 태국의 법에 의하면 프로젝트가 추진되기 위해서는 환경영향평가의 일부로서 지역주민의 50% 이상의 동의를 얻어야 한다.
젝트의 특성과 같은 변수들을 평가한 이후에 프로젝트 가 운전대체(operating margin)나 건설대체(build margin) 혹은 혼합대체(combined margin)에 의한 온실가스를 대체할 것인지를 결정하게 된다15). 일반적 으로 건설대체는 대부분의 국가에서와 같이 전력수요 가 빠르게 증가하는 경우에 신규 발전소의 장기적인 영 향을 측정하기 위한 기준선에 적절하다. 그러나 바이오 매스 발전 프로젝트의 경우에는 전력수요가 빠르게 증 가하는 경우라 할지라도 건설대체보다는 운전대체가 보다 적절한 기준선이 된다.
건설대체와 운전대체를 결정하기 위해서는 전력망 의 계획된 발전설비 건설계획에 대한 동 프로젝트의 상 대적인 규모와 투자 유치국의 에너지 정책과 같은 두 가지 요소에 대한 분석을 실시해야 한다. 전력망에 연 결되는 바이오매스 발전 프로젝트는 1) 바이오매스 발 전 프로젝트의 규모가 상대적으로 적어서 대규모의 신 규 발전소 건설계획에 영향을 거의 미치지 못하며 2) 투자 유치국의 에너지 정책에 있어서 신재생 에너지의 중요성을 감안해 볼 때 동 프로젝트가 다른 신재생 에 너지 발전 프로젝트의 계획된 건설을 취소(건설대체)시 키지 않을 것이며 두 발전소 모두 건설될 것이라는 두 가지를 입증해야 한다. 단 한 가지 예외는 2)의 경우 바 이오매스의 연료수급이 압박을 받아서 두 발전소가 모
두 건설되기는 어려운 경우이다.
태국전력공사의 전원개발계획에 의하면 전력수요는 지속적으로 증가하고 발전용량도 추가될 계획이다. 동 프로젝트의 발전용량(20MW)은 프로젝트의 1차 신용 기간인 2006~2012년에 태국전력공사가 추가할 예정 인 발전용량(12,591MW)의 0.2% 이하에 불과하기 때 문에 이러한 소규모의 발전소가 이미 계획된 발전소의 건설을 지연시키거나 대체시키지 못할 것이다.
동 프로젝트의 발전능력을 고려해볼 때 동 프로젝트 는 소형전력생산자(SPPs)로 분류된 비슷한 규모의 발 전소를 대체할 것이라는 지적도 가능하다. 그러나 소형 전력생산자 프로그램의 목표는 국가적인 우선순위인 신재생에너지 또는 에너지 효율적인 발전을 증대시키 는 것에 있다는 점을 고려해 볼 때 소형전력생산자 발 전소는 동 프로젝트와 상관없이 건설될 것이다. 두개의 왕겨 발전소가 건설될 수 없을 정도로 왕겨에 대한 수 요가 경쟁적일 경우에는 건설대체의 기준선을 적용해 야 하지만 왕겨의 공급이 풍부하기 때문에 새로운 왕겨 발전소가 대체되지는 않을 것으로 예상된다. 따라서 본 프로젝트는 건설대체(build margin)보다는 운전대체 (operating margin)가 보다 적절하다고 할 수 있다.
15) 발전 프로젝트의 경우 회피발전(avoided generation) 개념에 입각한 기준선에는 운전대체(operating margin), 건설대체(build margin), 혼합법(combined margin) 등의 세 가지 기준선이 제시되고 있다. 운전대체는 청정개발프로젝트가 기존 발전소의 가동을 대체할 경우에 적용하게 된다. 운전대체 효과는 건설대 체 효과가 발생되기 이전에, 그리고 청정개발제도 프로젝트 수행 이후 몇 년동안에 주로 지배적으로 나타날 것이다. 몇 가지의 운전대체 방법론중에서 가장 정 확한 방법론은 급전자료나 급전모델을 사용하는 것인데 널리 적용되지 못하는 단점이 있다. 모든 발전형태의 가중평균한 가장 단순한 방법론은 정확성이 떨어 진다는 단점이 있다. 따라서 연료비가 없거나 항상 가동해야 하는 발전시설을 제외한 모든 자원의 가중 평균 방법, 즉 대부분의 경우에 보다 정교한 기법을 사용 하여 계산된 운전대체 방법론이 주로 사용되고 있다. 건설대체는 청정개발제도 프로젝트가 신규 발전소 추가를 대체하지 않는다 할지라도 발전소 건설을 지연 시킬 가능성이 높은 경우에 적용되는 방법론이다. 이러한 지연은 모든 가능성 있는 신규 발전소에 영향을 미칠 것이기 때문에 건설대체 기준선은 시스템에 추가 되는 모든 발전소 형태를 반영해야 한다. 따라서 추가된 발전소중에서 가장 최근의 20%나 아니면 가장 최근의 5개 발전소중에서 큰 것의 발전량 가중평균 온실 가스 배출비율을 사용해서 기준선을 계산해야 한다. 혼합법은 운전대체와 건설대체를 혼합한 형태이다. 대부분의 전력 프로젝트는 단기적으로는 운전대체에, 장기적으로는 건설대체에 영향을 미치게 되기 때문에 기준선은 이러한 두 효과를 모두 반영해야 한다. 보다 자세한 내용은 (OECD, Practical Baseline Recommendations for Greenhouse Gas Mitigation Projects in the Electric Power Sector, May 2002)를 참조하기 바람.
3) 2-2단계 : 운전대체는 모든 형태의 발전방식을 결 합한 것인가?
앞 단계에서 운전대체가 기준선으로 결정되었으면 이번 단계에서는 한계연료(marginal fuel)가 무엇인가 를 결정해야 한다. 한계연료를 확인하기 위해서는 1) 투자 유치국의 에너지 정책 2) 다양한 형태의 발전소의 운영 경제성의 두 가지 요소를 고려해야 한다.
통상적인 두 가지의 한계연료는 효율이 낮은 가스화 력발전(single-cycle natural gas)이며 다른 하나는 석 유수입과 경상수지 적자에 기여할 석유화력 발전이다.
이용 가능한 자료를 면밀히 검토하면 운전대체를 확 인할 수 있는 경우도 있으며 어떤 경우에는 정부의 명 백한 에너지 정책(신재생 에너지가 디젤을 대체하는 경 우)에 입각해서 운전대체를 결정할 수 있다. 단일 종류 의 발전형태가 운전대체로 확인되면 이것이 곧 기준선 시나리오가 되는 것이다.
그러나 자료가 부족하거나 정부의 정책이 분명하지 않는 경우가 대부분이기 때문에 운전대체를 쉽게 찾아 내지 못하는 경우가 많다. 이러한 경우에는 동 프로젝 트를 제외한 전력망 평균을 운전대체로 간주하게 된다.
이러한 판단은 전력망 평균이 경제적으로 가장 실현가 능성이 높은 행동경로의 결합을 의미한다는 점에 입각 한 것이다. 전력망 평균의 온실가스를 대체할 운전대체 를 사용할 경우에는 다음과 같은 세 가지 조건을 충족 시켜야 한다. 1) 고려중인 프로젝트가 전력망에 연결되 며 2) 전력망 평균이 항상 가동(must run)해야 하는 발 전방식(수력, 원자력)을 포함하며 3) 전력망 평균 배출 계수가 운전대체 후보의 배출계수보다 낮다는 것이다.
기준선은 가상적(counterfactual)인 배출량이기 때 문에 운전대체로서의 전력망 평균은 동 프로젝트를 제 외한 평균 배출이어야 한다. 그러나 단순화를 위해서는
동 프로젝트가 전력망 평균에 미치는 영향이 미미할 경 우에는 동 프로젝트를 포함해도 무방하다. 바이오매스 발전의 경우에는 프로젝트를 포함하면 오히려 보수적, 즉 기준선이 보다 낮은 수준으로 설정될 수 있다.
바이오매스의 수급이 압박을 받는 경우 신규 바이오 매스 발전소 건설로 바이오매스 공급이 추가되면 기존의 바이오매스 발전소의 전력생산이 감소할 가능성이 있는 경우에는 전력망 평균이 아니라 기존의 바이오매스 발전 소가 운전대체로 적용되어야 한다. 프로젝트가 대체할 특정 발전형태와 전력망에 관한 자료가 모두 이용가능하 면 전력망의 평균 온실가스 배출계수나 특정 발전형태의 배출계수 중에서 낮은 수치를 사용하게 된다.
중유는 수입에 의존하고 있을 뿐만 아니라 태국 발 전원의 상당 부분을 차지하고 있고 또한 전력수요 증가 를 고려해 볼 때 중유발전의 증가는 태국전력공사와 태 국 정부의 비용압박으로 작용할 가능성이 높다. 따라서 태국전력공사의 비공식적인 자료뿐만 아니라 발전유형 의 경제성 분석에 의해서도 중유발전이 한계적(mar- ginal)으로 평가되었다. 따라서 동 프로젝트에 의해 대 체될 발전유형, 즉 기준선 시나리오는 중유발전(oil- fuelled)이지만 태국전력공사의 정책이 특정 연료를 대 체하지 않고 전력망의 한 부분과 다른 부분과의 대체관 계 확인이 어렵다는 점이 지적되고 있다. 이러한 점을 고려해 볼 때 동 프로젝트가 대체할 발전유형을 구체적 으로 결정한다는 것은 불가능하기 때문에 전력망의 평 균 발전(grid average generation)을 대체하는 것으 로 가정하는 것이 합리적이다.
기준선 시나리오로서 전력망 평균 발전을 선택하는 것은 온실가스 배출이 없는 수력발전이나 온실가스 배 출이 낮은 천연가스 복합화력발전을 포함하게 됨으로 써 기준선을 보수적으로 추정하도록 유도하게 된다. 전
력망 평균 발전의 탄소배출계수(carbon emission factor : CEFs)는 0.548CO2톤/MWh와 0.635CO2톤 /MWh 사이에 이르고 있는데 이는 중유화력발전의 탄 소배출계수인 0.72CO2톤/MWh 보다 상당히 낮은 수 준이다.
4) 3-1단계 : 바이오메스의 대량 잉여공급이 있는가?
세 번째 단계에서는 왕겨의 잉여공급이 충분하기 때 문에 동 프로젝트로 인해서 다른 바이오매스 사용자가 화석연료로 전환함으로써 온실가스 누출이 발생하지 않는 다는 점을 입증해야 한다. 이를 위해서는 수급비 율(공급:수요)이 2:1보다 높아야 한다는 점을 입증해야 한다.
왕겨의 잉여 공급이 충분하다는 점을 설명하기 위해 서는 다음과 같은 세 가지를 입증해야 한다. 즉, 1) 동 프로젝트가 이미 계획되어 있는 다른 바이오매스 발전 소 건설계획을 지연시키거나 취소시킬 정도까지 바이 오매스의 공급에 심각한 영향을 미치지 않을 것 2) 다 른 바이오매스 발전소의 부하를 감소시킬 정도로 바이 오매스의 공급에 대한 경쟁이 없을 것 3) 동 프로젝트 가 현재 바이오매스를 연료로 사용하는 사용자들로 하 여금 연료를 화석연료로 전환시킬 정도로 바이오매스 공급을 감소시키지 않을 것(누출이 발생하지 않을 것) 등이다.
다음과 같은 수급비율 테스트를 통해서 대량의 미이 용 바이오매스가 존재한다는 점을 입증하게 된다.16)
공급 : 수요 = 사용되지 않고 있는 바이오매스의 규 모(잉여 공급) / 바이오매스를 사용하는 모든 발전소에
소요되는 바이오매스(수요) = 2:1 보다 높음
여기에서 공급이란 총 바이오매스 양에서 전통적인 목적으로 사용되고 있는 바이오매스(전력망 발전 이외 의 용도)를 제외한 양이다. 앞의 1)과 2)의 경우 바이오 매스 수요에는 현재의 바이오매스 발전소뿐만 아니라 미래의 발전소에 소요될 바이오매스 양이 포함되어야 하지만 3)의 경우에는 미래의 수요까지 포함시킬 필요 는 없으며 수급비율은 배출신용기간에만 적용된다. 따 라서 1)과 2)의 수급비율 테스트는 자동적으로 3)의 수 급비율 테스트에 해당된다.
공급은 국가 온실가스 통계(national inventory)를 이용하여 구할 수 있다.
총 잉여공급(total surplus supply)=총 공급-전력 망 발전에 사용된 바이오매스-전통적인 목적에 사용 된 바이오매스(자가 난방 등)=소각된 바이오매스+매립 된 바이오매스
동 방법론에서 정의된 공급을 산출하기 위해서는 전 력망 발전에 사용된 바이오매스를 총 잉여 공급(sur- plus supply)에 더해야 한다. ~잉여공급=총 잉여공급+
현재의 전력망 발전에 사용된 바이오매스₩
발전소용 연료로 필요한 바이오매스 양, 즉 수요는 바이오매스로 생산된 전력량에 단위 전력량당 바이오매 스 소요량을 곱하게 된다.~전력생산량당 필요 바이오 매스(t/MWh)=프로젝트 발전소에 사용될 바이오매스 (t/연)÷프로젝트 전력 생산량(MWh/연)₩
~수요 = 바이오매스 발전소에서 생산된 전력량 (MWh/연) x 전력생산량당 바이오매스 소요량 (t/MWh)₩
16) 수급비율 테스트에 합격하면 동 방법론을 계속적으로 적용할 수 있는지를 검증하기 위해 제3의 기관에 의한 모니터링을 실시하며 모니터링 결과에 의해 할인 율과 같은 적절한 조치를 취하여 방법론 소위원회(Meth Panel)에 제출하게 된다. 이러한 절차는 바이오매스의 잉여공급이 분명히 풍부함에도 불구하고 종합적 인 조사를 실시하도록 규정하여 거래비용을 증가시키지 않아도 됨으로써 누출이 적절하게 다루어지고 있다는 점을 확신시켜줄 것이다.
전력 생산량에 관한 자료가 없는 대신 발전용량 자 료가 이용가능하면 발전 용량당 바이오매스 소요량을 사용할 수 있다.
바이오매스의 잉여공급이 확인되면 이러한 잉여공 급은 통제되지 않는 방법으로 야외에서 연소되거나 매 립되는 것에 비하면 통제되는 방법으로 연소, 즉, 바이 오매스 발전소에서 연소될 경우의 온실가스 배출이 낮 을 것이다. 따라서 동 프로젝트는 온실가스 배출을 감 축시킬 수 있다는 결론에 도달할 수 있다.
왕겨의 수급에 관한 적정성 검증(suitability test)은 다음과 같이 수행된다.
전력망 연결 전력 발전에 이용된 바이오메스의 량은 다음과 같이 추정된다.
~발전 용량당 왕겨 필요량(t/MWh) = 피칫 발전소에 서 이용된 왕겨(t) ÷ 피칫 발전소에 설치된 발전용량 (MW) =144,632t ÷ 22MW=6,570t/MW₩
~왕겨 수요(t) = 전력망 전력을 생산하기 위해 왕겨 를 이용하는 모든 발전소의 발전용량(MW) 단위당 왕 겨필요량(t/MW)=180MW×6,570t/MW=1,182,600t₩
기존의 계획된 발전용량은 태국전력공사(EGAT)의 자료가 사용되었다. 태국의 온실가스 통계에 의하면 연 소된 왕겨는 총 5,455,000 톤으로 온실가스 통계가 작 성된 시점에 왕겨 발전소는 없기 때문에 연소된 왕겨를 공급으로 보아도 무방하다. 따라서 왕겨의 수급비율(공 급 : 수요 = 5,455,000 ÷ 1,182,600 = 4.6)은 4.6에 이르고 있다.
왕겨의 잉여공급은 현재 야외에서 연소되고 있으며, 왕겨 수요의 4배 이상에 해당되고 있어 왕겨는 태국에 서 풍부할 것으로 예상된다. 연료인 왕겨의 공급과잉이 존재한다는 점은 동 발전소가 신규 왕겨 발전소를 대체 하지도 않을 것이며 온실가스 배출계수가 높은 연료로
의 전환을 유도하지 않을 것이라는 점을 시사하고 있 다. 특히 배출계수가 높은 연료로의 전환을 유도하지 않을 것이라는 점은 청정개발 프로젝트의 추진으로 인 한 누출(leakage)이 발생하지 않는다는 점을 의미하고 있다.
5) 3-2단계 : 기준 배출량 계산
기준선은 동 프로젝트의 발전소에 사용될 왕겨가 예 전과 같이 야외에서 연소된다는 것과 동 프로젝트에 의 해 공급될 전력이 다른 발전소에 의해 생산될 경우의 온실가스 배출량으로 정의된다. 야외 소각에 의한 온실 가스 발생량이 바이오메스 매립에 의한 온실가스 배출 량보다 낮기 때문에 보수적인 기준선 설정을 위해서는 야외 소각에 의한 배출량을 사용하는 것이 보다 합리적 이다. 이번 단계에서는 전력망의 회피 배출량(avoided emissions)과 왕겨의 야외 소각에서 발생하는 메탄 발 생량의 합계를 구하여 기준 배출량을 계산하게 된다.
기준선 시나리오가 설정되면 공적인 전망치를 이용 하여 배출신용기간에 대해서 국가/지역/지방의 전력망 의 전력망 평균 온실가스 배출계수(annual grid average carbon emission factor : CEF)를 산출하게 된다. 전력망 평균 배출계수에 프로젝트가 대체할 전력 량을 곱하게 되면 프로젝트가 대체할 전력망의 배출량 이 계산된다. 바이오매스 야외 소각으로부터 발생할 메 탄은 프로젝트의 연료로 사용될 바이오매스 소각시 적 용할 메탄배출계수를 곱하게 된다. 따라서 기준선은 전 력망의 배출량과 소각에 의한 배출량을 합계한 수치가 된다.
기준 배출량에 사용된 모수(parameters)와 산술식 은 모두 사전에 결정되며 전력망과 바이오매스 매립에 대한 온실가스 배출도 현재의 정보에 입각해서 사전에
결정된다. 프로젝트가 가동되면 연료 소비량과 전력량 은 모니터링되고 전력망 배출계수 산정에 재투입될 것 이다. 기준 배출량이 전력망 평균 배출량으로 결정되면 기준선이란 발전형태의 혼합이 불변한다는 점을 의미 하며 배출계수(CEF)만 모니터링 된다는 점을 의미하 고 있다. 단일 형태의 발전형식을 대체하는 경우에도 이런 방법론을 적용할 수 있을 것이다. 바이오매스의 경우에도 적용할 수 있을 것인데 이는 바이오매스가 전 력망 평균에 별다른 영향을 미치지 못하기 때문이다.
이러한 방법론이 보수적으로 적용되기 위해서는 사후 적인 전력망 평균 배출계수가 사전적인 배출계수보다 낮을 경우에 한해서 사전적인 배출계수가 사후적인 배 출계수로 대체되어야 한다.
기준 배출량과 프로젝트의 온실가스 배출량 계산은 기술적인 사항을 포함하고 있기 때문에 다음 절에서 설 명하기로 한다.
라. 프로젝트의 추가성 입증
동 프로젝트는 미이용 농업폐기물을 연료로 사용하 여 청정에너지를 공급함으로써 전력망 발전과 왕겨 처 분이라는 두 가지 배출원으로부터 온실가스를 저감하 게 된다. 동 프로젝트 추진에는 투자장벽, 기술장벽, 기 타장벽이 존재한다. 투자장벽은 투자보수율이 너무 낮 고 투자자의 리스크가 높다는 점이며 기술 장벽으로는 동 발전기술이 태국에서 이전에 적용된 적이 없으며 경 험이 있는 기술자와 운영직원이 부족하다는 것이다. 기 타 장벽으로는 정부의 보조금과 환경영향평가 승인의 필수요건인 지역사회의 지원을 확보하기 위해서는 다 른 프로젝트에 비해 보다 많은 노력을 기울여야 한다는 점이다.
본 절에서는 동 프로젝트가 경제적으로 추가적일 뿐
만 아니라 환경적으로도 추가적이라는 점을 설명하고 있다.
첫 번째 투자장벽으로는 대부분의 전력발전 구매를 보증하는 소형전력생산자 프로그램과 태국 정부 (EPPO) 보조금 제공 유인에도 불구하고 태국에서 환 경친화적 발전 프로젝트를 개발하는 것은 어려운 과제 이다. 시멘트 제조에 필요한 고품질의 재를 생산하는 기술을 사용하기 위해서는 추가적인 비용이 소요되며 이는 투자보수율을 더욱 하락시키는 요인으로 작용하 고 있다.
두 번째의 투자장벽으로는 프로젝트의 리스크가 투 자자에게 높게 인지되고 있다는 점이다. 추진되고 있는 다른 왕겨발전 프로젝트는 대부분 대규모의 왕겨 공급 자로부터 왕겨를 공급받고 있으나 동 프로젝트는 다수 의 소규모 왕겨 공급자로부터 왕겨를 공급받을 계획 자 체가 투자자들에게 리스크로 인식되고 있는 것이다.
즉, 투자자들은 왕겨 발전소 건설이 증가하여 왕겨수요 가 증가하면 제분업자들이 특히 25년 프로젝트 기간 중 첫 번째 배출신용기간(2006-2012년) 이후의 하반기 (즉, 교토의정서의 1차 공약기간이 종료된 이후)에 왕겨 공급업자들이 왕겨 가격을 인상할 가능성과 수급 압박 시 제분업자들이 공급계약을 준수하지 않을 가능성을 우려하고 있다. 대규모 왕겨 공급업자의 사업은 왕겨 발전소의 성패에 좌우되기 때문에 왕겨 가격을 인상하 거나 공급을 중단할 가능성은 낮으나 소규모의 독립 공 급업자들의 행태는 다를 것으로 예상되기 때문이다.
생소한 기술에 대한 거부감과 함께 앞의 두 가지 투 자장벽으로 인해 충분한 투자자를 모은다는 것은 불가 능하다. 동 프로젝트가 청정개발사업으로 등록되면 연 평균 83,582tCO2의 인증배출감축(CER)을 산출함으로 써 7달러의 가격하에서 프로젝트의 투자보수율이
7.2%까지 향상될 것이다17). 이는 곧 청정개발제도 프로 젝트로 추진되지 않으면 동 프로젝트가 경제성을 갖지 못하기 때문에 동 프로젝트는 경제적인 추가성을 갖는 다고 평가할 수 있다.
투자자에 대한 또 다른 인센티브는 유엔기후변화협 약 청정개발제도 집행위원회에 청정개발제도로 등록되 면 동 프로젝트는 동남아시아에서 최초의 프로젝트가 될 것이며 프로젝트 참가자들은 청정개발제도과정에 대한 학습효과를 얻게 될 것이다.
제분업은 소규모이어서 왕겨를 발전용 연료로 사용 할 수 없기 때문에 동 프로젝트가 없다면 왕겨는 소각 되거나 폐기처분되었을 것이다. 동 프로젝트는 첫 번째 신용기간에 기준 배출량에 비해 총 585,076 tCO2낮 은 온실가스를 배출함으로써 온실가스 감축을 달성할 것이며 따라서 동 프로젝트는 마라케시 합의문(청정개 발제도 modalities and procedures)의 43항에서 규 정된 추가성 기준("배출원의 온실가스 배출량이 청정개 발제도 프로젝트가 없을 경우 발생하게 될 온실가스 배 출량, 즉, 기준선 이하로 감축되면 청정개발제도 프로 젝트는 추가적임")을 충족한다고 평가할 수 있다. 따라 서 동 프로젝트는 환경적으로도 추가적이라는 점이 입 증된 것이다.
마. 프로젝트의 경계(boundary)
여기에서는 경계가 온실가스와 배출원, 물리적인 범 위의 측면에서 어떻게 정의되었는가, 경계는 프로젝트 참가자가 통제가능한 모든 온실가스를 포함하고 있는 가를 점검하게 된다.
물리적인 경계는 프로젝트 입지이다. 그러나 발전소 입지 외의 장소에서 발생하는 수송과 관련된 배출은 예 외적으로 경계에 포함되어야 한다.
프로젝트의 경계에는 온실가스 종류와 배출원, 그리 고 물리적인 범위를 명백하게 서술되어야 한다. 프로젝 트의 경계는 제분소에서 발전소까지의 왕겨수송인 사 업장외(off-site) 수송, 발전소 입지내의 활동인 왕겨 연소에 의한 전력생산, 발전소 부지내의 왕겨 수송, 왕 겨 저장, 시동 및 보조연료 사용 등으로 한정된다.
기준선과 프로젝트 활동에 관련된 온실가스와 배출 원은 다음 표와 같다.
바. 주요 모수/가정 및 자료 출처 1) 주요 가정
동 프로젝트가 대체할 전력은 특정 발전형태의 전력 이 아니라 전력망 평균이라고 가정하고 있다. 이는 전 력망 평균의 배출계수가 특정 형태의 발전소 배출계수 보다 낮다는 점을 고려해 볼 때 보수적이라는 점에서 합리적인 가정이라고 평가할 수 있다. 묵시적인 가정은 프로젝트가 위치한 국가/지역의 공적인 전력망 자료가 이용 가능하다는 점이다. 즉, 배출신용기간의 각 연도 에 대해서 전력망 연평균 배출계수에 대한 공적인 전망 치가 이용 가능하며 이러한 자료가 이용 가능하지 않을 경우에는 공적인 연료소비나 발전계획이 이용 가능하 다는 것이다. 또한 전력수요가 증가하거나 부족한 상황 에 직면한 국가/지역에 프로젝트가 위치하지 않는다는 것이다.
동 프로젝트의 발전기술(유동층 연소보일러) 이외의
17) 다음과 같이 계산되고 있다.
(1) 보통주 소요량: 25%×US$3,200만=US$800만
(2) CERs로부터의 연간 수익: (83,582tCO2/yr)×(US$7/tCO2)=US$585,074/yr (2)/(1): US$585,074÷US$800만=7.2%
기술은 청정개발제도라는 제도가 없으면 실행되지 않 을 것이라는 묵시적인 가정을 하고 있다. 그러나 청정 개발제도가 없는 상황에서도 바이오매스 발전기술이 사용되고 있다면(현재 태국에서는 효율이 낮은 왕겨 발 전기술이 이미 사용되고 있음) 동 방법론은 효율이 낮 은 발전기술이 달성한 배출량을 감안하지 않음으로써 온실가스 배출량을 과대 추정하게 될 것이다.
농업 폐기물인 바이오매스는 실제 소각되기 보다는 매립된다는 현실을 감안해 볼 때 야외 소각을 상정한 것은 기준선을 보수적으로 설정하는 가정이다. IPCC 의 배출계수(default factor)와 0.4라는 바이오매스 탄
소비율(carbon fraction)을 사용해서 계산하면 매립될 바이오매스는 배출신용 기간인 7년동안 연소될 바이오 매스에 비해 5배 이상의 많은 메탄을 발생시킬 것이다.
적정성 테스트(suitability test)를 실시할 경우에는 전통적인 목적에 사용되는 바이오매스는 변함이 없다 는 가정을 하게 된다. 바이오매스 수요의 대부분은 전 력망에 공급하는 전력을 생산하는 상업적 규모의 발전 소(industrial-scale plants)에서 발생된다는 점을 고 려해 볼 때 이러한 가정은 합리적이라고 볼 수 있다.
배출원 GHG 배출량 계산시 포함 여부
기준선 배출량
전력망 전력 발전 CO2 예
N2O 아니오(단순화의 목적)
잉여 왕겨의 야외연소
CO2 아니오*
CH4 예
N2O 아니오(단순화의 목적)
왕겨 수송(처분지역까지) CO2 아니오(단순화의 목적)
프로젝트 배출량
왕겨 연소 전력 발전
CO2 아니*.
CH4 예
N2O 아니오(단순화의 목적)
왕겨수송(발전소내)
CO2 예
N2O 예
CH4 예
왕겨 저장 CH4 아니오**
시동/보조연료
CO2 예
N2O 예
CH4 예
<배출원 및 온실가스>
자료 : Mitsubishi Securities, Project Design Document for A.T.Power Rice Husk Power Project, July 2003
* IPCC 가이드라인에 의해 바이오매스로부터는 이산화탄소가 배출되지 않는 것으로 가정
** 왕겨는 부지내 저장소에 단기간 저장되므로 배출량은 소량에 그칠 것이다.
2) 자료 출처
전력망 추세는 공적인 전원개발계획에서 구할 수 있 다. 전력망 배출계수는 공적인 기관으로부터 구할 수 있으며 이러한 자료가 없고 대신 연료 소비량과 발전능 력이 있을 경우에는 IPCC 배출계수를 이용하여 계산 할 수 있다. 바이오매스의 현재 사용과 매립은 국가통 계에서 구할 수 있으며 바이오매스의 배출계수는 IPCC의 계수(default factor)를 사용하되 지역적인 자 료가 이용가능하면 이를 우선적으로 사용한다.
5. 기준선(baseline) 계산과 프로젝트 추가성
프로젝트의 배출량이 기준선보다 낮으면 동 프로젝 트 활동은 추가적(마라메시합의문 43조)이라고 정의된 다. 기준 배출량과 프로젝트 배출량을 계산하여 그 차 이를 계산하면 온실가스 감축량이 계산된다. 따라서 본 절에서는 프로젝트 배출량, 기준선 및 온실가스 저감량 산정 절차를 소개한다.
본 단계에서 배출량 계산에 사용된 변수는 지역이나 프로젝트별 신뢰할 만한 자료가 이용가능하면 이를 사 용하고 그렇지 않으면 IPCC의 계수(부록 참조)를 사용 한다.
가. 프로젝트의 온실가스 배출량 (Project Emissions)
프로젝트 활동으로부터 발생하는 온실가스는 바이 오매스 발전에 의한 메탄 발생, 발전소 부지 및 부지 외 부의 수송에 의한 온실가스 발생, 시동 및 보조연료 사 용에 의한 온실가스 발생량으로 국한되고 있다.
1) 바이오매스 발전에 의한 메탄 발생량
태국의 바이오매스 열량이 IPCC 계수보다 우선적으 로 사용된다. 발전소는 1,967TJ의 열량에 해당하는 연 간 144,632톤의 왕겨를 연소할 것이며 IPCC 지침에 의하면 에너지 산업의 목재연소로부터 발생하는 메탄 의 배출계수는 30kg/TJ에 이르고 있다.
~연간 메탄 발생량(tCO2e/연)=프로젝트에 사용될 바이오매스 발열량(TJ/연) x 바이오매스 연소시 메탄 배 출 계 수 (tCH4/TJ) x 메 탄 의 온 난 화 지 수 (tCO2e/tCH4)=1,967 x 0.03 x 21=1,239tCO2e/연₩
보다 정확한 메탄 발생량 추정을 위해서는 동 발전 소가 가동된 이후에 실제 메탄 발생량을 측정하여 IPCC 배출계수와 비교하여 메탄 발생량을 보정하는 방법이다.
2) 바이오매스의 수송
제분소와 발전소까지의 왕겨수송은 트럭사업자와의 계약에 의해 수송되기 때문에 배출량은 수송거리에 입 각해서 계산될 것이다. 왕겨는 주로 15톤 트럭에 의해 수송되며 통상 왕복거리는 120km로 추정하고 있다.
발전소 부지 이외의 트럭수송에 대해서는 수송거리 를 사용하지만 연료사용량 자료가 이용 가능하면 거리 당 배출량에서 연료 단위당 배출량으로 바꾸면 된다.
부지내 수송에 대해서는 연료 소비량을 쉽게 구할 수 있기 때문에 배출량 계산도 용이하다.
1단계
~수송거리(km/연)=프로젝트에 사용될 총 바이오매 스 량(t/연) ÷ 트럭 용량(t) x 공급지역까지의 수송거 리(km)=144,533÷15 x 120=1,156,264km/연₩
2단계
15톤 트럭은 중형 자동차에 속하며 이산화탄소, 메
탄, 아산화질소의 IPCC 배출계수는 1097g/km, 0.06g/km, 0.031g/km이다.
~배출계수(tCO2e/km)= 배출계수(tCO2/km)+메탄 배출계수(tCH4/km) x 메탄 온난화지수(tCO2e/tCH4) + N2O 배출계수(tN2O/km) x N2O 온난화지수 (tCO2e/tN2O)=1,097x10-6+ 0.06x10-6x 21 + 0.031x 10-6x 310=1,108 x 10-6tCO2e/km₩
3단계
~연간 배출량(tCO2/연)= 배출계수(tCO2e/km) x 거 리(km/연)=1,108xtCO2e/km x 1,156,264=1,281 tCO2e/연₩
부지내의 배출량은 디젤 덤프트럭과 불도저에 의해 왕겨를 보일러까지 수송시 발생하고 있으나 계산에는 포함되지 않았다. 배출량은 거리보다는 연료 소비량에 의해 좌우된다.
3) 시동/보조연료 사용
시동용으로는 한번에 500-600리터의 중유가 사용 되고 있으며 보수적으로 일년에 5번 시동한다고 가정하 면 연간 3,000리터의 중유가 사용되며 IPCC의 배출계 수는 21.1tC/TJ, 탄소산소화지수는 0.99가 사용된다.
1단계
배출계수는 IPCC 수치를 사용하여 계산할 수 있다.
~이산화탄소 배출계수(tCO2/TJ) = 탄소배출계수 (tC/TJ) x 탄소산소화비율 x 변환계수(tCO2/tC) =21.1 x 0.99 x 44/12=77.6tCO2/TJ₩
2단계
앞의 배출계수를 메탄이나 아산화질소에 대해서 이 산화탄소 등가로 합계하면 연료사용에 대한 총 배출계 수를 구할 수 있다. 메탄과 아산화질소에 대한 IPCC의 배출계수인 3kg/TJ, 0.6kg/TJ을 사용한다.
~배출계수(tCO2e/TJ) = 이산화탄소 배출계수 (tCO2/TJ) + 메탄 배출계수(tCH4/TJ) x 메탄의 온난화 지수(tCO2e/tCH4) + 아산화질소 배출계수(tN2O/TJ) x 아산화질소 온난화지수(tCO2e/tN2O)=77.6+3x10-3 x 21 + 0.6 x 10-3x 310=77.8tCO2e/TJ₩
3단계
중유의 열량(40.19TJ/103t)과 중유의 비중 (0.89kg/m3혹은 0.89x10-6t/L)을 사용한다.
~연료 소비량(TJ/연)=중유 소비(L/연) x 중유 열량 (TJ/103t) x 중유 비중(t/L)=3000 x 40.19 x 0.89 x 10-6= 0.11 TJ/연₩
2단계에서 계산된 수치에 프로젝트에 사용될 에너 지 양을 곱하게 된다.
~연간 배출량(tCO2/연) = 배출계수(tCO2e/TJ) x 연 료 소비량(TJ/연)= 77.8 x 0.11=8.6tCO2/연₩
왕겨가 젖어 있을 경우에는 중유가 연료로 사용되지 만 양이 적어서 무시하기로 한다. 그러나 장마기간에는 중유 소비량에서 발생하는 온실가스 배출량을 계산해 서 인증배출감축 계산에 반영시켜야 할 것이다.
누출은 발생하지 않는 것으로 가정했기 때문에 앞의 세 가지 배출량을 합계하면 프로젝트로부터 발생한 온 실가스 배출량은 배출신용기간동안 연간 2,529tCO2e 에 이르고 있다.
나. 기준 배출량(Baseline Emissions) 1) 전력망의 온실가스 배출량
전력망의 온실가스 배출량을 계산하기 위해서는 태국전력공사가 제공한 첫 배출신용기간(2006-2012 년)의 전력망 발전 및 연료 소비량을 사용하게 된다 (부록-3 참조).
1단계
각 발전형태별 연료 소비량은 공적인 자료원에서 입 수하여 다음 식에 사용하게 된다. 아래의 예에서 전력 망 연료소비량은 2006년의 수입탄 양을 사용했다.
~전력망의 CO2배출량(tCO2)=전력망의 연료 소비량 (103t) x 순발열량(TJ/103t) x 탄소배출계수(tC/TJ) x 탄소산소화비율 x 변환계수(tCO2/tC)= 5.342 x 103x 12.14 x 26.8 x 0.98 x 44/12 = 6,245,323 tCO2₩
전력망의 온실가스 배출량은 위와 같은 방법으로 모 든 연료에 대해 계산하고 이를 합계하면 된다. 2006년의 전력망의 온실가스 배출량 합계는 87,700,079톤이다.
2단계
공적 자료원으로부터 구한 총 발전량을 이용하여 배 출계수를 구한다.
~CO2 배출계수(tCO2/MWh)= 전력망 온실가스 총 배출량(tCO2) / 전력망 발전량(MWh)=87,700,079/
140,599,000=0.624tCO2/MWh₩
3단계
프로젝트가 수출할 전력량(132,864MWh)에 온실가 스 배출계수를 곱하면 프로젝트가 대체할 온실가스 배 출량이 계산된다.
~CO2 배출량(tCO2/연)= 프로젝트의 전력 수출량 (MWh/연) x 온실가스 배출계수(tCO2/MWh)
=132,864 x 0.624=82,907tCO2/연₩
전력구매(부록-3 참조)는 전력량만 표시되어 있기 때문에 전력망 배출계수를 구하기 위해서는 이에 대한 가정이 필요하다.
- 소형전력생산자:주로 바이오매스와 천연가스로 구성되어 있는 연료믹스가 지속된다고 가정하며 전력망 배출계수를 계산하기 위해서는 동일한 비 율을 적용한다.
- 신규 독립계 발전사(IPP):현재의 연료믹스는 알 수 없지만 독립계 발전사의 목표 연료믹스(70%의 복합가스발전과 30%의 수입탄 발전)를 가정한다.
디젤의 전력망 배출계수는 발전효율(35%)을 고려하
연도 배출계수(tCO2/MWh) 온실가스 배출량(tCO2)
2006 0.624 82,907
2007 0.635 84,369
2008 0.593 78,788
2009 0.570 75,732
2010 0.568 75,466
2011 0.573 76,131
2012 0.578 76,795
총계 550,188
<전력망의 배출계수 및 온실가스 배출량>
자료 : Mitsubishi Securities, Project Design Document for A.T.Power Rice Husk Power Project, July 2003