2018. 12.

연구수행기관 : 에너지경제연구원

국무조정실 ‧ 과학기술정보통신부

산업통상자원부 ‧ 해양수산부

제  출  문

국무조정실장 ‧ 과학기술정보통신부장관 ‧ 산업통상자원부장관 ‧ 해양수산부장관 귀하

이 보고서를 「국내외 환경변화에 따른 CCS정책 추진계획 수립 연구」의 최종보고서로 제출합니다.

2018년 12월

연구책임자 :유동헌 선임연구위원

연구참여자 :심성희 연구위원

연구참여자 :손인성 부연구위원

에너지경제연구원장

<제목 차례>

제1장 연구의 개요1

제1절 연구의 배경1

제2절 연구 필요성2

1. Carbon Budget이 가리키는 감축 필요성2

2. 온실가스 감축 기술의 한계와 에너지 소비3

3. 국가 온실가스 감축 로드맵 vs. 배출권거래제4

4. 기술 확보 (국제 표준) 및 국제 협력 대응 필요5

5. 실질 이행이 가능한 목표 재정립 필요6

제3절 연구 목적6

제4절 연구 범위 및 방법9

1. 연구 범위9

2. 연구 방법 및 추진체계30

제5절 활용방안 및 기대효과31

제2장 주요국별 CCUS 정책 추진 동향33

제1절 미국33

제2절 유럽38

제3절 호주43

제4절 일본45

제3장 주요국별 CCUS 기술개발 동향 및 주요국 사례49

제1절 미국의 기술개발 현황49

제2절 유럽의 기술개발 현황51

제3절 호주의 기술개발 현황54

제4절 일본의 기술개발 현황55

- ⅰ -

제5절 기타 국가의 기술개발 현황58

제6절 주요국의 CCUS 기술 적용 선행사례 및 시사점60

제4장 국내 신정부 에너지정책의 CCUS 관련 정책 분석65

제1절 신정부 에너지정책과 8차 전력수급계획65

1. 제8차 전력수급기본계획의 기본방향65

2. 기준수요 및 목표수요 전망66

3. 전원구성 전망 – 설비용량 기준69

4. 환경급전과 발전량 전망72

5. 8차 전력수급 계획 아래에서의 석탄의 역할74

제2절 국가 온실가스 수정 로드맵 수정보완76

1. 기존 로드맵 수정의 필요성76

2. 수정 로드맵 주요 내용76

3. 부문별 온실가스 감축목표78

4. 발전부문 온실가스 감축목표80

5. 수정로드맵 하에서의 발전부문의 역할82

제5장 국내 CCUS 기술개발 동향 및 기술 적용 여건83

제1절 국내 CCUS 기술개발 동향83

제2절 CCUS 기술 적용 여건86

1. 법적⋅제도적 여건86

2. 기술적⋅환경적 제약요인95

제6장 국내 CCUS 추진 현황 점검97

제1절 CCS 종합추진계획(’10.7) 성과 평가 및 시사점 97

1. 분야별 추진계획97

2. 과제별 이행 성과 평가109

3. 시사점112

- ⅱ -

제2절 2017년까지 이행된 과제별 이행 점검 및 시사점113

1. 부처별 과제 이행 성과113

2. 2017년까지 이행된 부처별 정책 평가 시사점128

제7장 CCUS 기술개발 및 추진에 대한 정책적 타당성 분석129

제1절 국내외 정책 동향 비교‧분석130

1. 미국130

2. EU132

3. 일본134

4. 중국135

제2절 국내외 기술개발 동향 비교‧분석136

1. 미국136

2. EU139

3. 일본141

제3절 종합평가142

1. 국내 기술 및 정책 동향142

2. 비교 및 시사점143

4. 중국135

제8장 CCUS 기술 적용을 통한 2030년 국가 온실가스 감축잠재량

추정147

제1절 적용가능 CCU 기술군 도출 및 분석 전제147

1. 분석대상 기술147

2. 이산화탄소 활용 기술의 온실가스 감축 효과 추정 전제150

3. CO₂ 포집에 따른 배출 156

4. 수소 생산에 따른 배출157

5. 국내 CCU 기술 수준 평가159

6. 분석의 한계160

제2절 이산화탄소 저장기술의 분석 전제160

- ⅲ -

1. 저장기술의 배경160

2. CO₂ 저장으로 말미암은 배출161

제3절 온실가스 감축 이행을 위한 CCS 기술 개발 및 실증 계획166

1. 기술개발 내용166

2. CCS 기술 실증 계획 170

제4절 CCU 기술별 온실가스 감축잠재량 추정175

1. CCU 기술의 온실가스 감축 잠재 규모 (2030년)175

2. CCU 시나리오 설정179

3. 기준 시나리오 결과181

4. 정책의지 1 시나리오 결과181

5. 정책의지 2 시나리오 결과183

6. 신규 수요 대체 시나리오 결과184

7. 원천기술 시나리오 결과185

8. 종합 및 소결187

제5절 CCUS 기술별 경제성 검토188

제9장 2030년 국가 CCUS 종합 추진 로드맵195제1절 CCUS 기술 개발 로드맵 195

1. 포집 기술개발 로드맵195

2. 저장 기술개발 로드맵 197

3. 활용 기술개발 로드맵 198

제2절 CCS 기술 적용 온실가스 감축 이행 계획200

1. 온실가스 감축 목표200

2. CCS 이행 계획201

제3절 국가 CCUS 종합 추진을 위한 제도적 접근207

1. 이산화탄소 스트림에 대한 규정207

2. 이산화탄소 포집 및 포집 이산화탄소 수송 관련 규정209

- ⅳ -

3. 포집 이산화탄소 저장 관련 규정211

4. 수용성 확보 관련218

제4절 CCUS 기술 적용을 통한 온실가스 감축 이행 추진 전략220

1. 기술 상업화의 중요성 220

2. 포집 이행 추진 전략223

3. 저장 이행 추진 전략223

4. 활용 이행 추진 전략226

5. 사회적 수용성 제고 전략227

제5절 2030년 국가 CCUS 종합 추진 로드맵 이행 추진 체계228

1. CCUS 추진 체계228

2. CCUS 활용 온실가스 감축 전략229

제10장 2030년 이후 국가 CCUS 기술개발 추진 방향233

제11장 결론 및 정책 제언237

[ 부록 1 ] CCU 기술(원천기술)별 2030년 온실가스 감축잠재량
평가241

[ 부록 2 ] CCU 기술별 2030년 온실가스 감축잠재량 평가
(전문가 자문 그룹)251

[ 참고문헌 ]313

- ⅴ -

<표 차례>

<표 1- 1> 제7차 전력수급 기본계획(2015) 중 2029년 설비용량1

<표 1- 2> 제7차 전력수급 기본계획(2015) 중 원별 발전량1

<표 1- 3> 이산화탄소 포집 옵션별 응용 분야11

<표 1- 4> CO₂ 포집 기술별 장단점14

<표 1- 5> CO₂ 감축 방법별 비용 비교15

<표 2- 1> NSPS의 신규 화력발전소 이산화탄소 배출 규제35

<표 2- 2> 미국의 CCS 관련 법규의 주(州)별 차별성38

<표 2- 3> CCS에 관한 해양오엽 방지법 주요 내용47

<표 3- 1> 가동 중인 미국의 CCS 대용량 프로젝트50

<표 3- 2> 미국의 CCU 프로젝트50

<표 3- 3> 가동 중인 유럽의 CCS 대용량 프로젝트52

<표 3- 4> 유럽의 CCU 프로젝트52

<표 3- 5> 호주의 CCU 프로젝트54

<표 3- 6> 일본의 CCS 현상과 과제57

<표 3- 7> 일본의 CCU 프로젝트57

<표 3- 8> 가동 중인 기타 국가의 CCS 대용량 프로젝트58

<표 3- 9> 기타 국가의 CCU 프로젝트59

<표 3- 10> CO₂ 활용 기업 예 (외국)63

<표 4- 1> 2030년 신재생에너지 설비용량71

<표 4- 2> 기존 로드맵과 수정 로드맵의 비교79

<표 4- 3> 전환부문 기존 로드맵과 수정 로드맵의 비교(2030)80

<표 5- 1> 한국에서 추진되고 있는 CO₂ 지중저장 실증 프로젝트85

<표 5- 2> 런던의정서 내 배출허용물질(Annex I)88

<표 5- 3> 해양배출 물질의 다른 처리방안의 검토(Annex II)89

<표 5- 4> 이산화탄소 스트림 평가지침서 주요 내용90

<표 6- 1> 대규모 실증 사업 계획98

<표 6- 2> 「국가 CCS 종합 추진계획(’10.7)」정책 과제별 평가 결과111

- ⅵ -

<표 7- 1> DOE FER&D 및 시범 프로그램 분야 예산131

<표 7- 2> 미국, DOE 지원 CCU 프로젝트138

<표 7- 3> 미국, CCU 프로젝트 요약139

<표 7- 4> 유럽, CCU 프로젝트 요약140

<표 7- 5> 주요국의 CCS 관련 정책 목표144

<표 8- 1> 분석 대상 CCU 기술149

<표 8- 2> CCU 기술의 온실가스 감축잠재량 추정 절차151

<표 8- 3> 공정 대체효과에 고려되는 온실가스 배출원153

<표 8- 4> CCU 기술의 온실가스 감축효과 구분154

<표 8- 5> 제품 한 단위당 감축량155

<표 8- 6> CO₂ 포집에 따른 온실가스 배출량157

<표 8- 7> 분석 대상 CCU 기술의 수준 평가159

<표 8- 8> CO₂ 수송에 따른 이산화탄소 배출량162

<표 8- 9> CO₂ 수송시설 운영과정에서의 이산화탄소 배출량163

<표 8- 10> CO₂ 수송 파이프라인 모니터링 시 이산화탄소 배출량163

<표 8- 11> CO₂ 수송과정에서의 이산화탄소 배출량164

<표 8- 12> CO₂ 저장에 따른 이산화탄소 배출량165

<표 8- 13> CO₂ 주입시설 운영과정에서의 이산화탄소 배출량165

<표 8- 14> CO₂ 저장과정에서의 이산화탄소 배출량166

<표 8- 15> CCU 기술별 제품 1 톤당 단위 감축량 추정176

<표 8- 16> 기준 시나리오의 온실가스 감축량 (2030)178

<표 8- 17> 원단위 및 제품 수요 가정에 따른 시나리오 구성181

<표 8- 18> 정책의지 1 시나리오의 온실가스 감축량 (2030)182

<표 8- 19> 정책의지 2 시나리오의 온실가스 감축량 (2030)183

<표 8- 20> 신규 수요 대체 시나리오의 온실가스 감축량 (2030)184

<표 8- 21> CCU 기술군별 온실가스 감축 잠재량(원천기술)186

<표 8- 22> 감축 시나리오별 감축 잠재량 (2030～)188

<표 8- 23> 발전종류별 CO₂ 포집 및 회피 비용189

<표 8- 24> 포집 플랜트 투자비용 추산189

<표 8- 25> 파이프라인 수송 비용 (거리 250km)190

- ⅶ -

<표 8- 26> 이산화탄소 수송 설비 투자비 및 수송 비용190

<표 8- 27> 저장 비용191

<표 8- 28> 이산화탄소 해상지중저장 설비 투자비 및 저장 비용191

<표 8- 29> MEA 흡수제 사용 공정 비용192

<표 9- 1> 해양오염조사의 분야별 세부항목216

<표 9- 2> CCUS 시스템을 위한 주요 의사결정 요인222

- ⅷ -

<그림 차례>

[그림 1- 1] 감축 수단별 글로벌 CO₂ 감축시나리오3

[그림 1- 2] LCA와 온실가스 인벤토리의 차이점8

[그림 1- 3] 석탄 발전소 CO₂ 포집을 위한 기술적 옵션9

[그림 1- 4] CO₂ 지중저장 모식도16

[그림 1- 5] CO₂ EOR 모식도17

[그림 1- 6] CO₂ 저장소 탐사를 위한 지구물리 탐사 및 시추조사 개념도18

[그림 1- 7] CO₂ 저장소 선정을 위한 특성화 및 지질모델링 방법론19

[그림 1- 8] CO₂ 주입 설비 플랜트 모식도22

[그림 1- 9] FPSO 형태의 CO₂ 수송 및 주입을 위한 플랜트 특수선24

[그림 1- 10] CO₂ 주입공 시추완결 기술 모식도25

[그림 1- 11] 해저면 OBS 모니터링 기술 개념도27

[그림 1- 12] 안전사고 발생 시 사고수습 계획도30

[그림 1- 13] 과제 추진 체계30

[그림 3- 1] 일본의 CCS 기술 실용화 전략55

[그림 3- 2] ANTECY의 기술 개념도62

[그림 4- 1] 제8차 전력수급기본계획 기준수요 전망67

[그림 4- 2] 수요관리에 의한 최대전력 절감계획68

[그림 4- 3] 수요관리에 의한 전력소비량 절감계획68

[그림 4- 4] 제8차 전력수급기본계획 목표수요 전망69

[그림 4- 5] 전원구성 전망 – 정격용량 기준70

[그림 4- 6] 전원구성 전망 – 실효용량 기준72

[그림 4- 7] 시나리오별 발전량 비중 전망74

[그림 4- 8] 기존 감축로드맵과 수정로드맵의 국가 감축목표 비교77

[그림 4- 9] 수정로드맵의 발전부문 2030년 감축 목표81

[그림 6- 1] 전환이용 기술 개념도102

[그림 6- 2] CCS 소관 부처별 역할 분담107

[그림 6- 3] CCS 기술 확보 네트워크108

[그림 8- 1] CCU 기술 분류148

[그림 8- 2] 이산화탄소 포집 및 수송설비 설계173

[그림 8- 3] 이산화탄소 포집 설비 및 저장소 플랫폼174

[그림 8- 4] 저장 비용 구성 요소별 비용 규모(Medium 시나리오)192

[그림 8- 5] FOAK(First- of- a- kind) CCS 비용193

[그림 9- 1] 국내 이산화탄소 저장 가능 해양 저장소 분포203

[그림 9- 2] 이산화탄소 포집 및 저장 상용화 단계적 추진 계획206

[그림 9- 3] 이산화탄소 저장 가능 유망 구조 분포225

[그림 9- 4] 이산화탄소 저장 용량에 대한 평가 단계225

제1절 연구의 배경 

○ 2030년 국내에서 감축해야하는 감축량 277백만 tCO₂eq. 중 전환부문에서 57.8백만 tCO₂eq.을 감축해야 하지만 국가 온실가스 수정로드맵에서 23.7백만 tCO₂eq.만에 대한 감축수단이 확정되었고 나머지 34.1백만 tCO₂eq.은 미확정 상태임

-  발전부문에서 발전원료 중 최대 비중을 차지하고 있는 석탄발전으로 발생하는 온실가스(CO₂)의 효과적인 감축수단 확보를 위해「국가 CCS 추진 종합계획*(’10)」을 수립하고 CCS(Carbon Dioxide Capture and Sequestration) 사업을 추진 중

* 국가 차원의 CCS 분야의 최상위 행정계획

○ 최근 미세먼지 대책으로 건설 중인 석탄발전소의 연료 전환 및 노후 석탄발전소 

1❚

폐쇄 등 석탄발전에 대한 에너지정책 변화*

* 제8차 전력수급기본계획(‘17): 노후 석탄발전소 10개 폐쇄, 신규 건설 석탄발전소 연료전환(석탄→LNG) 6기

-  아울러, 파리협정 발효(2016.11) 등 新기후체계 출범(2020)에 대응하는 등 CCS 정책환경* 분석을 통해 중‧장기 정책 방향 모색 필요

* 국제사회는 CCUS가 온실가스 감축에 상당한 기여를 전망하나 상용화를 위한 투자나 시장형성은 미진한 상황이며, 포항 지진 여파로 국민의 관심 증대 등

제2절 연구 필요성

1. Carbon Budget이 가리키는 감축 필요성

○ 파리협정 발효(2016.11) 등 新기후체계 출범에 따라 대응방안 모색

-  선진국만 온실가스 감축의무를 부담하는 기존 교토체제와는 달리 2021년 이후부터는 모든 국가가 감축의무를 부담할 수도 있음

- 우리나라도 2030년 BaU(8.5억 tCO₂eq.) 대비 37%(3.1억 tCO₂eq.) 감축하는 목표를 제시하였으며, 정부 계획 상 이산화탄소 포집 및 활용을 통해 1천만 tCO₂eq. 감축 추진 (온실가스 감축 기본 로드맵)

○ 2018년 10월 8일 발표한 IPCC 특별보고서에서 제시한 전지구적 온실가스 감축 필요량은 2030년까지 2010년 대비 CO₂ 45% 감축 임.

-  동시에 2050년까지 순제로(net- zero) 배출 달성 필요성을 강조하고 있는데 이를 위해서는 2050년까지 1차 에너지 공급의 50~65%, 전력 생산의 70~85%를 재생에너지(예, 태양광, 풍력 등)로 공급해야 함.

○ 2℃ 이내 억제 시나리오에서 2050년까지 전지구적 CCS 감축 기여는 14%로 상

2❚

정하고 있는데 1.5℃ 이내 억제를 지향하는 경우 [그림 1- 1] 보다 높은 감축 기여율도 고려해 볼 수 있음

2. 온실가스 감축 기술의 한계와 에너지 소비

○ 전지구적 에너지 소비구조는 화석연료에 기반하고 있으며, 에너지 공급 여건이 각국 마다 상이하다는 점을 고려할 때 화석연료 의존적 에너지 공급 구조는 한동안 유지될 것으로 예상

○ 1.5℃ 억제를 위해 IPCC가 제시한 재생에너지는 현재 기술 조건에서 화석에너지에 비해 비용 경쟁력 열위에 있다는 한계가 있으며, 경제성장을 위해 지속적인 에너지 소비 증가를 필요로 하는 많은 지역의 경제력이 낮은 수준에 있어 전지구적으로 재생에너지 보급을 획기적으로 확대하기에는 어려움이 상존

3❚

○ 에너지 소비 관련 온실가스 감축기술은 에너지전환 기술을 포함하여 대부분 개발도상국이 보유하지 못하고 있어 기술적 접근을 통한 온실가스 배출감축 한계는 더욱 명확해 보임

3. 국가 온실가스 감축 로드맵 vs. 배출권거래제

○ 파리협정 시 한국을 포함하여 각국이 자발적으로 제시한 온실가스 감축량(NDC)를 모두 합하면 1.5℃ 억제에 필요한 감축량의 겨우 26% 정도에 불과한 가운데 우리나라의 수정 로드맵과 UN에 제출한 NDC의 감축 후 배출량이 동일함.

○ 로드맵 수정과정에서 CCUS 감축량에 대한 감축 가능성을 확정하지 못한 상태임에도 2019년에 우리나라가 NDC를 확정하는 과정에서 보다 적극적인 감축목표 설정을 요구하는 목소리가 나온다면, 국내의 자발적 압력을 적극적으로 수용할 가능성이 커 보임.

○ 배출권거래제 안에서 참여기업의 할당이 국가 온실가스 감축 로드맵과 무관하게 이루어진다면 모르지만 기업의 배출권 할당이 국가 감축 목표와 완전히 무관할 수 있음이 담보되지 않는 한 감축목표 설정 강화 압력은 기업에겐 감당하기 어려운 도전과제가 될 것임.

○ 이러한 점에서 국가가 획기적인 감축수단(Storage)을 확보하고 운영하면서 저렴한 감축 경로를 확보해줄 필요 있음.

-  더욱이 CCUS 감축량은 기본 로드맵 작성 당시 산업부문의 감축역량을 판단하는 과정에서 빠져 있던 물량이라 특정 산업으로 배분하는 것이 어려울 것으로 예상됨.

-  담당부처에서 산업부문 감축으로 배분하는 경우 강한 반대가 예상됨.

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4. 기술 확보 (국제 표준) 및 국제 협력 대응 필요

○ ISO/TC265(Carbon dioxide capture, transportation, and geological storage 기술위원회)에서는 CCS 안전성에 관한 국제표준을 만드는 작업을 진행

- 7개의 ISO 표준이 발표되었으며, 이 중에는 발전소 관련한 표준(Carbon dioxide capture - -  Part 1: Performance evaluation methods for post- combustion CO₂ capture integrated with a power plant (ISO 27919- 1:2018))가 포함됨.

- 개발 중인 5개의 추가 표준에는 Carbon dioxide capture - -  Part 2: Evaluation procedure to assure and maintain stable performance of post- combustion CO₂ capture plant integrated with a power plant(ISO/AWI 27919- 2)가 포함됨.

○ 일본의 경우 기술적 우위에 있는 습식포집(미쓰비시) 및 저장기술 분야에서 일본 기업의 해외 비즈니스에 유리한 환경을 조성을 목적으로 적극적으로 참여

○ 클린에너지장관회의(CEM)에서 CCUS Initiative 설립 (2018년 5월). 10개국이 참여(미국, 카나다, 중국, 일본, 멕시코, 노르웨이, 사우디아라비아, 남아공, UAE, 영국)

○ 이러한 글로벌 여건에서 국내에서 행해지는 CCS 대규모 실증사업을 통해 국제 비즈니스를 위한 실적을 확보할 필요가 있으며, 동시에 포집 효율 개선 프로젝트를 병행하여 국외 프론티어 기술의 효율에 도달할 수 있도록 기술개선 투자가 필요함.

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5. 실질 이행이 가능한 목표 재정립 필요

○ 2010년 마련한 CCS 종합추진계획의 목표 달성이 불가능함에 따라 종합계획의 재검토 필요

-  포집 처리비용의 획기적인 저감(목표: 20$/tCO₂eq.)을 위한 원천기술 확보가 다소 어려울 것으로 판단(박노언 외 (2016))

-  해양저장소 미확보 등으로 인한 플랜트 상용화를 위한 대규모 실증사업 지연(감사원, 2016)

○ 이에 따라, 국가 온실가스 감축 목표 달성을 위해 국내 CCUS 기술 수준의 긍정적 기여가 가능한 지 여부를 검토한 후 감축기대가 합리적이라면 구체적인 로드맵을 제시할 필요가 있음.

-  기존 종합대책의 과제별 추진성과 및 문제점을 분석하고, CCUS 이행 전략 도출

제3절 연구 목적

○ 우리나라의 화력발전량이 증가하는 상황에서 화력발전으로 발생하는 온실가스 감축 목표 수단 중 하나로 CCS 정책을 추진하고 있었으나 문재인 정부 출범 이후 신규 석탄발전소 건설 중단, 탈원전 등 국가 에너지정책이 변화하고 있으며, 기술에 기반한 CCS 정책이 잘 이행되지 않는다는 기존 정책에 대한 이행평가 결과도 있어 2030년 온실가스 감축 목표 달성에 얼마나 기여할 수 있는지 그리고 기여하기 위해서는 어떤 전략이 필요한지에 대한 CCS의 중장기 추진방향 연구 필요

○ 본 과제에서 우선해야 하는 목적 중 하나는 화석연료 연소로 말미암아 발생하거나 산업공정의 공정배출로부터 배출되는 온실가스를 감축하는 대안으로 이산화

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탄소 포집‧활용 및 저장(CCUS) 수단이 얼마나 유용한 것인가를 가늠해보는데 있음. 즉 2030년 감축 기여량을 가늠해 보는 것임.

-  다음의 중요한 목적은 2030년 이후 중장기 기술개발 방향을 제시하는 것임

○ 우리나라는 2030년 온실가스 감축목표를 설정하여 UN에 제출한바 있으며, 2016년 온실가스 감축 기본 로드맵을 발표한 이후 2018년 온실가스 감축 로드맵 수정안(이하 로드맵 수정안)을 발표하였음.

-  로드맵 수정안은 기존 로드맵 상 감축 후 2030년 배출량 목표인 5.36억 tCO₂eq.을 그대로 유지하는 대신 감축 목표의 3분의 1이나 차지하는데도 이행방안이 불확실했던 96백만 tCO₂eq.의 국외 감축량 비중을 기존 11.3%에서 6.8%p 낮춘 4.5%까지 줄이고, 나머지를 국내 감축으로 돌린 것이 주요변경 내용임.

-  그 결과 국내에서 감당해야 할 부문별 감축비중은 25.7%에서 32.5%까지 늘어남.

○ 기존 로드맵에는 산업별 감축 목표 이외에 CCUS 감축 목표량을 별도로 상정하고 있으며, 수정 로드맵에도 동일한 양의 감축 목표량이 반영되어있음.

-  하지만 산업부문 감축목표가 아닌 관계로 누가 감축 부담을 가질지가 분명하지 않은 점이 있으며, 감축에 따라 수반되는 비용은 또 누가 감당할 지에 역시 제시하지 않고 있음.

○ 그러므로 본 과제에서 CCUS를 통해 감축 잠재량을 추정한다면 온실가스 인벤토리 기반으로 작성한 로드맵 혹은 수정 로드맵과 정합성(감축량 산정 방식 포함)이 유지 되어야 함은 당연하고 감축 방법론 역시 국제적으로 인정받고 있는 CDM 방법론에 부합하는 것이 향후 감축 여부를 판단할 때 생길 수 있는 논란의 여지를 배제 혹은 최소화하는 방법임.

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○ 정리하면, CCUS를 통해 달성할 것으로 판단되는 온실가스 감축량 추정값은 국제적으로 통용되는 방법론이면서 우리나라 인벤토리 산정기준에 부합하는 방법론을 적용하여 산정한 감축량이어야 하며, 이 값만을 감축으로 인식함.

- LCA(수명주기평가)방법론을 적용하여 산출한 감축량은 국가 온실가스 인벤토리에 적용된 범주와 불일치할 수 있음. 그로 말미암아 감축량이 과다 산정될 수 있으며, 또한 국가 온실가스 배출량 산정 방법론과 LCA 방법론은 배출량 인식 범주가 다르기 때문임.

- [그림 1- 2]에서 보면, LCA는 원료채취부터 폐기‧재활용‧소각에 이르는 전과정을 산정 대상으로 하나 온실가스 인벤토리는 기업 혹은 배출 주체의 on site 안을 산정 대상 범주로 인식하는 점에서 분명한 차이가 있음. 국가 온실가스 인벤토리는 우리나라 지리적 범주내에 있는 기업 혹은 배출 주체의 온실가스 배출량을 합하면 됨.

-  2030년 온실가스 감축량 추정을 Baseline은 국가 온실가스 배출량임.

○ 또한 에너지정책 변화의 CCS 정책 영향 분석 필요

-  에너지 정책 가운데 전력믹스 정책 패러다임 변화로 축약되는 신정부 에너지 

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정책은 에너지에 대한 관점이 변화하였음을 의미함.

-  과거에는 에너지 공급 안정성에 최우선의 가치를 부여했다면 이제는 에너지 수요자 에너지원 수용성을 더 상위의 가치로 두면서 온실가스 감축정책에도 영향을 끼치고 있음

제4절 연구 범위 및 방법

1. 연구 범위

가. 포집 기술

1) 포집 기술 개요

○ 대표적 온실가스인 이산화탄소는 이미 알려진 바와 같이 화석연료의 연소 또는 시멘트, 철강 등 산업부문의 공정에서 원료 사용에 기인하여 대량의 배출이 일어남. 이 때 연소 후 배가스 또는 공정가스와 함께 배출되는데 이 과정에서 대량의 이산화탄소 배출감축을 위한 기술로 포집기술이 발달하였으며, 이산화탄소 포집기술은 [그림 1- 3]과 같이 분류함.

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○ 포집기술의 범위는 일반적으로 배출원으로부터 분리된 기체상태의 이산화탄소부피를 줄이고, 저장지로의 수송을 위하여 액화과정과 수분을 제거하는 과정을 포함하고 있음.

○ [그림 1- 3]에서 보는 바와 같이 이산화탄소의 분리공정이 연료의 연소과정 중 적용되는 위치에 따라 연소 전(Pre- combustion), 연소 중(Oxyfuel Combustion) 및 연소 후(Post- combustion)공정으로 구분되는 가운데 연소 후 공정이 일반적으로 포집기술에 많이 적용되는데, 이는 산업공정 배가스에 적용이 용이하다는 장점이 있기 때문임.

○ 이와 같은 이산화탄소 포집공정 세부기술은 이산화탄소를 선택적으로 분리하는 매체나 설비의 특징에 따라서 다음의 그림과 같이 분류하는데, 이미 잘 알려진 바와 같이 흡수, 흡착, 증류(심냉법), 분리막, 가스 수화물 및 CLC(Chemical Looping Combustion)와 같은 가스 분리의 기본 세부기술로 구분하고, 3개의 포집공정과의 관계를 제시하고 있음.

○ 이들 포집기술 중에서 연소 전 공정은 일반적인 연소 후 공정과 달리 고온, 고압에서 적용되는 기술이고, 순산소 연소공정(Oxy- fuel Combustion)은 고농도 산소를 공급함으로써 배가스 내 이산화탄소를 농축함과 동시에 기존의 연소용 공기 중 질소에 의한 열손실을 방지한 기술이지만 고농도의 산소를 공급하기 위하여 공기를 분리하는 별도의 공정이 필요함.

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2) 포집 기술 특성

가) 연소 후 포집기술

○ 배가스로부터 CO₂를 제거하는 본 공정은 연소 후에 일어남. 연소 후 포집기술은 기존 발전소 retrofitting 목적으로 선호되는 옵션으로 일일 4,800 톤까지의 소규모 CO₂ 포집기술에서 검증된 기술임.

○ 하지만 연소후 CO₂ 포집 기술에 대한 주요 도전과제는 기술의 대규모 소내 전력소비(large parasitic load) 임. 다시 말해서 연소 후 배가스의 CO₂ 농도가 일반적으로 매우 낮은 수준(석탄화력 7∼14%, 가스화력 4%)이며, CO₂ 농도를 95.5% 이상으로 높이기 위해 소요되는 에너지와 관련 비용은 포집비용 상승요인으로 작용한다는 점임.

○ 미국 국립에너지기술연구소(NETL)는 연소 후 CO₂ 포집기술이 전력 생산비용을 70% 정도 상승시키는 것으로 추정하고 있음. Rubin et al. (2015)에 의하면, 기존 초임계 유연탄화력 발전소에 기존 연소 후 CO₂ 포집 설비를 부착하여 CO₂를 포집하면, 에너지가 MWh당 에너지 투입 비율 기준으로 21%∼44%(평균 32%) 늘어난다고 제시하고 있음.

○ 또한 최근 연구에 의하면, 연소 후 포집 기술을 적용하면, 전력비용이 가스화력과 석탄화력 각각 32%와 65% 늘어남. Leung et al.(2014)에 의하면, 논문 발표 당시 기준으로 16개의 대규모 통합 CCS 프로젝트가 가동 중 이거나 건설 중이었는데 그 가운데 2개 프로젝트가 연소 후 기술을 채택하고 있음.

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나) 연소 전 포집기술

○ 연소전 공정의 경우 연료(통상 석탄과 천연가스)를 연소 전에 가공 처리함. 예컨대 석탄의 사전 처리는 주로 CO와 H₂로 구성되는 합성가스(syngas)를 형성하는 저산소 상태에서 가스화를 진행하는 가스화 공정을 포함함. 합성가스는 증기개질과정을 통해 수성가스전환반응(water gas shift reaction)로 넘어감. 이 과정에서 많은 H2 가스는 CO가스와 반응하여 CO₂로 전환됨.

○ H₂/CO₂ 연료 가스 혼합물에서 20% 이상의 높은 CO₂ 농축은 CO₂ 분리를 촉진시킴. 연소전 포집기술은 석탄을 연료로 하는 IGCC 발전설비에 적용할 수 있으나 7∼8%의 효율 손실이 있음.

○ EPRI와 미국 DOE는 포집설비가 없는 기존의 IGCC에 필적하거나 능가하도록 개선하기 위한 IGCC 기술 로드맵을 만들었음.

○ Hoffmann et al.(Leung et al. 에서 재인용) advanced CCGT에 연소 전 포집을 적용해서 CO₂ 포집효율 80%를 기록하고 CO₂ 회피비용은 29 달러/tCO₂에 이름

다) 순 산소 연소

○ 순산 소 연소에서 순산소는 공기를 대신하여 연소에 사용됨. 배기가스 내 질소량을 줄이는 것은 이어지는 분리공정에 영향을 주게 됨. 순산소를 연소용으로 사용하여 배기가스의 주요 구성 물질은 CO₂, 물, 분진, SO₂ 임. 분진과 SO₂는 각각 기존의 전기집진기와 배연탈황장치(FGD)를 사용하여 제거할 수 있음. 남아있는 가스인 높은 농도(연료에 따라 다르지만 80∼98%)의 CO₂는 압축하여 수송한 다음 저장할 수 있음.

○ 이러한 과정은 기술적으로 가능하나 에너지 소비원단위가 높은 공기분리기에서 생산한 대량의 산소를 소비함. 그 결과 높은 비용이 발생하며, CCS를 부착하지 않은 설비 대비 7% 정도의 에너지 손실이 발생함.

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○ 또한 배기가스에 포함된 높은 농도의 SO₂는 시스템 부식문제를 야기할 수 있음. Leung et al.(2014)에 의하면, 논문 발표 당시 기준으로 1∼2 GW_th범위에 있는 실제 크기의 순산소 프로젝트(full scale oxy- fuel project)는 없으나 25 MWe (CS Energy)와 250 MWe(Vattenfall) 설비는 개발 중임.

라) CO₂ 포집을 위한 상이한 연소기술 비교

○ <표 1- 4>에서는 이산화탄소 포집기술을 종류별로 설명하고 있음. 연소 전 기술은 주로 석탄 가스화 플랜트에 주로 적용하는 반면 연소 후 기술과 순산소 연소 기술은 석탄 화력과 가스 화력 모두에 적용 가능함.

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○ 연소 후 기술은 현재 이산화탄소 포집을 위한 가장 성숙한 공정 임.

-  비용 측면에서는 석탄과 가스 연소 설비에 대해 3가지 기술별로 <표 1- 5>에서 정리하고 있음.

-  석탄연소 플랜트에 연소 전 기술을 적용한 경우가 가장 낮은 CO₂ 회피비용 수준을 나타냄.

-  연소 후 및 순산소 기술은 유사한 비용 수준을 보이고 있으나 가스화력의 경우 연소 후 포집기술의 CO₂ 톤당 회피비용은 다른 두 가지 기술에 비해 거의 50% 정도 낮은 수준임.

나. 저장 기술

○ 화석연료를 사용하면서 발생되는 CO₂를 대용량 발생원(화력발전소 및 산업체 등)으로부터 선택적으로 포집/압축한 후, 수송과정을 거쳐 폐석유‧가스전, 대염수층 등 육‧해상 심부지층에 주입

-  지중저장: 포집된 이산화탄소를 적절한 심부 암층에 주입하여 저장

-  해양저장: 포집된 이산화탄소를 해저에 분사하여 저장

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1) 저장 기술 개요

○ CO₂ 저장기술은 대규모의 CO₂가 지하에 매장된 상태로 발견된 이후에 인공적으로 지하지층에 주입된 CO₂도 영구적으로 저장되는 것이 지질학적으로 가능하다는 판단에서 시작

○ CO₂ 주입기술은 석유증산기술로서 1970년대부터 사용된 CO₂ Flooding 생산기술에서 착안하여 도입(IPCC, 2005)

○ CO₂ 저장기술은 다양한 분야의 기술이 융복합된 통합 기술로서, 저장소 탐사 기술, 저장소 선정 기술, 심부 저장 설계 기술, 주입 설비 기술, 저장 플랜트 기술, 주입공 시추완결 기술, 모니터링 기술, 저장소 운영기술로 나뉨(Global CCS Institute, 2015)

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2) 저장 기술 특성

가) 저장소 탐사 기술

○ 저장소 탐사 기술은 저장소를 확보하기 위한 기술로서, 석유가스 저류층을 탐사하는 기술과 거의 유사

-  주로 탄성파, 전자기, 중자력 탐사 등 지구물리학적 기법을 활용한 지구물리 탐사를 통해 저장소 후보지를 탐색하고 시추조사를 통해 물리검층과 시추코어 분석을 실시하여 저장소를 확인(NETL, 2010)

○ 일반적으로 CO₂ 저장소는 지하 800 m 이상의 심부지층에 존재하기 때문에 석유탐사자료를 통해 일차적으로 유망한 구조를 파악한 후, 다음 단계로 우선적으로 좁혀진 유망구조를 대상으로 정밀 3차원 탄성파 탐사와 시추조사를 통해 저장소를 선정

○ 저장소 탐사 기술은 탐사가 수행되는 장소에 따라 해저탐사 기술과 육상탐사 기술로 나뉨

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-  물리탐사가 수월한 해저 저장소에 대해서는 해저탐사 기술을 적용하며, 탄성파 탐사를 위주로 광역 및 정밀 물리탐사를 수행하여 저장소 후보지를 결정

-  물리탐사에 제약이 많은 육상탐사의 경우 제한적으로 존재하는 물리탐사자료의 한계로 인해 상대적으로 많은 탐사시추를 수행

[그림 1- 6] CO₂ 저장소 탐사를 위한 지구물리 탐사 및 시추조사 개념도

나) 저장소 선정 기술

○ 저장소는 심부 저장지층의 특성과 용량, 저장 안정성, 포집원에서의 거리를 포함한 저장 경제성, 사회적 수용성 등을 고려하여 저장소를 선정

○ 저장소 물리탐사 자료와 시추 자료를 바탕으로 저장지층을 분석하여 특성화함

-  저장소 물성모델 작성 기술과 저장용량을 평가하는 기술이 주요 기술임

○ 저장지층 상부에 위치하는 덮개암의 밀봉능력을 평가하고 단층이나 파쇄대를 통한 누출의 가능성을 평가하는 기술도 중요한 저장소 선정 기술 중 하나임

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○ 일반적으로 CO₂를 저장하기 위한 후보지 조건은 ①공극률과 투수율이 좋을 것 ②덮개구조를 갖고 있는 800 m 이상의 심도에 위치한 지층으로 볼 수 있음. 800 m 이상의 심도가 필요한 이유는 CO₂가 초임계 상으로 존재할 수 있는 심도이기 때문임

○ 초임계상의 CO₂의 밀도는 액체와 비슷하여 다공질 저장소에 대용량 저장이 가능하지만 반면에 점성은 기체와 비슷하여 주입공에서의 주입이 액체에 비해 훨씬 수월

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다) 심부 저장 설계 기술

○ 심부 저장 설계 기술은 저장소가 선정되고 저장용량 평가가 이루어지면 그 저장소에 CO₂를 가장 효율적이고 안전하게 주입하여 저장하기 위한 광범위한 설계 기술임

○ 저장 설계를 위해서 저장소에 대한 공간적인 상세 분석을 기초로 주입정의 개수와 위치가 결정되고 각 주입정의 주입용량도 정해야함

○ 이러한 주입정 관련 결정을 위해서 저장소의 물성 정보 외에도 온도와 압력과 같은 저장소의 물리적 환경에 대한 정보도 충분히 확보해야 함

○ 이러한 저장소에 대한 종합적인 정보와 주입정과 관련된 결정 사항을 바탕으로 저장소 동적 모델 구축

○ 저장소 동적 모델을 최적화하기 위해 저장소에 대한 정보를 끊임없이 수정하고 주입정 관련 조건들도 계속해서 변경해 가면서 최적의 저장 설계안을 도출

○ 이러한 과정을 통해 주입정의 개수, 위치, 주입구간, 주입량, 주입공의 형태가 결정되고, 주입압력과 주입온도 및 주입 CO₂의 상이 최종적으로 결정

○ 그러나 탐사를 통해 확보된 저장소의 물성 정보나 물리적 환경 정보는 실제적 환경과 차이를 보일 수 있어 정확한 심부 저장 설계를 위해 차이를 최소화하는 것이 필요한데, 이것이 심부 저장 설계의 핵심적인 기술력 임

라) 주입 설비 기술

○ 주입 설비 기술은 저장소가 위치한 육상이나 해상 혹은 해저면 근처의 저장 플랜트에서 포집되어 운송된 CO₂를 주입정을 통해 심부 저장지층에 주입하는 설비를 설계하고 구축하는 기술임

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○ 현재까지 여러 개의 실증 혹은 상용화 규모의 저장소가 운영되어 오면서 주입 설비 관련 기술이 발전해 왔으나, CO₂ 주입에 대한 전반적인 기술은 석유회수증진(EOR)에서 사용되는 CO₂ Flooding 기술을 응용하고 변형(IPCC, 2006)

○ 주입 설비를 구성하는 핵심 요소단위는 압축기, 펌프, 승온기, 배관, 주입정 수두

-  압축기는 기체를 압축하여 부피를 줄이는 설비이며, 기체상의 CO₂를 초임계상으로 만드는데 사용되며, 압축과정에서 온도와 압력이 상승하는데 일반적으로 31℃, 74기압을 넘으면 기체 상태의 CO₂가 초임계상태가 됨. 

-  현장 저장지층의 압력이 일반적으로 80기압을 초과하기 때문에 많은 경우에 초임계상으로 주입

-  압축과정에서 병행되는 탈수공정은 포집된 CO₂에 수분이 포함되어 있으면 운송과정이나 주입과정에서 하이드레이트화를 촉진하여 배관을 막아버릴 수 있기 때문에 특히 주입관에서 하이드레이트화는 중요한 문제가 될 수 있으며 이를 최소화하고 CO₂의 초임계상을 주입설비에서 유지하기 위해 온도유지 및 승온 장치를 설치

-  펌프는 액체상의 유체를 운송하거나 위치를 바꾸는데 사용된다. 일반적으로 저압 상태에 위치하는 유체를 고압 상태의 위치로 운송하기 위해 에너지를 추가하여 압력 상태를 변화시키는 설비

-  초임계상으로 CO₂를 주입하는 경우에는 압축기와 별도로 펌프가 필요하며, 에너지 효율과 펌프의 안정성을 고려하여 펌프의 유형을 결정

○ 압축된 초임계상의 CO₂는 주입설비의 배관을 따라 이동하게 되는데 이 배관은 일반적인 장거리 수송 배관과는 다른 재질이 필요하며, 주입설비의 CO₂ 배관은 초임계 상태를 유지하고 부식을 방지하기 위해 부식 방지용 전용 배관이 필요

○ CO₂ 전용배관은 현재 일부 CO₂- EOR 현장과 노르웨이의 Snohvit 프로젝트를 비롯한 많은 실증 및 상용화 프로젝트에 적용되어 사용(GCCSI, 2015)

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○ 마지막으로 주입정 수두는 석유가스 생산설비에서 사용되는 수두부를 CO₂ 지중저장을 위해 적절하게 변형하여 사용

○ 저류층의 압력 상태에 따라 주입압이 결정되고, 이에 맞게 펌프와 주입정 수두가 압력을 높여 원활한 주입이 가능

○ 따라서 CO₂ 주입 펌프와 주입정 수두의 압력에 따라 저장지층에 대한 CO₂의 주입성이 결정되기 때문에 주입 설비 가운데 주입정 수두의 압력 관리와 주입공 및 주입관 시설유지는 상당히 중요한 기술적 요소

마) 저장 플랜트 기술

○ 저장 플랜트 기술은 주입설비 및 주입공이 플랜트 위에 설치되어야 하는 해저 지중저장 사업에 필요한 기술

-  해상 플랫폼은 파도나 폭풍이 심한 해양에 장기간 설치되기 때문에 안전한 설치가 필요하고 혹독한 해양 환경에 견딜 수 있는 내구성과 구조적 안전성이 요구

○ 또한 일정한 인원이 플랫폼 관리 및 주입설비 운영을 위해 상주할 필요가 있어 안락한 거주 공간도 중요한 설치요소

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○ 해양 플랫폼은 건조비와 설비구축비가 많이 들어가는 시설로서 가능하면 효율적으로 설계하여 건조 및 설치비용을 절감

○ 따라서 플랫폼 상판에 설치되는 주입설비 및 플랫폼에 연결되는 수송설비와 함께 설계되고 구축될 필요

○ 이를 위해서는 신뢰도 높은 심부 저장 설계를 통해 조직적이고 체계적으로 주입설비, 저장 플랜트, 주입공 설계가 이루어지는 것이 바람직

○ 해양 플랫폼은 CO₂를 주입하는 저장소의 해상 기지이며, 주입공은 해양 플랫폼을 중심으로 근방에 여러 개가 설치되는 것이 일반적

○ 해양 플랫폼에서 해저 주입공까지 주입배관이 설치되어야 하며, 주입공 위치에 주입정 수두인 크리스마스트리가 해저에 설치

○ 노르웨이의 Snohvit 프로젝트는 선진화된 해저 설비 플랜트 기술을 적용하여 해양 플랫폼 없이 해저 주입 설비만을 구축하여 약 150 km 떨어진 해안 기지에서 CO₂ 주입을 원격 운영

○ 저장소 운영의 안전성과 주입설비 유지관리 입장에서 해양 플랫폼을 설치하는 것이 장점이 많지만, 해저 설비 플랜트 기술이 계속해서 발전하고 있어 가까운 미래에 신설되는 해저 지중저장 프로젝트에 적용될 수 있을 것으로 기대(GCCSI, 2015)

○ 미래형 저장 플랜트 기술로 빼놓을 수 없는 것이 선진적 조선 기술과 결합된 FPSO (Floating Production Storage & Offloading)형태와 같은 특수선을 활용하여 CO₂ 수송과 주입에 활용하는 기술

-  해양에 존재하는 대규모 다공질 지층을 해저 저장소로 사용하기 위해서 막대한 예산이 소요되는 해저 배관이나 해양 플랫폼의 구축비용을 절감 할 필요

-  FPSO 형태의 CO₂ 운송 및 주입 특수선은 해저 저장소에서 원거리에 있는 포집원에서 해저배관을 설치하지 않고 직접 선박으로 CO₂를 운송하여 해저 주입설비에 연결하여 주입까지 수행하는 플랜트 복합설비(Windén et al., 2014)

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○ 현재 해저 주입설비와 FPSO 형태의 CO₂ 운송 및 주입 특수선의 연결 기술이 완성되지 못해 연구개발 단계이지만, 해양 플랜트 기술이나 조선 기술의 발전 속도로 보아 빠른 시간 내에 극복될 것으로 예측

○ 이 기술이 상용화되면 막대한 비용이 소요되는 해저배관과 해양 플랫폼을 설치하지 않고 CO₂ 해저 지중저장 사업을 수행할 수 있게 되어 지중저장 사업의 경제성을 획기적으로 개선시켜 줄 것으로 기대

바) 주입공 시추 및 완결 기술

○ 주입공 시추 및 완결 기술은 CO₂를 주입설비에서 저장지층에 주입하는 핵심 기술임. 시추기술은 석유가스 개발과정에서 성숙되어 이미 기술적 완성도가 매우 높은 상황

○ CO₂를 주입하는 주입 기술도 EOR을 활용한 석유가스개발 분야에서 성숙되었기 때문에 완성도가 높음

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○ CO₂ 지중저장 사업에서 요구되는 핵심 기술은 완결기술 이며, 주입공에서 누출되지 않고 안전하고 효율적으로 주입될 수 있도록 하는 기술

[그림 1- 10] CO₂ 주입공 시추완결 기술 모식도

○ 주입공 완결기술에는 케이싱 기술, 튜빙 기술, 시멘팅 기술, 팩킹 기술, 천공 기술, 스크린 기술, 모래 제어 기술, 자갈팩 기술, 플러깅 기술이 있음

-  위에 언급 한 모든 기술들이 주입공 완결에 사용되며, 케이싱 기술은 시추된 시추공벽을 유지하는 기술이며, 튜빙 기술을 CO₂가 직접 접촉하면서 심부 저장층으로 이동하는 배관 기술

-  시멘팅 기술은 완결 기술 가운데 가장 중요한 기술의 하나로서 배관, 튜빙, 케이싱, 팩킹, 스크린 등 모든 부분에서의 CO₂ 누출을 차단하기 위한 기술

-  팩킹 기술 역시 주입구간을 차단하고 보호하기 위한 기술이며, 천공 기술은 주

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입을 효율적으로 하기 위해 케이싱이나 시멘팅으로 차단된 공벽을 뚫어 효과적으로 CO₂가 주입될 수 있도록 하는 기술

-  스크린 기술과 모래 제어 기술, 자갈팩 기술 등은 주입공 인근에서 효율적인 주입을 위해 설치되며, 저장 지층의 유체나 퇴적물이 순간적인 압력의 역전으로 인해 주입공으로 역류하거나 밀려들어 생길 수 있는 주입공의 손상을 막는 역할도 수행

-  마지막으로 플러깅 기술은 최종적으로 CO₂의 주입이 종료되면 폐공 단계에서 누출을 원천적으로 차단하는 모든 종류의 차단 기술

○ 주입공 완결 기술은 현재에도 계속해서 발달하고 있으며, CO₂ 주입을 효율화하고 주입공에서 발생할 수 있는 CO₂ 누출을 최소화하기 위해 끊임없는 연구개발이 필요

○ 또한 주입공 완결을 위해 기술개발 결과를 현장에서 실증하고 시공 경험을 축적하는 것 또한 매우 중요하다. 주입공 시추와 완결은 선진적 기술과 최상의 완결 재료보다 시추와 완결시공 능력과 경험이 성패를 결정

사) 모니터링 기술

○ 저장소에서 주입된 CO₂를 탐지하고 분석하는 모든 기술을 모니터링 기술이 포괄

○ 주로 주입공 및 저장층에서의 거동과 누출을 모니터링하며, 덮개층 상부의 지층이나 표층 환경도 누출을 대비하여 모니터링의 대상

○ 주입 후에 발생하는 저장지층의 변화를 추적하고 분석하기 위해 주입 전과 주입 후에 모니터링 탐사가 수행 되어야 하며, 주입 중에도 가능하면 자주 모니터링이 이루어지는 것이 바람직

○ 모니터링의 목적은 CCS 프로젝트가 잘 수행되고 있는지를 파악하며, 주입운영을 위한 기본적인 자료를 제공하고, 자연 자원과 생태계, 지역사회 등이 위험한 수준의 CO₂로부터 안전하게 보호되는지 여부를 관찰하고 평가하여 사업의 타당성을 확보

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○ 최근에는 주입공과 관측공에 설치된 상시 모니터링 설비를 활용하여 저장지층에서 발생하는 미세한 변화까지도 실시간 연속적으로 모니터링 하는 기술이 개발되어 현장에 적용(GCCSI, 2015)

○ 모니터링의 기술적 방법으로는 보통 지구물리적인 모니터링 기술과 수리지화학적 모니터링 기술을 사용

○ 지중저장 사업에서는 모니터링을 위해 관측공을 사용하는 경우가 많은데, 관측공에서는 지구물리 모니터링과 수리지화학 모니터링을 모두 수행

[그림 1- 11] 해저면 OBS 모니터링 기술 개념도

○지구물리적인 모니터링 기술은 탄성파 탐사, 중력 탐사, 전자기탐사, 온도- 압력 탐사, 미세진동 탐사 등의 방법으로 저장층과 주입공에서 CO₂ 주입으로 인한 지구물리적 특성들의 변화를 탐지하여 주입된 CO₂의 거동과 누출을 모니터링하는 기술

○가장 일반적으로 사용되는 지구물리 모니터링 기술은 탄성파 탐사 기술로서 3차원 공간에 시간에 따른 지층 물성변화를 추적하는 4차원 시간경과 모니터링 기술이 개발되어 CO₂ 모니터링에 활용

○해저 지중저장 사업에서는 더욱 발전된 기술인 OBS (Ocean Bottom Sensor)나 OBC (Ocean Bottom Cable) 모니터링 기술을 개발하여 적용

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○ 최근에는 주입된 CO₂의 공간적 전파 범위를 추적하는데 유용하지만 지층 내의 CO₂ 농도 분포를 추적하는데 약점이 있는 탄성파 모니터링 기술의 단점을 보완하기 위해 전자기탐사나 초전도 중력 탐사와 같은 물리탐사 방법도 적극적으로 도입

○ 수리지화학 모니터링 기술은 주로 관측공에서 적용되고 있으며, 수리지화학 모니터링을 충실하게 수행하기 위해 많은 관측공이 필요

○ 수리지화학 모니터링을 위해 저장층과 덮개층에서 지하수와 공극수를 채취하는 기술이 핵심적인 기술

○ 지하수에 포함된 화학성분과 동위원소를 분석하여 CO₂의 농도 변화를 추적할 수 있으며, 공극수에서 발생하는 지화학적 변화를 탐지

○ 최근에는 지하수의 추적자(저장소 시스템 내 존재하지 않는 가스 또는 가스 동위원소) 시험을 통하여 CO₂의 이동경로의 파악이 가능해졌고, 그 외에도 다양하고 혁신적인 수리지화학적 모니터링 기술이 개발되어 지중저장 사업에 활용

○ 위에서 살펴본 저장층과 덮개층에서의 모니터링이 가장 핵심적인 모니터링 기술이지만, 지중저장소 표층, 수층, 대기에서의 모니터링도 관심을 받고 있다. 육상 토양층이나 해저면 천층에서의 퇴적물 채취에 의한 광역적 모니터링을 통해 심부 지층에 주입한 CO₂가 누출되는 지의 여부를 정밀하게 분석하는 기술도 중요

○ 해저 지중저장의 경우 수층으로 누출된 CO₂는 해수를 산성화시킬 가능성이 있어 주요한 모니터링의 대상

○ 대기 모니터링을 통해서도 실시간으로 변화하는 미세한 CO₂ 농도와 추적자 검사를 통해 광역적인 CO₂ 누출을 감시할 수 있어서 중요한 모니터링 기술

아) 저장소 운영 기술

○ 저장소 운영 기술은 CO₂를 장기적으로 주입하여 대규모로 저장하는 지중저장 사업의 성패를 가늠하는 중요한 기술

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○ 저장소 운영 기술의 핵심은 CO₂의 장기적인 주입 운영을 통한 저장 효율화 기술이지만, 저장소 시설 안전관리와 설비 유지관리 기술을 포함하는 저장소 운영과 관련된 포괄적인 기술 개념(IPCC, 2005)

○ 저장소에서 CO₂를 장기적으로 주입하는 경우에 주입 운영 자체가 원활하게 이루어지기 위해서 실증사업을 통해 축적한 숙련된 경험이 필요

○ 저장소 주입 운영을 위해서 저장층의 특성에 대한 정확한 이해와 심부 지층에서 주입된 CO₂의 거동을 파악하고 있어야 하며, 모니터링 자료를 바탕으로 주입 시나리오를 계속하여 갱신하고 최적화하는 기술력이 요구

○ 포집된 CO₂의 공급이 일시 중지될 가능성도 존재하고, 저장소의 현장압력이 높아져 주입을 중단해야 하는 경우도 발생이 가능하고 소송 설비, 주입 설비, 주입공의 고장 및 오작동으로 인한 주입 중단도 빈번하게 발생할 가능성이 존재하며, 태풍이나 폭풍과 같은 자연재해도 지중저장 사업의 위기를 초래할 수 있으므로 위기 대응을 위해 저장소 운영 매뉴얼이 확보가 필요함

○ 저장소 운영 기술에 포함되는 저장소 시설 안전관리와 설비 유지관리 기술도 운영관리 매뉴얼이 필요

○ 저장소에는 고압의 압축기와 펌프가 항상 작동하고 있고, 고압의 초임계상이나 액체상의 CO₂가 탱크와 배관에서 이동하기 때문에 안전관리가 매우 중요

○ 안전관리 시스템이 체계화되어 있어야 하며, 초기 대응이 실패한 비상사태에 대한 대응훈련과 피난 대책도 필요

○ 저장소를 장기간 운영하면서 발생하는 장비의 부식, 노후화, 파손 등을 최소화하고 적절한 보완 및 수정을 위해 설비의 유지관리 시스템도 효율적으로 운영

○ 저장 플랜트 및 주입 설비의 유지관리를 위한 매뉴얼을 갖추고 이에 따라 저장소를 운영하는 것이 매우 중요

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2. 연구 방법 및 추진체계

○ 과제 연구 범위가 이산화탄소 포집, 저장 및 활용이므로 광범위한 분야의 과학적 기반을 필요로 함. 이러한 점을 고려하여 발주처와 협의를 통해 에너지경제연구원이 과제를 총괄하고 분야별(포집, 저장, 활용) 전문가가 참여하는 전문가협의체를 구성해서 연구를 진행

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○ 과학적 기반을 필요로 하는 분야이므로 원천기술에서 상용화 기술까지 넓은 스펙트럼의 기술을 과제 범주로 다루어야 하는 어려움이 있음. 아울러 온실가스 감축 기술을 기반으로 2030년에 이행할 잠재량을 추정하는 것이 중요한 목적 중 하나인 점을 고려할 때 상용화에 무게 중심을 둔 접근이 또한 요구됨

○ 이산화탄소 포집 및 저장을 통해 온실가스 감축을 실현하기 위해서는 기본적으로 하드웨어(포집기술 및 설비, 수송시스템, 저장 공간)가 필수적임([그림 1- 3] 참조). 그렇지만 하드웨어만으로는 감축기술이 완성될 수 없으며, 하드웨어의 부족분을 보완하여 줄 수 있는 소프트웨어가 무엇보다도 필요함. 하드웨어와 소프트웨어의 유기적 작용으로 실질적인 감축이행이 가능해지고 성과를 볼 수 있을 것임.

-  소프트웨어를 통한 이행방안을 제안하기 위해 법, 제도 및 기타 분야와 활용기술에 대한 평가 역시 외부전문가와의 협업을 통해 결과를 도출하고 있음.

제5절 활용방안 및 기대효과

□ 기대효과

○ 온실가스 감축 수단으로 평가받고 있는 CCUS의 실질적 감축 잠재량을 이산화탄소 포집 및 저장과 활용으로 구분하여 국내 적용 가능성 분석

-  2030년 감축 목표 달성을 위한 CCS 실증 목표 설정 및 개발 로드맵 도출

-  이산화탄소 활용을 감축 옵션으로 판단하기 위한 조건 제시 (인벤토리와 정합성 유지)

○ 2030년 온실가스 감축 로드맵 수정 보완 작업에 반영할 수 있는 CCUS 감축 규모 추정

-  이산화탄소 포집 및 저장을 사용기술 확보 및 트랙레코드 확보

-  이산화탄소 활용을 통한 2030년 감축 잠재량 추정

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□ 결과 활용 방안

○ 국가온실가스 감축 로드맵 수정안(2018년 발표) 보완

○ CCUS를 통해 실질적 감축을 하기 위한 법‧제도 보완 및 제정

○ 이산화탄소 포집 및 저장 옵션의 국민 수용성 제고

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○ 국제사회는 폐기물의 배출로 인한 해양오염을 방지하기 위하여 지난 1972년 다자간 협약인 런던 협약을 채택하였으며, 이후 런던협약 당사국들의 이행준수 강화를 위해 런던의정서를 채택하고 발효하였음.

○ 특히 런던의정서는 사전예방원칙과 오염자부담원칙을 통해 8개의 허용물질을 제외한 모든 물질의 해양배출을 금지하고 있는데 여기에 이산화탄소 스트림은 배출 허용 물질로 포함되어 있음. 런던협약에 가입하고 런던의정서를 비준한 국가들은 자국의 CCS 기술개발과 상용화를 위해 국제 협약을 기반으로 한 자국의 법과 제도를 정비해야 하는 상황임. 우리나라도 CCUS 관련 정부 정책방향이 구체화되면 법‧제도 정비가 이어져야 할 것임.

○ 본 장에서는 해외 주요국들이 자국에서 CCS를 도입하기 위해 마련한 관련 법규와 제도들을 살펴보고 우리나라에서 향후 CCS 단일법을 제정하거나 관련 법들을 정비할 때 참조할 수 있는 사항들을 짚어보았음.

제1절 미국

○ 미국은 에너지부 (DOE)와 환경보호청(EPA)를 주축으로 CCS 상용화를 위해 기술 개발과 함께 관련 법률 및 정책 제정을 진행해 오고 있음.

○ 미 에너지부의 경우에는 CCS 기술 개발과 도입 활성화를 위해 크게 두 종류의 프로그램을 운영하고 있음. 

-  첫 번째는 탄소포집 파트너쉽 지원계획(Regional Carbon Sequestration Partnership 

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Initiative, RCSP Initiative)임. 해당 프로그램은 미국 내 총 7개의 지역별 파트너쉽과 연합하여 해당 지역의 CCS 도입에 필요한 연구개발을 추진하고 있는데, 주로 파트너쉽에 참여하는 지역에 대한 지형분석, 50만 톤 이하의 소규모 CCS 실증단지 운영, 100만 톤 이상의 CCS 프로젝트 운영계획 수립 등을 지원함. 

-  두 번째 프로그램은 안전하고 경제적인 CCS 저장 지역 발굴 및 저장시설 운영에 필요한 정보를 수집하고 공유하는 체계를 구축하는 계획(ARRA Site Characterization Initiative)으로「미국 경제 부흥법(American Recovery and Reinvestment Act of 2009, ARRA)」에서 지원하는 총 1억 달러의 펀드를 통해 최근까지 상용화 가능성이 높은 총 9개 지역의 CCS 개발 프로젝트를 지원하였음. 이 프로그램에서 투자한 주요 지역의 프로젝트들을 통해 CCS 사업에 적합한 지형적 특성 (투과성, 주입 가능성, 암반의 구조물 설치 가능성)에 관한 정보를 수집하고 이를 미국 전역에서 CCS 사업을 진행 할 때 활용할 수 있도록 하는 것이 주요 목적임.

○ 미국은 오바마 행정부 때인 2013년에 ‘기후행동계획(Climate Action Plan)’을 발표하고 기후변화 대응에 관한 적극적인 역할 수행을 통해 2005년도 대비 17%의 온실가스를 감축하겠다는 목표를 제시하였음. 이후 미 환경청은 기후행동계획의 효과적인 달성을 위해 청정대기법(Clean Air Act)에 기반한 신규 천연가스 및 석탄 화력 발전 부문의 이산화탄소 배출 규제안(NSPS: New Source Performance Standards)를 마련하였으나, 2018년까지 예정된 신규 석탄 화력발전소가 4곳에 불과하여 CCS의 적극적인 도입에는 큰 영향력을 발휘하지는 못하게 되었음.

○ 이에 따라 2015년에는 미 환경청이 현재 가동중인 석탄 및 천연가스 발전소들로 하여금 CCS기술 도입 등을 통해 이산화탄소 배출량을 2030년까지 2005년 대비 32%까지 감축하는 청정발전계획(Clean Power Plan)을 발표하였음. 이 계획을 통해 EPA는 2020년부터 2029년까지 각 주에서 준수해야 하는 탄소 배출감소량 중간 목표치(Interim Goal)와 2030년부터 준수해야하는 최종 배출량 목표치(Final Goal)를 제시하였으며, 주 정부들로 하여금 2016년 9월까지 각 주에 부여된 목표

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치 달성을 위한 세부이행계획을 제출하도록 하였음. 그러나 이 계획은 미국 내 27개의 주 정부가 반대하며 소송을 제기하였고, 이에 대해 미 연방 대법원은 지난 2016년 2월에 해당 계획의 시행을 전면 보류할 것을 명령하였음. 

○ 이후 트럼프 정권에서는 연방정부의 탄소배출 규제를 해제하는 ‘에너지 독립’ 행정명령을 발표하면서 기존 청정발전계획의 백지화를 선언하였고 이를 반대하는 환경단체와 일부 주 정부들이 최근까지 연방정부와 환경청을 대상으로 탄원서를 제출하고 있는 실정임. 

○ 미국은 CCS도입에 따른 법적 쟁점 사항들 중에서 토지 수용에 관한 문제를 가장 활발히 논의해 온 국가 중 하나임. CCS 과정에서 이산화탄소운송 경로 상의 토지에 ‘파이프라인’을 설치하거나 특정 부지에 저장설비를 건설하는 경우 해당 토지의 소유 유형(연방정부 소유지, 주 정부 소유지, 개인 소유지 등)에 따라 여러 가지 쟁점사항이 발생할 수 있음.

○ CCS 사업자가 파이프라인을 건설하기 위해서는 주 정부의 건설 허가뿐만 아니라 토지 소유자로부터 ‘토지를 사용할 수 있는 권리(easement)’를 획득해야 함. 문제는 개인 토지 소유자가 자신의 땅에 이산화탄소가 운송되는 파이프라인의 설치를 원치 않을 경우에 사업자가 적대적 토지 수용권(eminent domain)을 행사하여 계획한 대로 파이프라인을 설치할 수 있는지에 관한 것임.

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○ 미국의 경우 일부 주(州)들은 적대적 토지 수용권을 허용하고 있는데, 공공의 목적을 위해 필요한 경우 정부 또는 정부가 지정한 사업자로 하여금 개인 소유의 토지를 강제로 매입할 수 있도록 허용하는 것임.

-  참고로 CCS사업을 위한 파이프라인 설치가 공공의 목적에 부합하는 것인지에 대해서는 미국 내 주 별로 의견이 분분함.

-  일반적으로 특정 인프라 시설이 공공성을 가지기 위해서는 특정 사업자가 독점 사용권을 가져서는 안 되며 통신 케이블과 같이 다수의 이용자가 사용료를 내고 사용할 수 있어야 함.

○ 한편 CCS 사업에서 이산화탄소를 저장설비에 주입하는 과정은 미 환경청이「식수 안전법 (Safe Drinking Water Act)」과 ‘지하수 오염방지를 위한 지중 주입 관리 프로그램 (Underground Injection Control Program, 이하 UIC 프로그램)’을 통해서 규제하고 있음. UIC 프로그램은 ‘관정’을 통해 유체를 지하에 주입함으로써 음용수 공급원 (Underground Source of Drinking Water)인 지하수를 위태롭게 하는 행위를 규제하는 허가 시스템인데, 주입하는 물질의 종류와 위험도 등에 따라 총 6개의 등급으로 분류하여 관리하고 있음.

-  이 중 이산화탄소 저장은 ‘Class VI 관정’으로 분류하여 지중저장과 관련한 모든 과정을 관리하고 있으며 미 환경청은 저장설비 운영자가 Class VI 에 따른 규정을 준수할 수 있도록 가이드라인을 제시하고 있음.

-  이에 따라 이산화탄소를 저장하는 사업자 또는 저장설비 소유자는 해당 가이드라인을 준수해야 하며 이산화탄소 주입과 관련한 모든 사항을 주 정부에 보고해야함.

○ 미국의 경우 연방 정부와 주 정부에서 각각 CCS 상용화를 지원하기 위한 다양한 인센티브 정책을 시행해 왔음. 연방정부의 경우에는 CCS 사업에 필요한 자금을 지원해 주거나 사업자에게 각종 세제 혜택을 제공함. 

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-  대표적으로「에너지 정책법 (Energy Policy Act of 2005)」에 따라 연방정부가 CCS 사업에 따른 비용을 지급보증(federal loan guarantee)해 주는 프로그램을 운영하고 있는데, 이를 통해 민간 투자자의 CCS 투자 위험을 낮추는데 도움을 주고 있음.

-  이 밖에 정부에서도 연방정부의 인센티브만으로는 CCS 보급 활성화가 어려운 점을 보완하고자 다양한 혜택을 제공해 왔으며, 특히 주 단위에서 CCS 사업자에게 제공하는 세제혜택은 상당히 큰 효과가 있었다는 평가임. 예를 들어, 켄자스州는 CCS 사업과 관련한 건물이나 시설들에 대해 5년간 재산세를 면제해 주고 있으며, 미시시피州는 포집한 이산화탄소를 판매하는 사업자에게 소득세를 대폭 감면해 주고 있음.

-  미국의 경우에는 CCS 시행에 필요한 법⋅제도적 규제의 정비는 물론 CCS의 활성화를 위한 인센티브의 제공 방안에 대해서도 연방정부와 州정부가 각자의 역할을 수행해 오고 있는 것을 볼 수 있음. 

-  특히 최근 연방정부 차원에서 기후변화 대응에 다소 소극적임에도 불구하고 州 정부들이 전 보다 강한 추진력을 보이는 것은 시사하는 바가 크다고 할 수 있을 것임.

○ 미국의 경우 연방정부와 더불어 주 정부 차원에서도 CCS도입에 필요한 법적 규제와 제도 마련에 노력을 기울여 왔음. <표 2- 2>는 미국 내 주요 주에서 CCS에 관한 법적 사항들을 주(州)법률에 반영하고 있는 것을 보여주고 있는데, 각 주 별로 CCS 과정에서 발생할 수 있는 법적 쟁점사항들에 대해 포함하고 있는 범위가 다른 것을 볼 수 있음.

-  예를 들어 CCS 사업과정에서 발생할 수 있는 각종 피해 발생 시 ‘책임(Liability)’에 관해서는 6개 주에서 관련 법률로 규정하고 있으며, 지중 저장공간(pore space)의 소유권에 대해서는 3개 주에서 법률로 제정하고 있음.

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-  특이한 점은 총 6개 주에서 저장설비에 저장된 이산화탄소의 소유권에 관한 법적 사항을 별도로 명시하고 있다는 점임. 6개 주 모두 저장설비 운영자 (사업자)가 이산화탄소에 대한 소유권을 가지며 이는 운영자가 해당 설비에 대한 법적 책임을 주 정부에게 넘겨주기 전까지 유효함. 

-  3개 주에서는 동일 사업자에게 저장지역 개발과 저장시설 운영을 허가해 주는 규정(unitization)을 두고 있음.

제2절 유럽

○ 재생에너지 사용이 활발한 유럽 주요국은 이산화탄소 포집･저장 기술 위주의 실증연구를 추진하고 있으며 일부 활용기술은 상용화에 성공함

○ EU는 2008년, 에너지･기후 문제에 대응함으로써 에너지 안보 증대, 일자리 창출 및 유럽의 경쟁력 강화를 위한 에너지 2020 전략(Energy 2020)을 발표함.

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-  에너지 효율성 제고, 에너지 자율이동 보장, 소비자･기업 친화적인 에너지 안보, 기술혁신 촉진, 국제협력 강화 등 5가지 주요 정책을 우선 과제로 제시하여 20- 20- 20 목표를 수립함. 20- 20- 20 목표는 2020년까지 1990년 대비 온실가스 배출량 20% 감축, 에너지효율 20% 향상, 신재생에너지 소비 비중 20%를 확대하는 것임.

-  제7차 연구개발 프레임워크계획(7th Framework Programme for Research and Technological, FP7)(2012)에서 청정석탄발전기술(Zero Emission Plant, ZEP) 프로그램의 일환으로 화력발전소의 이산화탄소 배출량 Zero를 목표로 2020년까지 12개 대규모 실증사업에 60억불을 투자키로 함.

-  2014년 2030 기후･에너지 정책 프레임워크(A Policy Framework for Climate and Energy in the period from 2020 to 2030)를 통해 2030년의 에너지 정책 방향을 제시하였는데, 2030년까지 1990년 대비 최소 40% 온실가스 배출 감축 목표 설정 등 온실가스 감축 및 안정적인 에너지 공급, 신재생에너지 관련 투자 안정성 강화, 저탄소기술 개발 촉진을 목표로 함

○ 영국은 2008년 제정된 기후변화법(Climate Change Act)에 따라 2050년까지 1990년 대비 온실가스 80% 감축이라는 장기적인 목표 설정함.

-  에너지･기후변화부(Department of Energy & Climate Change)는 이를 달성하기 위해 법적 구속력을 지닌 제5차 탄소감축목표안(Carbon Budget)을 채택, 2030년까지 1990년 대비 57% 온실가스 감축목표 설정함.

-  에너지･기후변화부는 신규 발전소는 물론 기존 운영 중인 석탄발전소에도 이산화탄소 포집･저장기술을 적용하여 고효율 석탄 발전소를 운영하는 것을 목표로 함

-  2015년에는 2023년부터 석탄발전 사용을 제한하고, 2025년까지 이산화탄소 포집･저장기술 미적용 발전소는 폐쇄하는 계획을 발표함.

○ 노르웨이 정부는 이산화탄소 포집･저장기술을 국가전략기술로 지정하고 2012년 몽샤드기술센터(Technology Centre Mongstad, TCM)를 설립, 12MW 규모의 이산화탄소 포집 테스트 설비를 구축함.

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-  2014년 몽샤드 기술센터에서는 세계 최초로 천연가스 화력발전 실배가스 환경에서 습식 모노에탄올아민(Monoethanolamine, MEA) 흡수제를 이용한 대규모 이산화탄소 포집 테스트를 수행함.

-  2016년 노르웨이 수도 오슬로에 세계최초로 폐기물 소각로에 이산화탄소 포집기술을 도입하여 산업 및 가정용 폐기물 연소과정에서 약 2천 톤의 이산화탄소를 포집하는 실증 연구를 성공적으로 수행함.

○ 유럽은 지난 2008년에 체계적인 기후변화 대응 및 목표 달성을 위해 ‘기후행동 및 재생에너지 종합정책(Climate Action and Renewable Energy Package)’을 수립하였고, 특히 2009년에는 CCS에 관한 기술개발 및 도입을 위해 ‘CCS 사업에 관한 지침 (EU Directive 2009/31/EC)’을 마련하였음. 

-  다수의 EU 회원국들은 CCS 지침에 근거하여 CCS와 관련한 자국법을 정비하였는데 독일의 경우에는 지난 2012년에 단일법인「이산화탄소 포집, 수송 및 영구 저장을 위한 시술의 실증 및 응용에 관한 법」을 제정함. 

-  영국은 기존「에너지법」이나「전력법」에 CCS와 관련한 조항을 추가하거나 개정하는 방향을 택하였음. 영국은 비록 CCS에 관한 단일법을 제정하지는 않았지만 기존 에너지법의 개정을 통해 유럽연합 CCS 지침에서 정한 기본 내용들을 대부분 반영함. 

○ 유럽연합 CCS 지침은 십만 톤 이상의 이산화탄소를 저장하는 프로젝트에 적용되는데 주로 CCS 사업의 각 단계 별로 필요한 규제와 허가사항에 관한 내용을 담고 있음. 

-  예를 들어 CCS 사업의 각 단계 별로 필요한 ‘허가’에 관한 규정에서는 회원국들이 특정 자격 요건을 갖춘 사업자에게만 저장 지역 발굴을 위한 탐사권, 이산화탄소 스트림의 주입권, 저장설비 운영권 등을 허가해 주도록 하고 있음. 

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-  특히 탐사권은 필요한 기한에 한해서만 허가하도록 하고 이산화탄소 스트림의 주입권은 한 저장소에 반드시 한 사업자에게만 허가해 주도록 하고 있음. 

-  그 외에도 동 지침에서는 선정된 CCS 저장 지역과 그 주변 지역에 관한 지형 정보를 수집하여 실제 사업 이행단계 이전에 해당 지역에 관한 안전성 평가를 실시하도록 하거나 CCS 사업 단계 별로 발생할 수 있는 위험 요인을 규명하여 실제 피해 발생 시 조치 계획을 세우도록 하고 있음. 

○ 한편 유럽연합의 CCS 지침 내용 중에서도 누출사고에 따른 책임과 피해 보상에 관한 규정을 자세히 살펴볼 필요가 있음. 동 지침은 이산화탄소 누출로 인한 환경피해가 발생한 경우 이에 대한 책임 규정을 두도록 하고 있음. 

-  기본적으로 누출 피해의 보상은 ‘유럽연합의 환경피해에 관한 지침’에 따르도록 하고 있으며, 저장시설 운영자는 금전적 보상 이외에 긴급 피해복구 의무가 부여됨. 

-  만약 운영자가 필요한 복구조치를 이행하지 않을 경우에는 회원국 정부가 피해복구를 책임져야 하며 피해복구에 소요된 비용을 저장시설 운영자로부터 회수하도록 하고 있음.(지침 제 30조) 

-  유럽 배출권거래제에서 CCS 저장시설은 규제 대상 시설로 분류되어 있어서 만약 누출사고가 발생하면 누출량에 상응하는 배출권(EUA)을 회원국 정부에 납부해야 함. 

-  유럽연합의 배출권거래제 운영에 관한 지침에 따르면 회원국들은 배출권거래제 제1기와 제2기 동안에는 CCS 저장소를 배출권거래제 대상에 포함할지에 대해 선택할 수 있도록 하였으나, 제3기가 시작된 2013년부터는 모든 CCS 저장소를 의무적으로 배출권거래제 대상 시설에 포함되도록 하였음. 

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○ 유럽연합 CCS지침에 따르면 저장시설 운영자는 CCS사업 종료 이후에도 ‘저장시설 관리계획’에 따라 유지보수 및 모니터링 의무를 이행해야 하며 이를 회원국 정부의 관장기관에 보고해야 함. 

-  다만 운영자는 일정기간 동안 저장시설 유지에 관한 책임을 이행하고 나면 해당 시설의 유지활동과 그에 따른 책임을 정부가 맡아 줄 것을 요청할 수 있음. 이 때 운영자는 사업 기간 및 사후 관리기관 동안 정해진 규정을 준수해 옴에 따라 앞으로 누출사고가 발생하지 않을 것이라는 확신을 보여줄 수 있는 모든 증빙자료를 정부 측에 제출해야 하며, 정부는 이를 근거로 이후 저장시설 관리에 대한 책임의 이전을 승인해 줄 수 있음.(지침 제 33조) 

-  정부는 저장시설 관리의 책임을 맡은 이후에 필요한 유지보수나 모니터링을 계속 수행해야 하며, 특히 누출사고의 징후가 발견되면 이전 민간 운영자가 이행했던 수준으로 감시 활동을 강화해야 함. 

-  그리고 정부가 책임을 맡은 이후에 누출사고가 발생할 경우, 기존 운영자의 잘못에 따른 것으로 확신하지 않은 이상 피해 금액을 기존 운영자에게 전가시킬 수 없도록 하고 있음. 

○ 한편 유럽은 CCS 기술개발과 사업화를 장려하기 위해 유럽배출권거래제를 통해 발생하는 배출권의 유상 경매 수익금 중 일부를 CCS 실증 프로젝트에 지원하는 NER300(New Entrants’ Reserve 300)이라는 프로그램을 시행하였음. 

-  해당 프로그램은 유럽연합의 배출권거래제 지침 규정에 따라 배출권거래제에 신규로 진입하는 기업들을 대상으로 300만 톤의 배출권 경매를 통해 얻은 수익금 총 21억 유로를 2013년부터 CCS와 같은 신기술에 투자하는 것임. 

-  그러나 CCS 프로젝트에 대한 경제성과 기술의 불확실 등으로 인해 CCS 실증 프로젝트에는 해당 기금의 지원이 이루어지지는 못했으며, 현재는 2021년부터 지원할 신규 NER400 프로그램에 관한 논의를 진행 중임. 

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제3절 호주

○ 호주의 경우 2000년 대 초반부터 산업부, 관광자원부 등 정부 부처들로 구성된 워킹그룹을 통해 CCS 개발 및 상용화에 필요한 법⋅제도 연구를 진행해 왔음. 특히 워킹그룹 내 법률자문단에서는 CCS에 관한 완전히 새로운 단일법을 제정하기 보다는 기존 법률들을 최대한 활용하되 필요한 부분에 대해서만 법률 개정을 통해 보완하는 방안을 검토하였음.

-  이에 따라 지난 2005년에는 CCS 사업에서 법률사항으로 반드시 다루어야 할 총 6가지의 쟁점사항에 대해 가이드라인을 제시하였음. 

-  참고로 2000년대 초반부터 호주 내 일부 주에서도 CCS를 규제하기 위한 법률들을 정비하였는데, 남 호주의「The South Australian Petroleum Act 2000」이나 퀸즈랜드의「the Queensland Petroleum and Gas Act 2004」법이 대표적인 예임. 워킹그룹에서는 주정부 법률에 대해서도 일부 세부사항에 대해서만 보완하여 CCS에 활용하는 것이 효율적인 방안이라고 권고하였음.

○ 호주의 CCS 워킹그룹은 각각의 핵심 쟁점에 대해 (1) 현재 규정을 그대로 활용하는 방안, (2) CCS 사업자들로 하여금 자율적으로 규제하도록 하는 방안, (3) 현행 규정을 개정하는 방안 등 세 가지에 대해 검토하였음. 

-  예를 들어 첫 번 째 쟁점인 CCS사업에 관한 평가 및 승인절차에 관해서는 연방 및 모든 주의 현존하는 법률 및 규제가 CCS 전 과정에서 필요한 해당 절차를 완벽하게 규제할 수 없기 때문에 세부 이행규칙 등을 새롭게 마련하는 방안을 권고하였음. 

-  그러면서 CCS기술이 비교적 초기 단계이고 사업의 각 단계 별로 사고 발생의 위험이 높기 때문에 사업자들에 의한 자율규제는 부적절하다고 제안함.

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○ 호주에서 기존 법률을 CCS사업에 맞도록 보완한 대표적인 사례로는「연안지역 석유법 개정법, The Offshore Petroleum Amendments(Greenhouse Gas Storage Act 2008)」을 들 수 있음.

-  해당 개정법은 기존 원유사업에 관한 규제법에 해저 온실가스 저장에 관한 내용을 추가한 것으로, 해저 저장소 발굴을 위한 탐사권이나 저장소 운영권, 위험영향평가, 사업 후 관리 등에 관한 내용을 추가하였음. 

-  특히, CCS 사업이 기존 원유사업에 지장을 초래할 경우 정부 주무관청은 CCS 사업을 불허할 수 있도록 하였으며, CCS 사업자는 원유사업에서 발생한 어떠한 이득에 대해서도 관여할 수 없음을 분명히 하고 있음.

○ 한편 호주는 연방정부와 州정부 차원에서 CCS 기술 개발과 상용화를 위한 다양한 지원프로그램도 운영해 오고 있음. 연방정부의 경우 CCS 분야에 총 35억 달러를 지원하는 다수의 프로그램들이 있는데 그중에는 CCS 기술 개발과 상용화를 위해 주요 프로젝트(Flagship 프로젝트)에 최대 2억 달러를 제공하는 지원 사업이 진행 중임. 

-  이 프로그램을 통해 CCS 단계별 주요 기술개발과 정보 획득에 관한 실증 연구 뿐만 아니라 국제사회와의 공조를 위한 공동 연구 등 다양한 분야에 지원이 이루어지고 있음. 

-  대표적으로 사우스웨스트 허브 프로젝트의 경우 이산화탄소 스트림의 저장에 적합한 지형을 연구하고 관련 정보를 수집하는 활동에 총 3천2백만 달러를 지원하였으며, 호주와 중국이 연합하여 공동연구하는 ‘청정 석탄발전 기술 개발 프로젝트’에도 1천만 달러를 투자하여 CCS 활용을 위한 국제사회와의 공조 기반을 다지고 있음.

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제4절 일본

○ 일본은 2030년까지 2013년 대비 26% 수준으로 온실가스를 감축하는 자발적 국가결정기여(INDC)를 설정하였으며, 2050년까지 80% 감축을 목표로 하고 있음.

-  일본 경제산업성과 환경성은 효과적인 전환부문 온실가스 감축체제 구축을 위해 2013년 화석연료발전에 관한 협약을 체결함.

-  이를 이행하기 위해 정부는 저탄소 기술 37개에 대한 중장기 분야에 대한 로드맵을 설정하여 에너지･환경 분야에서 세계를 선도하기 위한 정책을 수립함.

-  특히 2050년 온실가스 감축목표를 달성하기 위해 2020년까지 CCS 상용화를 목표로 CCS 기술개발을 촉진하고, 잠재적인 저장소를 조사하기로 함.

-  아울러 2030년까지 석탄화력발전소에 CCS를 도입‧적용하며, 요구되는 CCS 기술수준을 정의하기로 함.

-  그리고 2050년까지 가동될 화석연료발전소는 CO₂포집설비의 실제적 이용을 위한 기술개발에 노력해 줄 것으로 요청함.

○ 2016년 일본 환경성이 발표한 장기 저탄소 비전을 보면, 2050년까지 전 경제부문에서 대규모의 온실가스 감축이 수반되어야 하며, 이를 위해 발전부문은 재생에너지, 원자력, CCS 등을 통해 90%이상의 온실가스 감축이 필요한 것으로 제시함.

-  CCS 및 CCU 기술은 화석연료 발전의 온실가스 감축뿐만 아니라 산업부문 배출 감축을 위해서도 보급될 필요가 있다고 판단함.

○ 일본(환경성)의 CCS 기술개발 전략은  첫째, 탄소시장을 설치하여 민간분야 CCS 기술개발 동인을 제공하고, 둘째, CCS 연구개발 및 보급의 전반적인 책임을 정부에서 지며, 셋째, 환경성은 CCS 기술보급에 따른 재정지원 및 필요 규제를 준비함으로써 장기 온실가스 감축에 CCS 기술이 확대적용 될 수 있는 기반을 마련하는 것임.

-  이의 이행을 위해 2014~2021년 기간 동안 통상산업성과 함께 잠재적 저장소 조사를 실시(2018년 정부예산 11억 엔(환경성 5.5, 통산성 5.5))하고, 2014~2020년까지 연소 후 포집 데모 프로젝트를 지원(2018년 정부예산 47억엔)하고 있음.

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-  연소 후 포집 데모프로젝트는 2020년까지 일일 500톤 규모 포집을 목표로 하며,  후쿠오카 미가와 발전소에 데모플랜트를 설치함. 도시바를 대표로한 16개 민간 기업이 참여하고 있으며, 현재 환경성에서 5개년 프로젝트로 진행 중

○ 일본은 지역 특성상 내륙의 저장 공간이 충분하지 않아 CCS 사업 추진 초반부터 해양 지중저장에 초점을 두었으며, 이에 따라 CCS에 관한 법⋅제도 또한 주로 해양 저장에 관한 내용을 중심으로 발전시켜 왔음. 

-  지난 2007년에는 CCS 법⋅제도의 기본이 되는「해양오염 및 해상재해의 방지에 관한 법률 (이하, 해양오염 방지법)」을 개정하여 이산화탄소의 해저 지층 주입을 허용하였음. 즉, 해당 법규에서 기본적으로 유해 액체물질이나 폐기물의 해저 투기를 금지하면서도 특정 조건을 만족하는 경우에 한해 이산화탄소 스트림의 해저 저장을 허가하는 것으로 내용을 변경한 것임. 

-  그리고 CCS 프로젝트를 진행하고자 하는 사업자는 환경부에 사업계획서와 모니터링계획서를 제출하여 사업 허가를 얻도록 하고 있으며, 이 때 저장지역 선정결과, 환경영향평가, 프로젝트 진행에 필요한 기술 및 재정 능력에 대한 증빙을 환경부에 제시하여야 함. 

-  환경부는 사업자의 허가 신청을 심의하여 모든 기준을 충족하는 사업자에 대해 허가권을 부여하며 매 5년마다 프로젝트를 검토하여 허가권의 갱신여부를 판단하도록 규정하고 있음.

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○ 일본의 경우 CCS 사업에 따른 사회적 수용성 증진을 위해 지역 주민 및 사회에 CCS 프로젝트에 관한 정보를 제공하고 다양한 커뮤니케이션 활동을 추진하도록 하고 있음.

-  일본의 민간 기업에서 2012년부터 진행하고 있는 Tomakomai 실증 프로젝트의 경우 일본 경제산업성과 내각부, 지자체 등이 중심이 되어 프로젝트 주변의 지역사회를 대상으로 패널전시, 시민 참여 포럼, 젊은 세대를 위한 열긴 강연, 실증부지 방문, 초⋅중⋅고 학생을 대상으로 한 체험과학 교실, 외국인 초정 실증지 방문 홍보 등의 활동을 지속하였음.

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○대용량 CCS 프로젝트는 현재 총 38개*, 연간 CO₂ 7천만톤 규모의 프로젝트가 진행 중이며 2050년에는 연간 52억톤 규모로 증가 전망(IEA, 2017)

* (운전) 18개: 31.3백만톤, (건설) 5개: 5.7- 6.8백만톤, (계획‧설계) 15개: 24.7- 29.2백만톤(GCCSI, 2018)

- 대용량 CCS 프로젝트는 주로 미국, 캐나다, 노르웨이에서 진행 중이며, 파일럿 규모(50 MW이하)*는 상대적으로 많은 국가에서 설치

* 중국, 일본, 미국, 유럽, 호주, 캐나다, 네덜란드, 스페인, 스웨덴, 아이슬란드 등

- 현재 진행중인 프로젝트 상당수(14개)는 석유회수증진(Enhanced Oil Recovery, EOR)을 위해 석유‧가스동공에 주입‧저장

* 발전소나 제철소에서 CO₂를 포집하여 대염수층에 저장하는 프로젝트는 4개

- 2060년 온실가스 감축에서 CCS가 14%*를 기여할 전망이나(OECD/IEA, 2017), CCS 상용화를 위한 투자나 시장형성은 아직 미진한 상황

* ‘10년 전망치(19%) 보다 신재생에너지 발전단가 하락 등으로 7%p 감소

제1절 미국의 기술개발 현황

○ 2040년 포집비용 $40/tCO₂를 목표로 기술개발 추진 중, 주로 EOR 방식의 CCS 프로젝트 추진

○ 2017년 1월에 가동 시작한 Petra Nova 프로젝트는 연 140만 톤의 CO₂ 포집을 목적으로 별도의 가스 연소식 열 및 전력 장치를 사용하여 탄소 포집 시스템에 증기와 전기를 공급하는 개조 응용 기술을 적용

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-  포집은 간사이- 미쓰비시 아민 방식을 채택

○ Petra Nova 설비는 전 세계에서 운영되고 있는 2개의 발전소 CCS 설비중 하나임. 

○ Illinois Industrial CCS 프로젝트는 바이오에탄올(Corn- to- Ethanol) 플랜트에서 연간 1백만 톤CO₂를 포집하는 설비로 2017년 4월에 가동을 시작했음

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-  미국 DOE 화석에너지국의 통제를 받으며, 국립에너지기술연구소(NETL)에 의해 관리됨

-  프로젝트팀은 NETL, 일리노이대학,  ADM(농업 가공 업체 및 식품 원료 공급 업체), Schlumberger Carbon Services, Richland Community College(RCC)으로 구성되며, 비용을 분담

-  현재 가동 중인 CCS 프로젝트 중 유일하게 대염수층을 저장소로 하고 있음 (육상(Mt. Simon) 지중저장) 

제2절 유럽의 기술개발 현황

○ 유럽에서의 CCS 보급은 일련의 정책 반전과 몇몇 대규모 프로젝트가 최종투자 결정에 이르지 못하면서 중단되었음 

○ 이러한 여건에서 유럽에서의 첫 번째 상업용 CCS 프로젝트는 1996년에 시작한 Sleipner 임

○ 6개의 CCUS 프로젝트가 EC EPPR 프로그램 아래에서 지원을 받았으나 종료되었음. 

○ CCS의 연구, 개발 및 혁신은 EC의 혜택을 지속적으로 받고 있으며, 41백만 유로(US$ 47백만) 규모의 프로그램인 Accelerating CCS Technologies 펀드는 9개 국가(독일, 그리스, 네덜란드, 노르웨이, 루마니아, 스페인, 스위스, 터키, 영국)의 매칭 펀드를 갖는 EC의 Horizon 2020 프로그램에서 나옴. 

○ 노르웨이는 Sleipner, Snohvit 프로젝트를 통한 30년간의 운영기술을 보유, 동시에 모니터링 기술이 선구적으로 발달되어 있어 2천만 톤 이상의 CO₂를 포집 및 저장 실증을 수행

-  TCM(민관통합연구소, Technology Centre Monstad) 중심으로 상용화 포집‧저장 기술 개발

-  천연가스 생산과정에서 천연가스의 품질 수준을 맞추기 위해 천연가스내에 포

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함된 이산화탄소 분리가 필요했으며, 노르웨이는 탄소세를 시행하고 있어 포집 후 저장하는 것이 경제적으로 유리 

○ 노르웨이의 Sleipner와 Snohvit 프로젝트는 노르웨이 정부로부터 2016년 EC CCS 지침에 따라 허가를 다시 받음

○ 영국은 2017년 10월 Clean Growth Strategy를 통해 CCUS에 대한 새로운 접근을 발표함. 동 전략이 추구하는 방향은 세계적인 기술선도국의 지위임.

-  CCS를 계속 유효한 해법으로 인식

-  새로운 각료급 위원회(Ministerial CCUS Council) 구성

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제3절 호주의 기술개발 현황

○ Otway 프로젝트*의 성공 이후에 연 3백만 톤 규모의 Gorgon** 포집‧저장 통합 프로젝트 등 대규모 실증 추진 중

* Otway basin 지중저장 프로젝트는 2005년부터 호주, 미국, 뉴질랜드, 캐나다 등이 참여하여 추진한 프로젝트임. 2008년부터 가동 중이며, 연 6만 5천톤 CO₂ 포집, 고갈가스전 및 대염수층에 저장

* 모니터링 및 검증을 위해 40,000 톤의 이산화탄소를 주입하는 것을 목표로 하는 CO2CRC Otway 시설의 3 단계 시추 진행.

** 생산 천연가스의 CO₂ 비중이 평균 14% 수준, 품질 조정 목적 CO₂ 분리, 2018년도에 운영 예정. 2018년 Gorgon Carbon Dioxide Injection 시설 시운전.

○ 빅토리아州 정부와 가와사키중공업 간에 CCS 설비를 이용한 갈탄 수소생산 프로젝트 가능성에 대해 논의하고 있으며, 수소의 일본 수출 기회도 논의.

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제4절 일본의 기술개발 현황

○ 현재의 에너지기본계획에 따라 2020년경 CCS 기술의 실용화를 목표로 설정

-  토마코마이에서 대규모 CCS 실증을 하고 있으며,

-  저비용화를 위한 연구개발 진행 중

-  CO₂ 저장을 위한 적지 조사 실시 중

○ CCS 기술 실용화를 위해 다자협력(CEM, CSLF, ISO/TC265)과 양자협력(미국, 사우디아라비아 등) 채널을 이용

-  최근에 활발해지고 있는 국제 이니셔티브에 적극적으로 참여함

-  일본에 유리한 CCS 관련 시장을 만들기 위해 산업계·금융 기관과 함께 유망 비즈니스 모델과 금융메커니즘의 검토·공유 진행

-  상대국과의 양국 간 협력 하에 공동 연구 및 기술 지원 프로젝트 형성

○ 토마코마이 CCS 실증시험의 현황과 과제

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-  실용규모의 CCS 종합 시스템 실증을 목적으로 하는 일본 최초의 대규모 CCS 실증 시험.

-  2012년∼2015년 기간 동안 실증시설 건설, 2016년부터 CO₂ 주입 시작

-  지역사회와의 긴밀한 연계를 통해 2018년 5월까지 약 18만 톤의 CO₂ 주입

-  현재까지 실증 시험은 순조롭게 진행되고 있으며, 조업기술 확보 및 CCS의 안전성 입증 자료 획득과 함께 CCS 기술의 실용화에 기여할 것으로 기대

-  현재는 탄성파 탐사와 미세진동 관측 등 다양한 모니터링 방법을 함께 실시하고 있음

-  토마코마이 프로젝트의 향후 과제는 모니터링 설비의 저비용 화, 조업 효율화, CO₂ 거동의 가시화 등을 들 수 있음

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○ 일본에서 시범사업 중인 이산화탄소 활용 프로젝트는 <표 3- 6>에서와 같이 사가市 폐기물 소각설비에서 이산화탄소를 포집하여 조류양식에 활용하고 있음.

○ 사가市 폐기물 소각설비에서 채택하고 있는 이산화탄소 포집기술은 도시바의 아민 기술로 포집 규모는 이산화탄소 10 ton/day 임.

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제5절 기타 국가의 기술개발 현황

○ (중국) 파일럿 및 실증프로그램에 있어 상당한 진전을 보이고 있으며 R&D 활동과 CCS 프로젝트가 국가 전략계획으로 수립되어 운영 중

-  최근 12년간 시운전 테스트를 거쳐 2018년 3단계로서의 상용 운영이 시작되어 연간 60만 톤의 CO₂ 주입

* Jilin Oil Field : Changling 가스전 인근 천연가스 처리공장에서 CO₂ 포집 후 파이프라인을 통해 운반되어 EOR 방식으로 저장

○ 캐나다, 브라질 및 중동 국가들이 대규모 CCS 프로젝트를 운영 중임(<표 3- 7> 참조) 

○ <표 3- 8>에서는 여러나라에서 운영 중인 CCU 프로젝트를 보여 주고 있음

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제6절 주요국의 CCUS 기술 적용 선행사례 및 시사점

○(비 EOR) CO₂ 활용에 대한 관심이 커지고 있음. 특히, 제품 또는 작업을 지원하기 위해 이산화탄소를 사용하는 많은 시설이 지난 10년 동안 건설되었거나 발표되었으며 종종 요소 혹은/그리고 메탄올 생산량의 증가 또는 식품 및 음료 산업에서의 사용과 관련이 있음.

○ 모든 CO₂ 활용 옵션이 장기간의 기후 변화 완화에 반드시 기여하지는 않는다는 점에 유의해야 함. 온실가스 감축에 대한 영향은 활용 된 이산화탄소의 수명에 달려있음. 예를 들어 식품 및 음료 산업에서 사용되는 CO₂는 ‘수세기’와 달리 ‘수 일에서 수 년’으로 계산 된 CO₂ 저장 수명을 가지고 있음. 일부 고분자 화합물 생산에 사용될 경우 CO₂ 저장 수명은 ’최대 500년‘이나 우레아 및 연료목적의 메탄올 생산 증진을 위해 사용될 때 CO₂ 저장 수명은 '10 년 미만'으로 계산 될 수 있음. 그럼에도 불구하고 기존 화학 공정의 환경 영향을 줄이기 위한 CO₂ 재사용의 범위가 있음 (예를 들어, 덜 효율적인 공정을 대체함으로써 플라스틱 제조의 효율 향상).

○ 위와 같은 점에도 불구하고, EOR이 아닌 CO₂ 사용으로 인한 제품 시장은 전지구 온도 상승을 2° C보다 훨씬 낮게 유지하기 위해 저장해야하는 것보다 적음. 즉 누적 된 90 기가비트의 CO₂를 포착하고 2050 년까지 저장함 (2016 년 에너지 기술 전망 보고서의 IEA 모델링 지원 분석). 이는 중요한 CO₂ 저장 용량의 탐사 및 평가를 장려하는 정책 및 프로그램의 중요성을 강조함

○ 이하에서는 자원 활용 측면에서 미국과 유럽(네덜란드 및 독일)의 선행 사례를 살펴보고자 함

○ 미국의 OPUS 12 Inc.는 CO₂를 원료로 가격경쟁력 있는 화학물질과 연료를 생산하는 장치(device)를 만들었음.

-  OPUS 12 Inc.는 기존의 수전해조에 다양한 크기(wide range of scales)로 통합

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할 수 있는 되는 플랫폼 기술을 개발하였음.

-  OPUS 12 Inc.는 다양한 니즈에 대응하기 위해 CO₂ 전환기술에 적용하는 다양한 촉매 스펙트럼을 제공함. 생산 가능 제품은 합성가스, 에틸렌, 에탄올 및 바이오 메탄이 포함됨.

○네덜란드의 ANTECY는 경제적으로 실행 가능한 메탄올 생산기술을 제공함. 핵심 혁신기술은 주위 공기로부터 CO₂를 포집하기 위한 저비용의 처리 장치임. 저렴한 재료와 낮은 가치의 열을 사용함에 따라 공기에서 CO₂를 포집하는 비용을 낮추었음.

-  태양광을 이용하여 생산한 메탄올 연료(태양열 메탄올) 생산 기술이 ANTECY의 핵심기술임. 

-  ANTECY가 개발 한 CAIR^TM (Carbon from Air) 기술은 저 가치 폐열을 사용하여 모든 배출 CO₂를 포집하는 기술임. 이산화탄소와 태양광에서 얻은 H₂는 에너지 저장 및 변환(ETL) 기술을 사용하여 태양광 메탄올과 같은 연료 및 화학물질로 전환됨.

-  ANTECY의 CAIR^TM 기술을 이용한 CO₂ 포집비용은 공기 중에서 포집하는 경우 50 $/t로 추정되며, 연소 후 배가스 포집의 경우는 25 $/t로 추정됨.

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○ 독일 레버쿠젠에 소재하는 Covestro AG(구 Bayer MaterialScience)는 주요 산업 분야의 첨단 고분자 소재를 공급하는 세계적인 기업임. 이 회사의 제품과 솔루션은 유연하고 단단한 폼 원료부터 하이테크 플라스틱, 코팅, 접착제 및 실런트 원료에 이르기까지 다양합니다.

-  Covestro AG는 플라스틱을 생산하는 새로운 원재료로 이산화탄소를 사용하는 기술개발을 통해 전통적인 화석 원료를 절약하고 자원 효율성에 기여했음.

-  Covestro AG는 2008 년부터 저에너지 수준의 폐기물인 CO₂를 가치 있는 새로운 원료로 전환시키기 위한 프로젝트를 진행해왔음. 이를 통해 효과적인 촉매제를 발견하고 유연한 발포체 및 기타 플라스틱 제품의 구성 요소에 CO₂를 통합할 수 있는 프로세스를 개발했음.

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제1절 신정부 에너지정책과 8차 전력수급계획

1. 제8차 전력수급기본계획의 기본방향

○2017년 수립·발표된 제8차 전력수급기본계획을 관통하는 정책목표는 수요관리 강화를 통한 합리적 전기사용 유도와 안전·환경을 고려한 전력공급을 위한 발전원 구성 및 전력계통 인프라 구축

-  제8차 전력수급기본계획(산업통상자원부, 2017)의 기본방향은 다음과 같음

-  합리적이고 객관적인 수요전망

‣ 7차 계획 시 이용했던 전력패널모형 외에 추가모형을 활용하여 타당성 검증 

‣ 전기차 확산·누진제 개편·4차 산업혁명 등 수요전망 모형으로 설명하기 어려운 수요변화 요인까지 추가적으로 고려

-  4차 산업혁명과 접목한 수요관리의 이행력 확보

‣ 발전소 건설 등 공급위주의 정책을 수요관리 중심으로 전환하기 위해 실효성 있는 수요관리 수단 새로이 확보

‣ 자가용 태양광, 수요자원 거래시장(DR) 자원을 신규로 반영하고, 에너지효율향상 의무화제도(EERS)* 등을 도입하여 이행력 확보

* EERS : Energy Efficiency Resource Standards

‣ IoT, 빅데이터 기반의 에너지관리시스템 등 수요관리 인프라를 확대하여 소비자의 합리적 전력사용을 촉진

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-  전력수급 안정을 위한 적정 설비예비율 산정

‣ 발전기별 고장정지확률 및 예방정비일수, 석탄 성능개선 일정 등을 고려하여 공급신뢰도를 만족하는 수준에서 연도별 예비율 도출

‣ 유연성 백업설비를 반영하여 재생에너지 변동성 문제를 보완하고, 피크기여도를 고려한 실효용량 산정으로 전력수급 안정성 유지

-  경제성을 확보하면서 안전하고 깨끗한 발전원 구성

‣ 에너지전환 로드맵(‘17.10월)에 따라 원전의 단계적 감축과 함께 미세먼지‧온실가스 등 환경을 고려한 석탄발전 감축계획 반영

‣ 신재생에너지와 LNG발전 비중을 확대하고, 분산형 전원에 대해서도 인센티브 강화

‣ 전력시장 운영 시 경제급전과 환경급전의 조화 방안을 시행하되, 국민의 전기요금 부담을 최소화할 수 있도록 보완장치 마련

-  친환경 발전원 구성을 뒷받침하는 전력계통 인프라 구축

‣ 재생에너지의 전력망 접속 지연을 해소하기 위해 계통 인프라를 신속히 보강하고, 재생에너지 유망 지역에는 선제적 투자 추진

‣ 재생에너지용 송전전압 도입, 소규모 변전소 건설, 재생에너지 계획입지에 대한 변전소 구축 등도 병행

‣ 재생에너지 변동성에 대응하기 위한 통합 관제시스템 구축‧운영, 유연성 백업설비 활성화를 위한 전력시장 제도개선 등도 추진

‣ 송변전 설비 적기 확충, 계통섬 탈피를 위한 국가간 전력계통 연계(동북아 수퍼그리드) 등으로 안정적 전력수급을 뒷받침

2. 기준수요 및 목표수요 전망

○ 제8차 전력수급기본계획의 기준수요 전망을 살펴보면 다음과 같음

-  전력소비량은 2017~2031년 기간에 연평균 2.1%씩 성장하여 2017년 509.0 TWh에서부터 2030년 667.0 TWh까지 증가할 것으로 전망([그림 4- 1] 참조)

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-  최대전력은 2017~2031년 기간에 연평균 2.1%씩 성장하여 2017년 동계 86.5 GW에서 2030년 동계 113.4 GW까지 증가할 것으로 전망([그림 4- 1] 참조)

○ 제8차 전력수급기본계획에 나타난 수요관리 방안과 목표를 간략히 살펴보면 다음과 같음

-  최근 전력소비량에 비하여 최대전력의 증가율이 더 높은 추세가 지속됨에 따라 최대전력 수요관리의 중요성이 더욱 강조됨

‣ 2012~2016년 기간 전력소비량의 연평균 증가율은 1.8%인 반면에, 최대전력의 연평균 증가율은 3.1%

-  에너지효율 향상, 공장·빌딩·가정의 에너지관리시스템(EMS) 보급 확대, 자가용 태양광 보급 확대, 수요자원(Demand Response) 시장의 확대·개편, 에너지공급자 효율향상 의무화제도(EERS), 에너지절약 우수사업장 인증제도와 같은 수요관리 이행 제도 강화, ICT 기술 활용, 전기요금 체계 개편 등을 통해 최대전력에 대한 수요관리를 추진할 계획

-  최대전력은 2030년 13.2 GW(기준수요 최대전력의 11.6%), 2031년 14.2 GW(기준수요 최대전력의 12.3%) 절감 추진([그림 4- 2] 참조)

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-  전력소비량은 2030년 90.3 TWh(기준수요 전력소비량의 13.5%), 2031년 98.1 TWh(기준수요 전력소비량의 14.5%) 절감 추진([그림 4- 3] 참조)

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○ 이상의 기준수요 전망과 수요관리를 통한 절감 목표, 기타 수요변동 요인을 반영한 목표수요는 다음과 같음

-  전력소비량은 2017~2031년 기간에 연평균 1.0%씩 성장하여 2017년 507.0 TWh에서부터 2030년 579.5 TWh까지 증가할 것으로 전망 ([그림 4- 4] 참조)

-  최대전력은 2017~2031년 기간에 연평균 1.3%씩 성장하여 2017년 동계 85.2 GW에서 2030년 동계 100.5 GW까지 증가할 것으로 전망 ([그림 4- 4] 참조)

3. 전원구성 전망 – 설비용량 기준

○ 정격용량 기준 전원구성 전망

-  2030년 정격용량 기준으로 173.7 GW까지 발전설비를 확충하고, 이는 용량에 따라 신재생에너지 58.5 GW(33.7%), LNG 47.5 GW(27.3%), 석탄 39.9 GW(23.0%), 원자력 20.4 GW(11.7%), 양수 6.7 GW(3.5%), 석유 1.4 GW(0.8%)로 구성 전망

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-  정격용량 기준 원자력 발전용량은 2023년 28.2GW까지 완만히 증가 후, 노후 원자력 발전 10기의 운영 중단으로 2031년 20.4 GW까지 점진적으로 감소 전망

‣ 2017~2022년 기간 수급기여 불확실한 1기를 공급에서 제외하고 기 계획된 4기(5.6 GW)는 준공

‣ 2023~2030년 기간 노후 10기(8.5 GW) 운영 중단 및 신규 6기 백지화, 신고리 6호기(1.4 GW)는 준공

-  석탄 발전용량 역시 2023년 42 GW까지 완만히 증가 후, 신규 석탄 발전의 진입이 없고 석탄 발전으로 계획된 발전소들을 LNG로 연료 전환시킴에 따라 2031년 39.9 GW까지 소폭 감소 전망

‣ 2017~2022년 : 조기폐지 대상 노후 석탄 발전 10기 중 3기는 2017년 중 폐지, 나머지 7기는 2017~2022년 기간 중 폐지 계획, 공정률이 낮은 신규석탄 9기 중 7기는 건설

‣ 2023~2030년 : 석탄 발전 추진 중이었던 6기는 LNG로 연료 전환

-  LNG 발전은 2022년 42.1 GW까지 증가한 후, 2023년 일시적으로 감소하나 계획된 석탄 발전의 LNG로의 연료전환 등으로 인해 다시 2031년 47.5 GW까지 증가할 전망

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-  신재생 에너지 : 재생에너지 3020계획에 따라 태양광 및 풍력 중심으로 확충(<표 4- 1> 참조)

‣ 2030년까지 재생에너지 발전량 비중을 20%까지 확대하고, 현재 폐기물·바이오 중심의 재생에너지를 태양광과 풍력 등 청정에너지를 중심으로 전환 및 확대

‣ 정격용량 기준 2030년 58.5 GW까지 설비를 확대하고, 태양광 및 풍력의 용량은 전체 신재생에너지 설비용량의 87.6% 차지할 전망

○ 실효용량 기준 전원구성 전망

-  2030년 적정 설비용량은 2030년 목표수요의 최대전력 100.5 GW에 적정 설비예비율 22%를 반영한 122.6 GW

-  피크기여도를 감안한 실효용량 기준, 2030년 122.8 GW의 발전설비 확보 계획이고, 발전원별 용량에 따라 LNG 47.5 GW(38.6%), 석탄 38.9 GW(31.6%), 원자력 20.4 GW(16.6%), 신재생에너지 8.8 GW(7.1%), 양수 6.7 GW(5.0%), 석유 1.3 GW(1.0%)로 구성 전망

-  신재생에너지 발전은 변동성이 높고, 특히 기상조건에 의한 제약이 심함. 그 결과, 최대전력시의 피크기여도가 높지 않아 실효용량이 크지 않음. 

-  신재생에너지는 정격용량 기준으로는 58.5 GW까지 확충되어 전체 발전 설비용량의 33.7%를 차지하지만, 실효용량 기준으로는 8.8 GW로써 전체의 7.1%만을 차지

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4. 환경급전과 발전량 전망

○ 경제급전과 환경급전의 조화

-  미세먼지와 온실가스 감축을 위하여 석탄 발전량 감축을 위한 추가적 대안들 제시

-  첫째, 석탄·LNG 발전의 비용 격차 축소를 위하여 ⑴ 오염물질 저감을 위해 사용되는 약품비, 폐수처리비 등 환경개선 비용과 온실가스 배출권 거래비용 등의 환경비용을 급전수위 결정 시 추가로 반영하고, ⑵ 석탄에 대한 개별소비세를 인상하는 등 유연탄과 LNG 등 발전연료에 부과되는 세율을 추가적으로 조정하는 방안을 검토 중

-  둘째, 2018년부터 30년 이상된 모든 석탄 발전기에 대해 봄철 가동 중지를 정례화하고, 대기오염경보 발령 등 미세먼지 감축이 필요한 경우 대기환경보전법 등에 근거하여 시·도시자가 석탄발전의 상한을 제약하는 방안을 검토 중

-  셋째, 친환경·분산형 전원의 수익성 개선을 통해 발전량을 증가를 유도할 계획

‣ 이를 위해 친환경·분산형 전원에 대한 용량요금(CP, Capacity Payment) 보상을 확대

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‣ LNG 발전기별 실제 효율 기준으로 보상함으로써 LNG 발전 정산비용을 현실화

○ 발전량 전망([그림 4- 7] 참조)

-  전원구성 계획 하에서 온실가스 배출권 거래비용 등 환경비용을 감안한 목표시나리오와 현재 전력시장제도에 기반한 기준시나리오 전망

-  제8차 전력수급기본계획에서는 에너지전환을 위하여 신재생에너지의 비중을 확대하고 원자력 및 석탄 발전의 비중은 줄이는 방향으로 계획 구성

-  기준시나리오에서 신재생에너지 발전의 목표와 원자력 발전의 비중 감소는 달성하였지만, 석탄 발전의 비중 감소는 생각보다 크지 않고 여전히 높았으며 LNG 발전 역시 감소하는 것으로 나타남.

-  이는 현재의 전력시장제도하에서는 LNG 발전이 석탄 발전에 비하여 발전비용이 높기 때문임

-  석탄발전의 추가적인 감축을 위하여 환경비용 등을 감안한 목표시나리오에서는 석탄발전의 비중이 추가적으로 감소하였고, 그 만큼 LNG 발전 비중은 증가함

-  이는 환경급전의 시행으로 일부 석탄의 발전비용이 LNG보다 증가하였기 때문임

○ 환경개선 효과

-  환경비용을 감안한 목표시나리오의 환경 개선효과를 살펴보면, 미세먼지(PM 2.5)는 2017년 3.4만 톤 대비 62% 감축하여 2030년 1.3만 톤 배출 전망

-  그 외 오염물질은 2017년 17.4만 톤 대비 62% 감축하여 2030년 6.5만 톤 배출 전망

-  온실가스는 2030년 발전부문 BAU 3.22억 톤에서 26.4% 감축한 2.37억 톤 배출 전망

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5. 8차 전력수급 계획 아래에서의 석탄의 역할

○ 현 정부가 탈석탄과 탈원전 그리고 에너지전환을 정책 목표로 제시하고 있음에도 아직은 기존의 발전설비 확충 계획에 따라 신규 석탄화력이 발전시장에 진입하고 있음

-  석탄 발전설비(무연탄 제외) 현황을 보면, 2008년 22.5GW였던 유연탄 화력은 2014년 25.1GW, 2016년 29.4GW 순으로 늘어나 2018년 8월말 기준 33.6GW로 역대 최대 설비량을 기록하고 있음.

-  여기에 2017년 상업운전을 시작한 최초 민자 석탄발전(GS동해전력. 1.2GW)과 산업단지 석탄 열병합 1.5GW까지 포함하면 전체 석탄설비용량은 36.3GW로 늘어남.

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○ 신기후협약에 따라 발전부문도 온실가스 감축이 불가피한 상황임에도 앞으로도 당분간은 석탄화력 증가추세가 지속될 예정임. 

-  정부가 5~6차 전력수급기본계획에 반영시킨 대규모 신규 석탄화력이  2020년~ 2024년 동안 잇따라 전력시장에 추가 진입하기 때문임. 

-  앞으로 추가로 준공될 예정인 석탄화력 발전소는 2020년 중부발전 신서천화력(1GW), 2021년 고성그린파워 (2GW), 2022년 강릉에코파워 강릉안인 (2GW), 2024년 포스파워 삼척화력 (2GW) 등 모두 7GW에 달함.

○ 석탄화력 발전량 증가는 현행 전력시장의 CBP 제도 아래에서는 당연한 결과임. 다만 8차 전력 수급계획에서 제시한 천연가스와 석탄의 세금이 부과되면 상황은 달라질 수 있을 것임. 

-  하지만, 연료에 환경 관련 세금을 추가로 부과하면 전기요금 인상요인으로 작용하게 되어 정부로서는 부담스러운 부분이 있음. 

-  그럼에도 지속가능한 사회 실현과 온실가스 배출 등 복합적인 이슈를 해결하기 위해서는 전력 소비억제가 필요할 것인데 이를 실현하려면 요금인상이 필수적임. 

-  전기 소비자가 전기 소비로 말미암아 발생하는 환경문제를 스스로 부담하는 순환구조를 지향해야 함. 즉 전기 수요억제 정책을 그동안 말로만 이야기 해왔지 이행을 위한 노력을 게을리 한 점이 있음.

○ 석탄화력의 역할이 필수적이라면 정부가 상대적으로 저렴할 수 있는 온실가스 감축옵션(예, CCS)을 제공해주어 환경비용을 국민 모두에게 분산하는 전략도 생각해볼 수 있음.

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제2절 국가 온실가스 수정 로드맵 수정보완

1. 기존 로드맵 수정의 필요성

○ 온실가스 감축을 위한 구체적이고 명확한 정책시그널 제공 필요

-  기존 로드맵에서는 중간년도 감축목표 등 정책시그널을 제공하지 않아 기업의 온실가스 감축투자 계획 수립 등에 장애

○ 변화된 에너지 정책 및 미세먼지 저감 대책 반영 필요

-  에너지 부문은 국내 온실가스 배출량의 87% 가량을 차지하기 때문에, 에너지 부문의 정책 변화* 반영 필요

* 재생에너지 3020 이행계획(2017.12), 제8차 전력수급기본계획(2017.12) 및 2018년 수립예정인 제3차 에너지기본계획

‣ 전력 수요관리 강화와 석탄화력 발전 비중 감소, 재생에너지 발전 비중 확대 등에 따른 온실가스 배출량 감소 반영 필요

‣ 미세먼지 저감을 위한 노후석탄발전소 조기 폐쇄 및 봄철 가동정지, 발전소 연료 전환, 친환경차 보급 확대 등으로 온실가스 발생량 감소 예상

-  배출권거래제를 통한 실효성 있는 감축정책 추진을 위해서라도 배출허용량 설정 등의 기준이 되는 감축로드맵 수정 필요

2. 수정 로드맵 주요 내용

○ 2030년 배출전망치(BaU)는 기존 로드맵과 동일한 850.8백만 톤 적용

-  단, 부문별 기준전망치는 과거추세 및 상황 변화로 인한 차이는 고려

-  에너지부문에서는 2030년 739백만 톤을 배출할 것으로 예측되어, 총 배출량의 87% 차지

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-  비에너지부문에서는 2030년 112백만 톤을 배출할 것으로 예측되어, 총 배출량의 13% 차지

○ 2030년 국가 온실가스 감축목표는 감축 후 목표배출량 536.0백만 톤으로 2030년 BaU 대비 37.0% 감축, 2015년 배출량 대비 22.3% 감축을 목표로 함

○ 국내 부문별 감축 후 배출량은 574.3백만 톤으로, 기존 로드맵의 631.9백만 톤에 비하여 57.6백만 톤 감소

-  2030년 국내 감축 목표는 BaU 대비 32.5%인 276.6백만 톤으로 기존 로드맵의 BaU 대비 25.7%인 219.0백만 톤에 비하여 57.6백만 톤 증가

-  감축 후 목표배출량 536.0백만 톤을 달성하기 위하여 필요한 잔여감축량 38.3백만 톤(2030년 BaU 대비 4.5%)은 산림흡수원 활용과 국외감축 등을 통해 해소 추진

[그림 4- 8] 기존 감축로드맵과 수정로드맵의 국가 감축목표 비교

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3. 부문별 온실가스 감축목표

○ <표 4- 2>는 기존 로드맵과 수정 로드맵에서 각 부문별 감축목표와 감축 후 배출량에 대해 보여주고 있음. 산업, 건물, 수송 등 다 배출 부문의 감축목표와 감축 후 배출량에 대해 살펴보면 다음과 같음 

- 2030년 산업부문의 감축 후 배출량은 382.4백만 톤으로 산업부문 BaU 대비 20.5%의 감축을 목표로 함. 기존 로드맵의 감축률 11.7%에 비하여 약 8.8%p (42.2백만 톤) 증가

- 2030년 건물부문의 감축 후 배출량은 132.7백만 톤으로 건물부문 BaU 대비 32.7%의 감축을 목표로 함. 기존 로드맵의 감축률 18.2%에 비하여 약 14.6%p(28.7백만 톤) 증가

-  2030년 수송부문의 감축 후 배출량은 74.4백만 톤으로 수송부문 BaU 대비 29.3%의 감축을 목표로 함. 기존 로드맵의 감축률 24.6%에 비하여 약 4.7%p(4.9백만 톤) 증가

○ 탄소 포집·저장 및 활용(CCUS)을 제외한 에너지신산업의 하위 항목들을 산업, 건물 수송 등의 관련 부문에 포함시킴으로써 추진체계를 명료화 함.

-  기존 로드맵에서는 탄소 포집·저장 및 활용(CCUS)을 포함한 수소환원기술, 마이크로그리드 확산, 친환경냉매 전환, 친환경에너지타운 조성 등의 에너지신산업을 통해 2030년 28.2백만 tCO₂eq.를 감축을 목표로 함.

-  수정 로드맵에서는 CCUS를 제외한 에너지신산업의 하위 항목들을 산업, 건물, 수송 등 해당부문에 포함시킴.

○ 국내감축량이 276.6백만 tCO₂eq.로 기존 로드맵의 219.0백만 tCO₂eq.보다 증가하였기 때문에, 2030년 감축 후 배출량 536.0백만 tCO₂eq.를 달성하기 위한 잔여감축량은 95.9백만 tCO₂eq.에서 38.3백만 tCO₂eq.로 감소

-  기존 로드맵에서 2030년 BaU의 11.3%인 잔여감축량(95.9백만 tCO₂eq.)은 전량 국외감축을 통해 달성될 예정이었음.

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-  수정 로드맵에서는 잔여감축량이 38.3백만 tCO₂eq.로 줄었을 뿐만 아니라, 해소방안 역시 국외감축과 더불어 산림정책 강화를 통한 산림흡수원을 활용하는 방안도 고려중 임

○ 전환부문의 감축목표는 57.8백만 톤이지만, 현재까지 23.7백만 톤만이 감축수단이 확정되었고 나머지 34.1백만 톤은 2020년 NDC 제출 전까지 확정하는 것으로 되어 있음

-  GDP, 인구, 기온 등의 종합적인 영향으로 2030년 BAU 대비 21.6백만 tCO₂eq.가 자연감소하는 것으로 전망되어 부문별 전망치를 조정

-  제8차 전력수급기본계획(2017)을 통해 수요관리 부문을 강화하는 방향으로 정책기조가 변화되어, 수요관리를 통한 전력수요를 감소와 그에 따라 발전량 및 온실가스 감축은 증가 예상

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- 2030년 타부문 수요관리를 통한 온실가스 감축은 기존 로드맵 대비 15.5백만 tCO₂eq.가 증가한 61.1백만 tCO₂eq.을 목표로 함

- 발전인프라 개선과 친환경 발전믹스 강화 등을 통한 전화부문의 감축수단을 통해 2030년 23.7백만~57.8백만 tCO₂eq. 감축을 목표로 함

4. 발전부문 온실가스 감축목표

○ 2030년 발전부문의 BaU는 제2차 에너지기본계획의 762 TWh를 바탕으로 계산되어 321.8백만 tCO₂eq.이 전망되었음.

○ GDP, 인구, 기온변화 등의 종합적인 변화를 고려하여 21.3백만 tCO₂eq.가 자연감소하는 것으로 예상되어, 부문별 BaU 조정이후의 배출전망치는 300.5백만 tCO₂eq.임.

○ 산업과 건물 등의 전력소비에 대한 수요관리 강화를 통해 2030년 전력수요 및 발전량 감소를 통한 온실가스 감축 효과는 60.5백만 tCO₂eq.로 예상됨.

○ 2030년 수요관리 등을 통한 전력 목표수요 572.0 TWh를 계산된 발전부문의 온실가스 배출량은 240.0백만 tCO₂eq.이며, 이때의 배출원단위는 0.4196 tCO₂eq./MWh임.

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○ 2030년 발전부문의 확정감축량은 23.4백만 tCO₂eq.이며, 이때의 배출원단위는 0.3787 tCO₂eq./MWh임. 현재까지 확정된 감축량과 그에 대한 주요 감축수단을 살펴보면 다음과 같음.

○ 발전인프라 개선 및 친환경 발전믹스 강화

-  노후석탄발전기 10기를 2022년까지 조기에 폐지하고, 2023년부터 2030년까지 새로이 도입될 예정이었던 석탄발전기 6기는 LNG로 연료 전환

-  이후의 신규설비는 LNG·양수발전으로 충당할 계획임

- 설계수명 30년 도래 예정인 500 MW급 석탄화력 20기를 대상으로 성능개선(Retrofit) 실시

-  재생에너지 3020 이행계획에 따라 재생에너지 발전량을 늘려 2030년 발전량 비중 20%까지 확대

-  30년 이상 석탄발전기에 대해 미세먼지가 심한 봄철 셧다운제 도입

-  약품비, 폐수처리비 등 환경개선 비용과 온실가스 배출권 거래비용, 미세먼지로 인한 사회적 비용 등을 반영한 환경급전의 도입

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○전환부문의 추가감축 잠재량 34.1백만 tCO₂eq는 2020년 유엔기후변화협약(UNFCCC)에 NDC를 제출하기 전까지 확정되어야 함

-  추가감축 잠재량을 발전부문에서 전량 흡수할 경우, 2030년 발전부문 온실가스 배출량은 182.5백만 tCO₂eq.까지 줄어야 하고, 배출원단위는 0.3190 tCO₂eq./MWh까지 개선되어야 함

5. 수정로드맵 하에서의 발전부문의 역할

○ <표 4- 2>와 <표 4- 3>를 통해 수정로드맵에서 전환부문 특히, 발전부문의 온실가스 감축량이 기존 로드맵에 비하여 줄어든 것으로 생각할 수 있음.

-  GDP, 인구, 기온변화 등의 종합적인 영향을 고려한 BaU의 자연감소분과 타 부문 수요관리를 통한 온실가스 감축효과 등으로 인해 발전부문 자체의 감축효과를 계측하기 위한 베이스라인이 기존 로드맵에 비해서 많이 낮아진 상황임.

-  이는 결국 발전부문의 감축여력이 기존 로드맵에 비해서 높지 않다는 것을 의미하고, 발전부문의 감축노력이 부족하거나 줄었다는 것을 의미하지 않음.

○ 강한 수요관리를 통해 전력사용과 그에 따른 발전량이 감소하여 온실가스 배출량이 줄어든 상황에서 발전부문의 주요 감축수단은 전원믹스 밖에는 남지 않음

-  송배전 효율향상과 화력발전의 효율개선 등의 감축수단이 존재하지만, 발전부문의 온실가스 배출 추세를 변화시킬 정도의 큰 효과가 있기에는 부족함.

-  재생에너지 2030 이행계획과 제8차 전력수급기본계획 등을 통해 이미 재생에너지 발전 비중의 확대와 석탄발전소의 조기 폐지 및 LNG로 연료 전환과 같은 친환경 발전믹스 강화는 이미 반영되어 있음

-  이러한 상황에서 추가적인 감축잠재량 34.1백만 tCO₂eq.을 발전부문에서 흡수할 경우, 친환경 전원믹스의 추가적인 개선이 요구될 가능성이 높음.

-  친환경 전원믹스 추가적인 개선은 반드시 전력의 안정적 공급 가능성을 고려하여 신중히 진행되어야 함.

-  이와 동시에 전력의 안정적 공급 가능성과 친환경 전원믹스의 대립을 완화하기 위해서 발전부문의 새로운 감축수단 발굴 필요

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제1절 국내 CCUS 기술개발 동향

○ ‘국가 CCS 종합추진계획’*('10.7월, 녹색위), 에너지신산업확산전략** ('15.11월, 산업부) 등을 통해 포집, 주입저장 기술개발 및 상용화 추진

* ’17년부터 연간 100만톤 이상 저장, ’20년까지 100MW급 포집플랜트 2기 구축 등 목표

** CCS 기술로 국내 발전부문에서 ’30년에 온실가스 400만톤 감축 목표 제시

○ (포집) CCS 통합실증 목표 파일럿 규모 포집기술 개발

-  연소 후 포집기술 분야는 국가 CCS 추진계획에 따라 파일럿급(10MW) 습식* 및 건식기술**을 개발 중이며, 중규모 저장 연계 포집기술 고도화 추진 중(’17∼’21)

* 습식 포집기술은 10 MW급 이산화탄소 포집플랜트를 구축해 장시간 연속운전(5,000시간)에 성공했음. 개발된 흡수제는 90% 이상의 포집효율과 상용흡수제 대비 35% 에너지 절감을 보이며, 일일 180톤 이상의 이산화탄소를 포집을 실현. 이 기술은 중국에도 수출돼 실증 연구개발 중임.

** 건식 포집 기술은 세계 최초·최대 규모인 10 MW급 이산화탄소 포집플랜트를 2,300시간 연속운전 및 6개월 장기운영 기록을 확보했음. 세계 최고 성능인 80%이상의 이산화탄소 제거율을 자랑하며 포집된 이산화탄소는 99%이상의 고순도를 기록했음. 이 과정에서 개발한 건식 흡수제 제조 기술을 중소기업에 이전하였음. 

-  비용 절감 포집 원천기술 확보를 목표로 가압 매체순환연소 기술을 개발 중임 (0.5 MW_th, 2015~2019)

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-  고체연료 저비용 포집기술 확보를 목표로 석탄 가압 순산소연소 기술을 개발 중임 (0.1 MW_th, 2015~2021)

○ (저장) 중소규모 저장 실증사업*을 통해, 대규모 CCS 통합실증 및 상용화를 위한 기술 개발과 핵심기술 자립화를 추진 중

* 포항분지 해상 소규모 CO2 주입실증 프로젝트 (2013.08- 2016.12) : ’17년 초 100 톤 시험주입 성공

-  대규모 통합실증 저장소(3천만 톤) 및 상용 저장소(1억 톤 이상)를 확보를 목표로 국내 지질탐사자료 추가 분석 및 국가 잠재용량 평가를 보완하고, 유망지역에 대한 정밀탐사 및 시추 추진

‣ 과기부: CO₂ 포집, 저장, 전환 분야의 중장기 기초 원천 기술 개발과 2020년까지 0.5 MW급 포집기술 실증과 1만 톤급 이하 소규모 육상 저장실증 추진

‣ 해수부: 해양 지중저장소 탐사 및 선정, 수송기술에 대한 연구, CO₂ 유출방지, 모니터링, 환경위해성 평가 등의 기술개발과 이를 위한 해양 실증 연구 수행

‣ 산업부: 포집, 저장, 전환 분야의 상용화 원천기술 개발, 1만 톤급 이상 중규모 저장실증 및 100만 톤급 대규모 CCS 통합 실증 착수추진

‣ 환경부: 육상 지중저장 시 CO₂ 누출방지, 모니터링, 환경위해성 평가 기술개발 및 이를 위한 육상 실증

-  현재 국내에서 진행 중인 CO₂ 저장관련 연구 과제 현황은 다음과 같음

‣CO₂ 육상 파일럿 지중저장 실증을 위한 모니터링 기술 개발 및 현장 실증 (2014.06∼2020.05)

‣ 포항분지 중규모 해상 CO₂ 지중저장실증 프로젝트 (2016.06∼2019.12)

‣ 포항분지 중소규모 CO₂ 저장실증 주입정 격상 연구 (2017.12∼2020.11)

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<표 5- 1> 한국에서 추진되고 있는 CO₂ 지중저장 실증 프로젝트

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제2절 CCUS 기술 적용 여건

1. 법적⋅제도적 여건

○ CCS 기술의 적용은 이산화탄소의 포집, 임시저장, 운송, 저장소 탐사 및 저장 시설 설치, 이산화탄소의 주입⋅저장, 저장 후 모니터링 등 장기간에 걸쳐 여러 단계를 거쳐 이행됨

○ 따라서 CCUS를 국내 감축 옵션으로 채택하기 위해서는 사전에 단일법의 형태 혹은 기존 법률의 개정을 고려할 수 있는데 어떤 방식을 선택하더라도 사업의 전체 과정에 대해 각 단계 별로 필요한 규범들을 포함해야 할 것임. 특히 단계 별로 상세한 기준과 이행 방법을 제시해야 하는 특정 항목들에 대해서는 별도의 세부 이행규칙을 정하는 것도 필요할 것임.

가. CO₂ 자체의 위험

○ 순수한 이산화탄소는 주변 압력과 온도에서 무색이고, 무독성 가스이지만, 공기보다 비중이 크고 밀도가 높아 지면에 체류하는 성질을 가짐. 그리고 점성이 높아서 이동성이 적고 특히 물에 용해되었을 때에는 반응성이 있지만 폭발성이나 인화성은 없음.

○ 그러나 공기 중에서 CO₂의 농도가 증가함에 따라 생리적 위험성이 발생되며, 공기 중 CO₂농도가 10%인 경우 1분 이내 의식상실, 20% 이상인 경우 단시간 내 중추신경 마비와 사망에 이를 수 있듯이 고농도의 이산화탄소는 신체에 치명적임.

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○ 이산화탄소는 유해화학물질에는 해당하지 않지만 “산업안전보건법”에서는 노출기준 설정물질로 지정되어 있음. CO₂ 누출이 생기는 경우는 “화학물질관리법”의 저촉 가능성도 있음.

나. 포집한 이산화탄소 스트림의 성격

○ 이산화탄소 저장 정책을 고려하려면 법⋅제도 상 쟁점사항을 따져보기 전에 포집한 이산화탄소 스트림의 법적 성격에 대해 정의하는 것이 필요함.

-  포집한 이산화탄소를 어떤 물질로 볼 것인지에 따라 적용되는 법률과 그 해석의 방향이 달라질 수 있기 때문임

○ 기본적으로 연소 후 배가스로 부터 포집한 이산화탄소 스트림은 국내에서 폐기물로 간주할 수 있음. 이산화탄소의 법적 성격과 관련한 국내 법률은 크게 2가지로 볼 수 있는데, 우선 「폐기물 관리법」의 시행규칙에서는 이산화탄소 스트림을 사업장폐기물에 포함하고 있으며,「해양환경관리법」시행규칙 제12조에서는 이산화탄소 스트림을 해양배출이 가능한 육상폐기물의 종류에 포함하고 있기 때문임.

○ 그럼에도 이산화탄소의 법적 분류가 여전히 모호하다는 지적도 있음. 국회 입법조사처에서는 「폐기물 관리법」시행규칙에서 이산화탄소 스트림을 사업장 폐기물의 한 종류로 분류한 것은 논란의 소지가 될 수 있다고 밝힌 바 있음.

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○ 이산화탄소를 포집하는 단계에서 흡수제로 사용되는 아민을 추가하거나 독성이 강한 황화수소 등 여러 가지 물질을 첨가할 수 있는데, 이 경우에는 순수 이산화탄소와는 다른 물리⋅화학적 특성이 나타날 수 있으므로 그에 따른 법적 성질 규명이 필요해 보임.

다. 국제법적 관점

○ 폐기물 배출로 인한 해양 오염방지를 위해 채택된 국제 협약이 런던협약 (London Convention)으로 1972년에 채택되었으며, 한국은 1993년에 가입하였음. 이후 해양 투기 오염원이 점차 증가함에도 불구하고 협약 이행에 관한 규정 미비로 협약의 효율성 문제가 제기됨에 따라 1996년 10월에 런던의정서(London Protocol)를 채택하여 2006년부터 발효되었으며 우리나라는 2009에 비준함.

-  이러한 점에서 국내 CCUS 정책 시행에 필요한 법적 검토에 앞서 런던협약과 런던의정서는 중요함.

-  런던협약은 해양투기 금지물질을 나열하는 네거티브 방식을 적용한 반면, 

- 런던의정서는 해양투기가 가능한 허용물질 만을 명시하는 방식을 채택하였음.

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○ 런던의정서에서는 이산화탄소 스트림을 해양 배출이 가능한 물질에 포함하고 있지만 이를 상업적으로 장려하는 것은 아니며, 해양배출 허용목록에 있는 물질이라고 하더라도 이를 최소화하는 노력을 하도록 규정

-  런던의정서 제 4조 (배출 허용물질의 해양 배출)는 비준국들이 해양배출을 결정하기 이전에 해양배출 이외에 다른 처리 방법들에 대한 타당성 검토를 의무화하고 있음. 

-  즉 런던의정서의 주요 내용은 비준국들로 하여금 해양투기 대상물질의 발생 자체를 최소화 하는 노력과 함께 해양투기 이외의 다른 처리 방안을 우선적으로 검토하도록 하고, 

-  해양 배출을 하는 경우에는 런던협약과 런던의정서에서 정한 규칙과 절차를 준수하도록 요구 

○ 런던의정서 당사국이 발표한 ‘이산화탄소 스트림 평가지침서’에서는 비준국들이 이산화탄소 스트림의 저장 사업을 심의⋅평가할 때 참고해야할 사항들을 제시하고 있는데 그 주요 내용은 아래 <표 5- 4>에서 보는 바와 같음.

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○ 비준국의 CCS 관장기관은 CCS 사업자가 평가지침에서 명시한 모든 내용을 성공적으로 이행하였을 때에만 사업을 허가하도록 하고 있으며, 허가 절차에 대한 공개와 지역 주민과 같은 이해관계자들의 참여 기회를 반드시 보장해 주도록 하고 있음. 

-  해당 CCS 사업이 인체 및 해양 환경에 심각한 위험을 초래할 것으로 예상되는 경우에는 허가를 해서는 안되며, 

-  최초 허가 이후에도 이산화탄소 스트림의 특성, 모니터링 이행결과 등을 고려하여 정기적으로 허가의 갱신여부를 검토하도록 하고 있음. 

라. 허가 관련 사항

1) 저장소 탐사 및 저장소 운영

○ 저장소 탐사의 허가와 관련해서는 국내 법규 중 「해저광물자원개발법」상의 ‘탐사권 조항’을 참조할 수 있을 것으로 판단됨.

-  동 법은 해저광물을 탐사하기 위한 조항이기는 하나 참조가 가능해 보임.

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-  동 법에 따르면, 해저광물이 매장되어 있는 장소를 발굴하기 위한 ‘탐사권’을 설정하려는 자는 반드시 산업통상자원부장관에게 출원하여 탐사권의 설정허가를 받도록 하고 있음.

-  이에 대해 산업통산자원부장관은 해저광물을 탐사하기에 적합하다고 인정되는 출원인에 한해 탐사권을 일정기간 동안 허가해 주도록 규정

-  특히 정부는 탐사권의 허가여부를 심사할 때 출원자의 탐사업무 수행 능력, 재력, 기술능력 및 보유장비를 검토하여 충분히 탐사가 가능하다고 인정되는 경우에 한해 허가해 주도록 제한하고 있음. 

○ 한편 이산화탄소의 지중 저장은 채굴이 끝난 해양 가스전(동해 가스전)을 활용하는 것과 같이 기존에 다른 용도로 사용하던 장소를 사용할 수도 있음. 이 경우 기존 해양 가스전 개발을 위해 「해저광물자원개발법」상 설정한 탐사권을 용도 변경 하거나 허가 기간을 연장해 주는 방안에 대해서도 검토해 볼 수 있을 것임.

-  그러나 현행 법규에서는 탐사권의 용도 변경 규정이 따로 없으며, 존속기간도 탐사권 설정일로부터 10년을 초과할 수 없도록 제한하고 있음.

-  따라서 현행 법 대로라면 해양 가스전 개발을 위해 허가된 탐사권으로는 이산화탄소 저장소 탐사가 불가능하며 별도의 허가를 받아야할 것으로 판단됨.

○ 저장소 운영 관련하여 참조할 만한 현행 법 조항을 보면, 「해저광물자원개발법」상 해저 조광권은 탐사권과 채취권의 두 종류를 들 수 있음.

-  채취권은 탐사권 허가를 받은 자가 탐사에서 경제적 가치가 있는 해저광물을 발견한 경우 산업통상자원부장관에게 보고하여 탐사권의 존속기간이 끝나기 전에 채취권의 설정허가를 받도록 하고 있음.

-  이에 대해 산업통상자원부장관은 채취권의 출원인이 탐사기간 중 성실히 탐사업무를 수행하였고 발견된 해저광물이 경제적으로 가치가 있으며 채취업무를 충분히 수행 할 수 있다고 인정되는 경우 채취권 설정을 허가하며 경우에 따라서는 허가에 조건과 부담을 붙일 수도 있음.

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2) 저장소 운영에 따른 공유수면 점용⋅사용

○ CCS사업에서 이산화탄소 스트림의 지중 저장소가 공유수면에 위치한다면「공유수면 관리 및 매립에 관한 법률」에 따른 점⋅사용　허가를 따로 받아야 할 것으로 판단됨. 

-  공유수면 점용 및 사용허가 조항(제8조)에 따르면 공유수면에 건축물과 같은 인공구조물을 신축하거나 변경⋅제거하는 행위를 하려는 자는 공유수면관리청으로부터 공유수면의 점용 또는 사용에 관한 허가를 받도록 규정하고 있으며, 국가나 지방자치단체가 공유수면을 공공용 또는 비영리사업의 목적으로 직접 점용⋅사용하려는 경우에도 공유수면관리청의 승인을 받도록 하고 있음.

○ 그리고 현행 법규 상 점⋅사용 허가기간은(제11조) 부두, 방파제, 교량, 신재생에너지 설비 등의 인공구조물에 대해 최대 30년으로 설정되어 있음.

3) 이산화탄소 스트림의 임시저장 및 운송

○ 육지에서 포집한 이산화탄소의 수송은 그 매체에 따라 파이프라인 수송, 선박수송, 차량 수송 등으로 나눌 수 있음. 일반적으로 대량의 이산화탄소를 운송하기에 적합한 방법은 파이프라인을 이용하는 것이기는 하나, 이산화탄소를 포집한 장소와 저장할 장소와의 거리나 지형적 조건 등에 따라 한 가지 또는 여러 가지의 운송수단이 필요할 수 있을 것임.

-  고압으로 압축된 이산화탄소 스트림은 임시저장, 운송 및 주입 과정에서 누출될 경우 인체 뿐 만 아니라 주변 생태계에도 해로운 영향을 끼칠 수 있음.

-  이에 따라 포집한 이산화탄소 스트림을 최종 저장소까지 운반하는 과정에서 발생할 수 있는 안전사고 예방에 관한 절차와 기준이 필요

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○ 현행 법규에서는「고압가스안전관리법」과 「선박안전법」상의 인허가 및 안전관리 규정 적용을 검토해 볼 수 있을 것임. 포집한 이산화탄소는 임시저장 설비에 저장되어 있다가 최종 목적지인 저장소로 운반되어 주입⋅저장됨. 

○ 또한 「위험물안전관리법」에서는 위험물을 저장 또는 취급하는 위험물 탱크의 제작⋅설치 ⋅변경  등에 대해서는 탱크안전성능검사를 받도록 하고 있음. 그러나 위험물을 인화성 또는 발화성 등의 성질을 가지는 물품으로 정의하고 있어 이산화탄소 스트림과는 약간 다른 성질임을 감안할 때 이산화탄소 스트림을 동 법규 상 위험물질로 규정할 것인가에 대한 논의도 필요할 것으로 보임. 

○ CCS 과정에서 필요한 임시저장 시설의 안전성에 대해서는「고압가스안전관리법」상의 고압가스 제조 허가와 안전관리 규정 및 안전 관리자 관련 사항을 인용할 수도 있을 것으로 보임. 

○ CCS 기술 적용 시 가장 우려되는 피해 중 하나는 운송 및 저장 시 고농도의 이산화탄소가 누출되는 것임. 이에 따라 고압으로 압축된 이산화탄소 스트림을 운송하는 과정에 대해서도 안전사고 예방에 필요한 규정은 반드시 필요하며, 이에 대해서도「고압가스안전관리법」상의 규정을 적용할 수 있을 것으로 판단됨. 

○ 한편 런던의정서 제6조(Export of wastes or other matter)에서는 해양 매립을 목적으로 하는 이산화탄소 스트림의 수출을 금지하고 있는데, 워킹그룹을 중심으로 CCS의 발전을 위해 해당 조항의 수정을 제안하기도 하였음.

마. 안전관리, 사고 예방 및 조치에 관한 사항

○ CCS 사업에서 포집한 이산화탄소를 판매하는 경우에도 공급자와 수요자 간의 안전점검과 사고 예방에 관한 규정을 두어야 할 필요가 있음. 이 때 참조할 법규는 

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앞에서 언급한 「고압가스안전관리법」이며, 고압가스판매자(공급자)가 공급처(수요자)의 시설에 대한 안전점검을 실시하고 안전사고 예방에 필요한 사항을 별도로 계도하도록 규정하고 있음

-  현행 「고압가스안전관리법」제 11조의 안전관리규정에 따르면 사업자는 그 사업의 개시나 저장소의 사용 전에 고압가스의 제조⋅저장⋅판매 시설 또는 용기 등의 제조시설에 대한 ‘안전관리규정’을 정하고 이를 등록 관청에 제출해야 함.

바. 조사 및 평가 관련 사항

○ CCS는 폐기물로 정의될 수 있는 이산화탄소를 포집하여 활용하거나 저장하는 사업이다. 특히 포집한 이산화탄소 폐기물을 지중에 저장하는 경우 환경오염여부와 그에 따른 영향에 관한 검토는 필수 항목일 것임.

○ 국내 「해양환경 보전 및 활용에 관한 법률」은 해양환경에 관한 정책의 기본방향과 그 수립 및 추진체계에 관한 사항을 규정하는 법으로써, 해양환경종합계획 수립(제 10조), 해양환경의 기준 설정(제 13조), 해양환경정보의 통합 관리(제 21조), 해양환경 교육 진흥 및 지원(제 25조) 등 해양 환경정책의 기반을 조성하기 위한 수단을 규정하고 있음.

○ 그리고 「해양환경 관리법」은 행정기관이 공유수면의 이용 등 해양 개발에 관한 허가를 하고자 하는 경우(제84조)「해양환경 보전 및 활용에 관한 법률」에 따라 해양수산부장관과 해역 이용에 관한 협의를 하도록 제20조에서 규정하고 있다.

○ 참고로 미국의 경우 환경청(EPA)이「안전 음용수법(Safe Drinking Water Act)」에 따른 수질보호를 위해 지하에 주입되는 물질에 대한 규제 프로그램을 운용하고 있음 그 중에서도 CCS에 따른 이산화탄소 주입의 경우에는 ‘이산화탄소의 저장을 위한 주입 규제 프로그램’을 통해 규제하고 있는데, 만약 이산화탄소의 

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주입으로 인해 주변 지하수 수질이 오염될 가능성이 있는 것으로 판단되는 경우에는 이를 금지할 수 있도록 하고 있음.

2. 기술적⋅환경적 제약요인

○ 연소 후 배가스로부터 이산화탄소를 포집하는 기술은 아직 대규모 실증에 이르지 못한 상태임. 정부가 이산화탄소 저장을 온실가스 감축 옵션 중 하나로 인식하고 비용 효과성(경제성) 보다는 감축량 관점에서 온실가스 감축 대안으로 저장을 선택한다면 포집과 저장분야의 기술적 도전에 직면할 것임.

○ 현재 상대적으로 기술적 경쟁우위에 있는 포집기술이 습식 흡수기술이지만 이 조차도 scale- up으로 말미암은 예상하지 못한 기술적 어려움을 마주할 수 있을 것임. 따라서 기술 도입기간을 여유롭게 책정하여 필요 시 수정할 수 있는 버퍼가 필요해 보임

○ 또한 이산화탄소 저장 경험이 파일럿 수준의 낮은 단계에 있음을 고려할 때 대규모 실증을 독자적으로 이행하기 어려울 것으로 판단되어 이 또한 제약 요인으로 작용할 전망.

○ 이산화탄소 포집‧저장 기술이 경제성을 갖지 못하기 때문에 기술 도입 초기에는 정부 주도로 실증에 이르는 과정을 지나야 할 것임. 동시에 법과 제도를 사전에 마련하지 않는다면 담당 정부부처도 정할 수 없을 것으로 보여 정책 이행 동력이 생기지 않을 수 있을 것임.

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제1절 CCS 종합추진계획(’10.7) 성과 평가 및 시사점 

1. 분야별 추진계획

가. 포집분야

□ (목표) NBIT 융합연구를 통하여 CO₂포집비용을 획기적으로 낮출 수 있는 신개념 포집기술 4개 이상 개발

○ ’20년까지 20$/tCO₂이하¹⁾로 포집비용을 줄일 수 있는 원천기술 4개²⁾ 이상 확보

1) 연소 전 포집기술 10$/tCO₂, 연소 후 포집기술 20$/tCO₂
(선도국 목표) 미국 10$/tCO₂('15), 일본 1,000엔/tCO₂('20), 유럽 20유로/tCO₂('20)

2) 아미노계 신흡수제, 스마트 분리막, 분자게이트 나노체, 자연모사 등 신개념의 NBIT융합 기술 등

○ 발전, 철강, 석유화학, 시멘트산업 등에 적용할 수 있는 다양한 종류의 포집기술 확보

□ (추진전략) 혁신기술의 개발 및 상용화를 위한 실증 단계 진입 가속화를 위하여 체계적 R&D체제를 구축

○ (탐색연구) 신개념 포집기술을 개발하기 위한 독창적인 아이디어의 연구테마를 발굴‧지원

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○ (실험실 규모 검증) 발전분야의 경우 기 구축된 연구용 석탄화력발전소(2 MW급, 에기연)를 공동 활용하여 기술적 타당성 검증(100 Nm³/hr규모)

○ (기술 검증) 실제 발전소 현장적용을 통해 개발기술의 기술성 및 경제성을 평가함으로써 상용화를 위한 실증 단계 진입을 최종 검증(2,000 Nm³/hr, 0.5 MW규모)

□(후속 개발) 기술 검증된 포집기술은 상용화를 위한 실증 프로젝트(10~30 MW규모의 파일럿 실증)로 연계 추진

□ 파일럿 실증→기본공정 설계→대규모 실증을 통한 최적 상용화 기술 확보

○포집기술별 기술수준 및 시장 성숙도, 적용대상 차이 등을 감안하여 순차적으로 과제기획 착수

○ 2020년까지 100 MW 이상급 실증사업 2개를 완료하여 CCS 상용화를 촉진하고, 국제사회에서의 선도적 위상 강화

□ 대규모 실증사업 2기를 순차적으로 2단계에 걸쳐 추진

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○ (1단계) 3가지 이상의 포집기술을 대상*으로 공모⋅평가 후 파일럿 규모(10~30 MW) 실증사업 추진

* 1차 실증사업(’10～’18) : 연소後 포집기술 중 기술검증을 통한 성능평가 완료 기술을 대상

* 2차 실증사업(’12～’20) : 연소 중 및 IGCC(석탄가스화복합발전)와 연계한 연소 前 포집기술 등을 대상

○(2단계) 파일럿 실증 결과를 국내외 전문기관에 의뢰하여 최종 실증 여부를 판단한 후 민간주도로 대규모 실증 실시

나. 수송분야

□ 대규모 통합실증 시 수송비용 저감을 위한 선박수송 대안 검증 및 관련 산업계 참여 유도

○ 대부분 해안가에 위치한 국내 CO₂ 포집원과 실증 저장소 유력 후보지인 울릉분지 간 연계를 위한 선박 활용 수송방안 마련

* 수송거리 증대 시 선박이 파이프라인보다 경제적으로 유리하며, 특히 여러 포집원에서 하나의 저장소로 수송할 경우 선박 수송 경제성 증대(IPCC, ’05)

○ 조선사, 선사 등 민간참여를 유도하여 관련 기술 조기확보 및 신산업 창출 추진

□ ’20년 이후 CCS 보급단계에서 장기간‧대규모 수송을 위한 파이프라인 수송기술 확보 및 국가 CO₂ 수송 인프라망 구축

○ 고효율, 고안전, 대용량 CO₂ 수송시스템 설계 및 유출방지 기술 확보

○ 선박 수송과 파이프라인 수송을 연계한 국가 CO₂ 수송 인프라망 설계, 구축 추진