영흥화력 7, 8호기 증설 환경영향 및 경제성...

∣정책보고서∣2012-07∣

영흥화력 7, 8호기 증설 환경영향 및

경제성 분석

강광규∣김종원

연구진

연구책임자 강광규 (한국환경정책․평가연구원 선임연구위원)

참여연구원 김종원 (한국환경정책․평가연구원 연구원)

자문위원

이석록 (환경부 기후대기정책과 사무관)

조용성 (고려대학교 자원경제학과 교수)

한기주 (산업연구원 박사)

홍지형 (국립환경과학원 대기공학연구과 과장)

강만옥 (한국환경정책평가연구원 선임연구위원)

이영수 (한국환경정책평가연구원 선임연구위원)

ⓒ 2012 한국환경정책 ․ 평가연구원

발행인 이병욱

발행처 한국환경정책․평가연구원

서울특별시 은평구 진흥로 215 (우편번호) 122-706

전화 02)380-7777 팩스 02)380-7799

http://www.kei.re.kr

인쇄 2012년 11월 11일

발행 2012년 11월 16일

출판등록 제17-254호

ISBN 978-89-8464-665-0 93530

서 언

영흥화력 발전단지는 국가 중장기 전력수급 차원에서 안정적인 에너지원인 친환

경 석탄화력 8개호기 공용설비를 갖춘 발전단지로 1∼4호기는 배출허용농도 기준

이 적용되었고 5, 6호기는 배출허용총량(할당량) 기준이 적용되었다. 7, 8호기는

현재 건설계획 중에 있으나 청정지역에 위치해 있어 석탄화력발전 건설을 위해서는

연료협의가 필요하다. 따라서 기존 5, 6호기 연료협의 및 환경영향평가 협의 조건인

기존 허용 배출량 준수 및 온실가스 저감대책 수립 등을 전제로 환경부와 사용연료

협의 중으로 환경성을 비롯하여 다양한 평가항목을 고려한 전체적인 평가를 통해

정책적 대안 도출이 필요한 실정이다.

본 연구는 영흥화력 7, 8호기를 석탄화력으로 증설할 때와 LNG 복합화력으로

증설할 때의 평가 결과를 각각 도출하고 비교하여 영흥화력 7, 8호기 사용연료 협의

에 대한 정책적 대안을 제시하고자 시행되었다.

연구결과가 나오기까지 본 연구를 맡아 수행한 한국환경정책․평가연구원의 강광규

박사와 김종원 연구원에게 감사를 드린다.

2012년 11월

한국환경정책․평가연구원

원장 이 병 욱

국문요약

영흥화력 7, 8호기 증설에 대한 경제성 평가로 LNG 복합화력으로 증설했을 때의

경제성 평가와 석탄화력으로 증설했을 때의 경제성 평가 결과를 비교하였다. 즉

영흥화력 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가를 실행하였으며 경제

성 평가 항목 중 연료비용은 유동성이 심한 항목이므로 이를 고려하여 연료가격

변동에 따른 시나리오도 수행하였다.

기본 시나리오에 대한 경제성 결과는 복합화력과 석탄화력이 동일한 편익을

발생하는 조건에서 영흥 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 증설하면 30년 사용 기준으

로 43조 9,525억원의 비용이 발생하고 석탄화력은 29조 2,738억원의 비용이 발생한

다.

따라서 기본 시나리오에서 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과는

석탄화력이 LNG 복합화력보다 14조 6,788억원의 편익이 발생하는 것으로 나타났

다.

연료가격 변동 시나리오에 따른 경제성 평가 과정도 LNG 복합화력과 석탄화력

모두 동일한 편익을 발생하는 조건을 기준으로 연료변동에 따른 시나리오 값을

적용하였다. 동일한 편익을 발생하기 위해 필요한 비용을 LNG 복합화력 비용과

석탄화력 비용을 비교하여 경제성 평가 결과를 도출하였다. 기본 시나리오에서는

LNG 복합화력과 비교하여 석탄화력에서 편익이 발생하였으므로 LNG 가격이 5%

하락하고 석탄 가격이 5% 상승한 시나리오 적용 결과를 살펴보면 LNG 복합화력에

서 42조 5,063억원의 비용이 필요하고 석탄화력에서는 34조 7,335억원의 비용이

필요하므로 결국 LNG 복합화력과 비교하여 석탄화력이 7조 7,728억원 편익이 발생

한다.

주제어: 석탄화력, LNG 복합화력, 탄소중립 프로그램, 배출허용총량.

∣차 례∣제1장 ․ 서 론············································································································ 1

1. 영흥화력 석탄연료 사용 배경 ··································································· 1

2. 연구 필요성 및 목적 ················································································· 4

제2장 ․ 영흥화력 7, 8호기 연료변경 허용에 따른 환경성 평가····················· 6

1. 배출허용총량 할당현황 및 전망 ······························································ 6

2. 총량 준수 방안 ·························································································· 9

가. 영흥화력 제1~4호기 기존설비 개선방안 및 소요비용 ················· 10

나. 영흥 7, 8호기 석탄 및 LNG 적용 시 설비 개선범위 ·················· 21

3. RPS 비율 확대(12→15%) ······································································· 23

4. 환경기초시설 탄소중립 프로그램 ·························································· 26

가. 탄소중립 프로그램의 정의 ································································ 26

나. 환경기초시설의 정의 ······································································· 26

다. 환경기초시설 탄소중립 프로그램 현황 ········································· 27

라. 환경기초시설 탄소중립 프로그램 추진방안 ································· 29

제3장 ․ 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가············ 33

1. 평가 방법 ·································································································· 33

2. 경제성 평가 ······························································································ 35

가. 초기비용 ······························································································ 35

나. 유지비용 ······························································································ 42

다. 연료비용 ······························································································ 46

라. 환경비용 ······························································································ 47

마. 경제성 평가 ························································································ 50

제4장 ․ 요약 및 결론···························································································· 71

참고문헌·················································································································· 75

Abstract ················································································································· 77

∣표차례∣<표 2-1> 영흥화력발전소 1차 배출허용총량 할당량(2008~2012) 현황 ·········· 7

<표 2-2> 영흥화력 배출허용총량 2차 할당량 현황 ··········································· 8

<표 2-3> 영흥화력 대기배출총량 할당량 및 8개 호기 준수 계획 ·················· 9

<표 2-4> 영흥화력 제1~4호기 설비 개선 전․ 후 배출농도 및 효율 ··········· 10

<표 2-5> 영흥 제1~4호기 탈황설비 개선항목 및 소요비용 ··························· 12

<표 2-6> 제1~4호기 BUF 개선내용 ·································································· 13

<표 2-7> 흡수탑 및 ARP 세부 개선내역 ························································ 14

<표 2-8> 제1, 2호기 GGH 개선 내용 및 효과 ················································ 16

<표 2-9> 효율 상승에 다른 OAB 용량 증대 ···················································· 17

<표 2-10> 울산화력 탈황설비 성능증대 개선 ··················································· 18

<표 2-11> 평택화력 탈황설비 성능증대 개선 ···················································· 18

<표 2-12> 당진화력 탈황설비 성능증대 개선 ··················································· 19

<표 2-13> 영흥화력 제1~4호기 탈질설비 개선방안 ········································ 20

<표 2-14> 영흥화력 제1~4호기 탈질설비 개선 소요비용 ···························· 20

<표 2-15> 영흥화력 7, 8호기 석탄화력 운영 시 총량준수 방안 ··················· 21

<표 2-16> 영흥화력 7, 8호기 LNG 복합화력 운영 시 총량준수방안 ·········· 22

<표 2-17> 전기공급자의 신재생에너지 공급의무 비율 ···································· 23

<표 2-18> 신·재생에너지원별 공급인증서 가중치 ········································· 24

<표 2-19> 한국남동발전(2012). RPS 15% 추진 계획 ····································· 25

<표 2-20> 공공 환경기초시설 분류 ································································· 27

<표 2-21> 환경기초시설 탄소중립 프로그램 주요사업 및 추진내용 ············· 29

<표 2-22> 인천광역시 환경기초시설 현황 및 남동발전 조사 현황 ·············· 30

<표 2-23> 탄소중립 시범사업 우선순위 도출 기준 ········································ 30

<표 3-1> 영흥화력 7, 8호기를 석탄화력으로 건설할 때 비용 ······················ 37

<표 3-2> 영흥화력 7, 8호기를 복합화력으로 건설할 때 비용 ······················ 38

<표 3-3> 영흥화력 1~4호기 탈황설비 개선내역 및 비용 ······························ 39

<표 3-4> 영흥화력 1~4호기 탈질설비 개선내역 및 비용 ······························ 40

<표 3-5> LNG 공급설비 설치비용 ····································································· 41

<표 3-6> 7, 8호기 건설할 때 관련 내역 및 비용 ··········································· 41

<표 3-7> 발전설비 운영비(영흥 1~4호기) ························································ 43

<표 3-8> 발전설비 운영비(분당 1, 2호기) ······················································· 44

<표 3-9> 영흥화력 1~4호기 환경설비 운영비 ··············································· 45

<표 3-10> 연료비 단가 및 7, 8호기 연간 연료비 ··········································· 46

<표 3-11> 영흥화력 오염물질 배출량 ································································ 48

<표 3-12> 오염물질별 단위당 대기오염의 사회적 한계 비용 ························ 49

<표 3-13> 영흥 7, 8호기 LNG 화력 대비 석탄화력 환경비용 ····················· 49

<표 3-14> 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 ········· 51

<표 3-15> 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가

(CO2 5만원/톤 비용 적용) ··························································· 53


(CO2 8만원/톤 비용 적용) ··························································· 53

<표 3-17> 2011년 연료원별 발전단가(국내 전체) 현황 ·································· 54

<표 3-18> 2011년 영흥화력, 분당 복합발전 단가 현황 ·································· 55

<표 3-19> 영흥 제7, 8호기 석탄 대 LNG 연료비 비교 ································· 55

<표 3-20> 셰일가스 도입 시 LNG 연료비 전망 시나리오 ···························· 56

<표 3-21> 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 ········ 59


(LNG 가격 5.0% 하락) ································································· 60


(LNG 2.5% 하락, 석탄 2.5% 상승) ············································ 61


(LNG 2.5% 하락, 석탄 5.0% 상승) ············································ 62


(LNG 5.0% 하락, 석탄 2.5% 상승) ············································ 63


(LNG 5.0% 하락, 석탄 5.0% 상승) ············································ 64

<표 3-27> 신재생에너지별 CO2 감축량 ···························································· 65


(CO2 배출권 구입량 21만 5,000톤) ··········································· 66


(CO2 배출권 구입량 43만톤) ······················································· 67

<표 3-30> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄기존가격 적용) ··· 68

<표 3-31> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄가격 10% 상승) ··· 69

<표 3-32> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄가격 20% 상승) ·· 70


(연료가격 변동 시나리오) ······························································· 72


(CO2 환경비용 변동 시나리오) ······················································ 73

<표 4-3> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄기존가격 적용) ····· 74

∣그림 차례∣<그림 2-1> 1, 2호기 탈황설비 계통도 ······························································· 11

<그림 2-2> 3, 4호기 탈황설비 계통도 ······························································ 11

<그림 2-3> 1, 2호기 흡수탑 개선 개략도 ························································· 14

<그림 2-4> GGH 개략도 ······················································································ 15

<그림 2-5> SDS(Sensor Drive System) 개선 ················································· 16

<그림 2-6> Cold - Hot 상태에 따른 Seal Gap 변화 ···································· 17

<그림 2-7> 탈질설비 개선 방안 ·········································································· 19

<그림 2-8> 탄소중립의 정의 ··············································································· 26

<그림 2-9> 정부 탄소중립 프로그램 추진현황 ················································ 28

<그림 3-1> 미국 Henry Hub NG 가스 중장기 전망 ······································ 57

제1장 ․ 서론 ∣ 1

∣제1장 ․ 서 론 ∣1. 영흥화력 석탄연료 사용 배경

인천광역시 옹진군 영흥면에 위치한 영흥화력은 수도권의 안정적 전력공급을

위해 1991년 11월 당시 건설교통부 ‘수도권정비심의위원회’에서 유연탄 화력

900,000㎾급 12기를 건설하되, 우선 1단계로 2개 호기 건설 이후 전력수요에 따라

후속 호기를 건설하도록 심의 ․ 의결되었다.

1995년 7월 총 12기 건설예정구역 약 1,322만 제곱미터가 전원개발사업구역으

로 확정, 고시되었으나, 한전은 1996년 8월에 발전소 부지의 최적 활용 여건 및

주변 환경영향 등을 고려하여 영흥화력 최대 운영기수를 총 8개 호기로 확정하기로

하였다.

이에 따라 연료하역 부두와 공업용수 등 석탄화력 공용설비도 8기 운영을 감안

해 추진 하고 이에 맞춰 1997년 6월 송전선로 역시 총 8개 호기 용량으로 계획이

변경되어 건설되었다. 영흥화력은 현재 제1~4호기의 4개 호기가 가동 중이고, 제5,

6호기는 2014년 12월 준공목표로 건설 중이며, 송전선로 제한용량 범위 내에서 마지

막 설비인 제7, 8호기 건설사업이 계획 중이다.

제1, 2호기는 1991년 환경영향평가 협의 진행 당시, 행정구역이 경기도 옹진군으

로서 ‘환경처 고시 제90-3호 연료사용 규제고시(1990.1.24)’의 고체연료 사용금지

지역에 해당되지 않아 ‘건설교통부 수도권 정비 심의위원회 심의결과(1991.11)’에

따라, 유연탄 발전단지로서 저탄장, 석탄회 처리장, 석탄연료 하역부두 등의 공용설

비를 갖춘 제1, 2호기 건설계획이 수립되었다.

2 ∣ 영흥화력 7, 8호기 증설 환경영향 및 경제성 분석

※ ‘환경처 고시 제90-3호 연료사용규제고시(1990.1.24)’

고체연료 사용금지지역(고시 제5조)

․ 경기도 : 수원시, 부천시, 과천시, 성남시, 광명시, 안양시, 의정부시, 안산시,

의왕시, 군포시, 시흥시, 구리시, 미금시, 고양군, 남양주군, 하남시, 광주군,

김포군

제1, 2호기 건설계획 단계에서 인천시 공무원과 지역 환경전문가 및 시민단체

등으로 민관 공동 해외시찰단이 구성되어, 일본 헤키난, 독일 맨하임 발전소 등의

해외 선진발전소 시찰을 통해 일본 헤키난 화력과 지자체(헤키난시)의 환경협정

사례를 벤치마킹함으로써 영흥화력본부는 인천시와 환경협정 체결(1997.3) 및 민관

공동조사단이 발족(1999.6)되었고, 당시 법적배출허용 기준의 20~60% 수준으로

강화된 ‘인천시 협정기준’을 준수하기로 합의하여 석탄화력 제1, 2호기가 최초로

건설되었다.

제3, 4호기는 1995년 3월 영흥화력의 행정구역이 경기도에서 인천광역시로 변경

됨에 따라 ‘대기환경보전법 26조, 27조’와 ‘청정연료 등의 사용에 관한 고시

(2001-197호) 제15조’에 의거하여 환경부와 연료협의를 통해 대기배출농도를 제1,

2호기는 SO2 45(6)ppm, NO2 55(6)ppm, 먼지 20(6)mg/㎥, 제3, 4호기는 SO2

25(6)ppm, NO2 15(6)ppm, 먼지 5(6)mg/㎥)를 준수하면 제1, 2호기에 이미 허용된

대기오염물질 배출량 범위를 초과하지 않는 것으로 검토되어 2001년 12월 제3, 4호

기 석탄연료 사용이 승인되었다.

제1장 ․ 서론 ∣ 3

※ 환경부고시 제2001-197호('01. 12. 29)<대기환경보전법 제26조 및 제27조

관련>

제15조 환경부장관은 제10조에 따른 청정연료사용의무지역내의 발전시설 중

다음 각 호의 경우에 대하여는 청정연료외의 연료를 사용하게 할 수 있다.

3. 화력발전소의 발전시설 중 증설하더라도 기 허용된 대기오염물질 배출량을

증가시키지 않는 범위 내에서 동일부지에 증설하는 경우

또한 제5, 6호기 역시 제3, 4호기와 동일 개념으로 ‘대기환경보전법 41조, 42조’와

‘청정연료 등의 사용에 관한 고시(2007-180호) 11조’에 의거, #1~4호기에 이미 허용

된 대기오염물질 배출량(총량기준) 범위 내에서 증설 하는 조건으로 2008년 12월

제5, 6호기의 석탄연료 사용이 승인되었다.

※ 환경부고시 제2007-180호('07. 11. 29)<대기환경보전법 제41조 및 제42조

관련>

제11조 환경부장관은 제10조에 따른 청정연료사용의무지역내의 발전시설

중 다음 각 호의 경우에 대하여는 청정연료외의 연료를 사용하게 할 수

있다.

3. 화력발전소의 발전시설 중 증설하더라도 기 허용된 대기오염물질 배출량

을 증가시키지 않는 범위 내에서 동일부지에 증설하는 경우

이와 같이 영흥화력 발전단지는 국가 중장기 전력수급 차원에서 안정적인 에너지

원인 친환경 석탄화력 8개 호기 공용설비를 갖추고 최초 제1, 2호기 준공(2004, 12)

이후로 ‘대기환경보전법’과 ‘청정연료 등의 사용에 관한 고시’ 및 ‘수도권 대기환경

개선에 관한 특별법’ 등 수도권 발전시설 연료 규제 특별규정에 따라 이미 허용

배출량의 개념으로 제3, 4호기는 배출허용농도 기준이 적용되었고, 제5, 6호기는

배출허용총량(할당량) 기준이 적용되었다.

이처럼 영흥화력 발전시설은 국내 유일하게 연료협의와 수도권 대기배출 총량

제를 연계한 통합 검토가 필요한 시설로서, 현재 건설계획 중인 영흥 제7, 8호기


역시 연료는 기존 제3~6호기에서 이미 협의한 규정의 근본 취지인 기허용 배출량을

근간으로 한 검토가 필요하다.

이에 제7, 8호기는 ‘기존 제5, 6호기 연료협의’ 및 ‘환경영향평가 협의조건’인 기

허용 배출량(제1~4호기 배출허용총량 할당량) 준수 및 온실가스 저감대책 수립 등

을 전제로 환경부와 사용연료를 협의하고 있다.

2. 연구 필요성 및 목적

영흥화력 석탄연료 사용 관련 협의 추진 경과를 보면서 알 수 있듯이 영흥화력이

있는 인천광역시 옹진군 영흥면은 청정연료사용의무지역 내에 있어 영흥 7, 8호기

의 증설은 청정연료인 LNG를 사용하는 LNG 복합화력으로 건설해야 한다. 그러나

‘대기환경보전법’ 시행령 제43조에 화력발전소의 발전시설 중 증설하더라도 이미

허용된 대기오염물질 배출량을 증가시키지 않는 범위 내에서 동일 부지에 증설하면

경우 청정연료 외의 연료를 사용할 수 있다고 명시하고 있다. 이와 같이 7, 8호기를

증설하여 1~8호기의 전체 대기오염 배출량을 1~4호기 배출허용총량 할당량에 맞춘

다고 한다면 이를 고려한 환경성 및 경제성 평가가 필요하다. 환경성 평가는 7,

8호기가 증설되어 가동되면 현재는 배출총량 2차 할당이 적용되었지만 7, 8호기를

증설하여 가동할 때에는 2차 할당이 아닌 3차 할당 배출총량이 적용될 것이므로

3차 할당 배출총량을 예상하여 영흥화력 배출총량 준수 가능성을 검토해야 한다.

경제성 평가에서도 3차 할당의 배출총량을 적용한 설비의 개선비용과 오염물질

배출량을 고려하여 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 증설에 대해서 평가

가 이루어져야 한다. 대기오염물질 배출량이 증가하지 않는 범위 내에서 동일 부지

에 증설한다면 청정연료 외의 연료를 사용할 수 있어도 경제성 평가 측면에서 석탄

화력에 편익이 발생하지 않는다면 비용에 대해 비효율적 사용이 되기 때문에 사회

적으로도 유익하지 않기 때문이다.

본 연구의 필요성으로 위의 내용을 요약하면 청정지역이라 할지라도 석탄을

사용하는 발전시설이 LNG를 사용할 때 보다 경제성이 우수하고 환경적 측면에서도

제1장 ․ 서론 ∣ 5

크게 차이가 없다면 석탄 사용 발전시설을 고려할 필요가 있다. 따라서 발전시설의

연료 변경 여부를 결정하기 위해서는 연료 변경에 따른 환경적 영향 및 경제적

타당성을 객관적인 자료를 바탕으로 검증할 필요가 있고 검증 후 영흥화력 7, 8호기

의 사용연료를 LNG에서 석탄으로 변경할 경우 지역에 미치는 환경영향 및 경제성

을 비교ㆍ평가함으로써 연료 변경의 타당성을 검증하고자 한다.

추가로 영흥화력 7, 8호기를 LNG 복합화력 대신에 석탄화력으로 증설하여도

대기오염물질 배출허용총량이 LNG 복합화력기준으로 총량이 할당되어 준수되듯

이 온실가스 CO2 발생량에 대해서도 동일하게 LNG 복합화력 시 발생하는 CO2를

기준으로 적용되어야 할 것이다. 그러나 CO2는 방지시설로 줄일 수 있는 사례가

아니므로 이를 보전하기 위해 영흥화력에서 제시한 CO2 저감대책이 실행 가능한

방안이고 실제로 석탄화력 운영 과정에서 발생하는 CO2 추가발생량을 보전하는지

도 검토해 볼 것이다.


∣제2장 ․ 영흥화력 7, 8호기 연료변경

허용에 따른 환경성 평가 ∣1. 배출허용총량 할당현황 및 전망

영흥화력은‘수도권 대기환경 개선에 관한 특별법’에 의한 수도권 사업장 총량

관리제도 시행에 따라 2007년부터 총량 규제를 받고 있다.

수도권 사업장 총량관리제도는 종전의 사후적 관리인 배출농도관리와는 달리

배출총량을 기준으로 관리하는 예방적 관리제도로 오염물질별 목표 대기질 달성을

위한 배출허용총량을 산정한 후 사업장별로 배출량을 할당하여 그 범위 내에서

오염물질을 배출하도록 하는 제도이다.

배출허용총량은 총량관리대상 오염물질별 총량 할당계수에 연도별 할당계수

단위량을 곱하여 산정한다.

※ 법적 배출허용총량 할당량 산정기준

○ 관련 규정 : ‘수도권 대기환경 개선에 관한 특별법’ 시행규칙 제12조, 별표 3

○ 연도별 배출허용총량 = 총량 할당계수 × 할당계수 단위량

제1, 2호기는 초기에 부족한 배출허용총량 할당량 SOx 3,416톤/연, NOx 2,903톤

/연이 현재까지 유지되며, 제3, 4호기의 경우는 임시 할당으로 운영되다가 2011년

3월에 법적기준 할당량(SOx 2,836톤/연, NOx 1,570톤/연)으로 확정되었다. 따라서

영흥화력 제1~4호기의 1차 배출허용총량 할당은 최종적으로 SOx 6,252톤/연, NOx

4,473톤/연으로 확정되었다.

제2장 ․영흥화력 7, 8호기 연료변경 허용에 따른 환경성 평가∣ 7

<표 2-1> 영흥화력발전소 1차 배출허용총량 할당량(2008~2012) 현황

(단위 : 톤/연)

구 분

실제 배출량 법적

기준

할당

량

인천시 할당량

2005 2006 2007 2008 2009초기

’08~’10

확정

’11.3

SOx

1, 2호기 2,250 3,416* 2,722 2,505 2,995 4,557 3,416* 3,416

3, 4호기 - - - 369 2,658** 2,836 2,658** 2,836

총량 2,250 3,416 2,722 2,874 5,653 7,393 6,074 6,252

NOx

1, 2호기 2,730 2,903* 2,842 2,319 2,850 4,016 2,903* 2,903

3, 4호기 - - - 898 1,482** 1,570 1,482** 1,570

총량 2,730 2,903 2,842 3,217 4,332 5,586 4,385 4,473

비 고*: 할당시점 기준 최근 3개년(2005~2007) 실제 배출량 중 최대배출량 적용

**: 2009년도 실배출량 적용

자료: 한국남동발전(2012).

정부에서는 2차 할당기간(2013~2017)의 할당을 위해 2012년 5월 ‘수도권 대기환

경 개선에 관한 특별법’을 입법예고하였고 2012년 11월 6일 확정 공포하였다.

입법예고된 2차 할당의 할당계수는 2011년을 기준으로 총 배출량을 할당 계수

단위량(석탄사용량)으로 나누어 산정하며, 할당계수 단위량은 최근 6년간

(2006~2011) 최고 할당계수 단위량을 기준으로 하여 산정한다.

개정된‘수도권 대기환경개선에 관한 특별법’ 시행규칙을 기준으로 영흥화력의

2차 할당 배출허용총량을 산정하면 SOx는 6,084톤/연, NOx는 4,381톤/연이며, 이는

1차 할당 배출허용총량에서 SOx는 약 2.7%, NOx는 약 2.1%가 감축된 양이다. 2차

할당 배출허용총량의 산출 근거를 아래의 <표 2-2>에 나타내었다.


<표 2-2> 영흥화력 배출허용총량 2차 할당량 현황

구 분

2011년

할당계수주)

단위량④

(톤)

배출허용총량

<③×④>

(kg)배출총량①

(kg)

활동도②

(톤)

할당계수

<③=①/②>

(kg/톤)

#1

SOx 1,726,020 2,699,097 0.6395 2,699,097 1,726,073

NOx 1,667,592 2,699,097 0.6178 2,699,097 1,667,502

#2

SOx 1,923,420 2,683,956 0.7166 2,683,956 1,923,323

NOx 1,690,099 2,683,956 0.6297 2,683,956 1,690,087

#3

SOx 1,249,616 2,880,873 0.4338 2,880,873 1,249,723

NOx 525,069 2,880,873 0.1823 2,880,873 525,183

#4

SOx 1,067,978 2,543,874 0.4198 2,821,533 1,184,480

NOx 449,362 2,543,874 0.1766 2,821,533 498,283

합계

SOx 5,967,034 10,807, 800 　 11,085,459 6,083,598

NOx 4,332,122 10,807, 800 　 11,085,459 4,381,055

주: 할당계수 단위량 : 2006~2011년 중 최대 석탄사용량.


영흥화력 제7, 8호기 가동 예상시점인 2018년은 2차 할당기간이 종료되고 3차

할당기간이 개시되는 해이기 때문에 제7, 8호기 총량 운영기준은 2차 할당이 아닌


3차 할당 기준으로 총량 운영계획을 수립하였다.

3차 할당 기준은 현재로서는 예상하기 어렵기 때문에 1차 할당기간에서 2차

할당기간의 감축 비율(SOx 2.7%, NOx 2.1%)을 고려하여 3차 예상 할당량을 산정하

였으며, 그 결과는 SOx 5,921톤/연, NOx 4,291톤/연이다.

영흥화력 제7, 8호기가 운영되면 ‘제5, 6호기 연료협의 및 환경영향평가 협의내

용’에 의거하여 기존 4개 호기 총량 범위에서 8개 호기를 운영하여야 하며, 이에

따라 기존 1~4호기 환경오염 방지 설비 개선 및 5~8호기에 세계 최고 수준의 환경방

지설비 도입을 통해 3차 할당 예상량보다 더 낮은 수준인 SOx 5,865톤/연, NOx

4,274톤/연 이내로 총량을 유지해 나갈 계획을 수립하였다.

<표 2-3> 영흥화력 대기배출총량 할당량 및 8개 호기 준수 계획

구 분1차 할당1)

(2008~2012)

2차 할당2)

(2013~2017)

3차 할당3)

(2018~2022)

8개 호기

준수 계획

SOx 6,252 6,084 5,921 5,865

NOx 4,473 4,381 4,291 4,274

주: 1) 2011년 3월 인천시 할당기준

2) ‘수도권 대기환경 개선에 관한 특별법’ 개정 법률 적용(2012.11.6).

3) 2차 할당 삭감률(SOx 2.7%, NOx 2.1%)을 적용한 예상량.

자료: 한국남동발전(2012).이지 http://racer.kemco.or.kr/).

2. 총량 준수 방안

남동발전은 기존 제1~4호기의 환경오염 방지설비 개선과 제5~8호기에 세계 최고

수준의 환경방지설비 도입하여 영흥화력 제7, 8호기를 포함한 석탄화력 8개 호기

운영 시 배출총량 목표인 SOx 5,865톤/연, NOx 4,274톤/연을 준수할 계획을 제시하

였다.


가. 영흥화력 제1~4호기 기존설비 개선방안 및 소요비용

1) 기본방향

영흥화력 제1~4호기의 환경오염방지설비 개선의 기본방향은 기존 제1, 2호기는

기존 제3, 4호기 수준으로, 기존 3, 4호기는 건설 중인 제5, 6호기 수준으로개선하는

것이며. 태안화력 및 하동화력의 설비개선 검토 사례를 준용하여 세부 개선방안을

수립하였다.

2) 세부 개선목표

탈황설비 효율 향상 목표는 제1, 2호기는 3.6%, 제3.4호기는 2.0%이며, 탈질설비

는 제1, 2호기는 9.3%, 제3, 4호기는 0.7%이다. 이때 탈황․탈질설비의 개선 전 배출농도

및 효율은 최근 3개년(2009~2011) 실적을 기준으로 산정하였다.

<표 2-4> 영흥화력 제1~4호기 설비 개선 전․ 후 배출농도 및 효율

구분제1, 2호기 제3, 4호기

개선 전 개선 후 개선 전 개선 후

탈황설비

배출농도

(ppm)30.1 17.9 19.7 12.0

효율

(%)91.6 95.2 95.2 97.2

탈질설비

배출농도

(ppm)38.2 20.6 12.0 11.0

효율

(%)79.9 89.1 92.0 92.7



3) 환경오염방지설비 개선 세부내용 및 소요비용

가) 탈황설비

제1~4호기 탈황설비 효율은 BUF(Booster Fan), 흡수탑(ARP 포함),

GGH(Gas-Gas Heater) 및 OAB(Oxidation Air Blower)를 개선하여 향상할 계획이

다. 효율향상 방안은 타 발전소 설비개선 검토 사례를 준용하였고, 세부 탈황설비

계통도와 개선항목 및 소요비용을 요약하면 아래의 <표 2-5>와 같다.

자료: 한국남동발전(2012) ‘영흥화력 7, 8호기 대기환경영향 검토 종합보고서’.

<그림 2-1> 1, 2호기 탈황설비 계통도


<그림 2-2> 3, 4호기 탈황설비 계통도


<표 2-5> 영흥 제1~4호기 탈황설비 개선항목 및 소요비용

(단위: 억 원)

설비 개선 항목 #1,2→#3,4 #3,4→#5,6

통풍설비 BUF 개선 36.5 4.5

흡수탑

반응조 용량 증대 46.7 -

Spray Nozzle개선 31.4 31.4

추가단 설치 52.7 -

Wall Ring &

다공판 설치12.5 32.6

M/E Stage 증가 8.9 -

철거 및 설치 154.8 -

GGH 개선 50.6 -

OAB 용량 증대 14 -

총 개선비용 408.1 68.5


탈황설비의 개선 항목별 세부 개선 내역은 아래와 같다.

① BUF(Booster Fan) 개선

BUF는 보일러에서 보내온 연소가스를 탈황설비를 거쳐 연돌로 승압하여 대기

로 방출하기 위한 설비이며, 효율상승을 위해서는 석회석 슬러리 분사량 및 단수

증가 시 차압상승에 기인한 Fan 부하상승으로 과부하 및 실속(Stall) 예방을 위한

개선이 필요하다. 제1, 2호기는 슬러리 분사량 및 차압의 상승으로 BUF 및 모터의

교체가 필요하고, 제3, 4호기는 부하상승을 예방하기 위해 Blade Profile(단면) 개선

이 필요하다.


<표 2-6> 제1~4호기 BUF 개선내용

구 분 1, 2호기 3, 4호기

개선내용BUF 용량증대

(Fan, Motor 교체)

Blade 개선

(폭 증대)

개선효과 통풍량 및 부하(압력) 상승 부하 상승


Blade 개선 내역은 ①Profile 개선 ⟶ ②Blade 속도차 증가 ⟶ ③압력상승 ⟶ ④비에너지 증가의 순으로 이루어지며 개선원리로는 먼저 날개의 하부 캠버(Lower

Chamber)를 증가하여 날개 하부 유선길이를 단축하고 다음은 박리되지 않는 조건

에서 하부 유선길이 감소에 의한 속도 감소, 세 번째는 속도 감소에 따른 하부측

압력 증가, 마지막으로 Fan 압력성능 향상 가능(비에너지 증가로 Stall 특성 향상)이

다.

② 흡수탑(Spray Header) 및 ARP 개선

탈황설비의 효율상승을 위해서 배기가스 유량을 낮추는 것은 현실적으로 어렵기

때문에 총괄물질전달계수 및 기/액(배기가스/슬러리액) 접촉면적을 늘려야 한다.

따라서 흡수탑 석회석 슬러리 흡수탑과 ARP 수량 증가 및 Spray Nozzle 개선을

통한 효율향상이 가능하다. 세부 개선내역은 <표 2-7>과 같다.

영흥 1, 2호기 ME는 2단으로 설치되어 Mist 배출농도 설계 기준이 85㎎/S㎥으로

최근 설계기준(30㎎/S㎥) 대비 배출량이 과다하여 GGH 차압발생 및 통풍계통에

악영향을 미치므로 단수 증가 및 교체로 개선될 것이라고 한다.


<표 2-7> 흡수탑 및 ARP 세부 개선내역

구 분 1, 2호기 3, 4호기

개선

내용

흡수탑 높이 약 1.85m 증가

(Spray Header 1단 증가)

Slurry액 재분배판

(Wall Ring) 설치

Spray Nozzle 개선

(단방향→양방향)

Spray Nozzle 개선

(단방향→양방향)

Spray Header 및 ARP

추가 설치 (4set →5set)-

Mist Eliminator 단수 증가

(2단→3단)-

개선

효과

가스 체류시간 및 액기비 증가

⇒ SO2 제거 효율 상승

가스 체류시간 및 액기비 증가

⇒ SO2 제거 효율 상승

Mist Carry Over 및

GGH 막힘 방지

Wall Ring 설치 시 효율

최소 1% 이상 증가 가능


흡수탑 개선 전 흡수탑 개선 후


<그림 2-3> 1, 2호기 흡수탑 개선 개략도


③ GGH(Gas-Gas Heater) 개선

제1, 2호기에만 적용이 필요하다. GGH는 흡수탑 전단에서 탈황설비 효율 상승을

위해 연소가스를 냉각시키고, 연돌에서의 확산력 향상을 위해 탈황 처리된 가스를

재가열하는 설비를 말한다.


<그림 2-4> GGH 개략도

영흥화력 제1~2호기의 GGH는 회전재생식으로 내부 가열소자의 열교환에 의해

가스를 냉각 하고 가열하며 냉각 측과 가열 측의 압력 차이에 따른 누설로 오염물질

(SOx, Dust)이 추가로 배출된다. BUF 위치가 흡수탑 전단에 위치하여 GGH 보증

누설률이 2%이며 누설률 1%를 향상하면 약 7ppm 정도가 향상이 가능하다. 따라서

효율향상을 위해서는 SDS(Sensor Drive System)와 Scavenging 계통 개선을 통한

누설 오염물질 배출 감소가 필요하다.


<표 2-8> 제1, 2호기 GGH 개선 내용 및 효과

구 분1, 2호기

(Leakage Type)

3, 4호기

(Non-Leakage Type)

개선 내용SDS 개선

Scavenging 계통 개선해당사항 없음

개선 효과 누설률 감소에 의한 오염물질 배출 감소


SDS

SDS


<그림 2-5> SDS(Sensor Drive System) 개선

④ OAB(Oxidation Air Blower) 개선

제1, 2호기에만 작용이 필요하다. OAB는 흡수탑 내에서 흡수된 SOx를 이수석고

로 만들기 위해 반응조 내부를 강제산화시키는 설비로서 탈황효율 향상을 위한

액기비(슬러리액/가스 비) 및 석회석 사용량 증가에 따라 OAB 용량 증대가 필요하

다.


SDS 설치전 SDS 설치후


<그림 2-6> Cold - Hot 상태에 따른 Seal Gap 변화

<표 2-9> 효율 상승에 다른 OAB 용량 증대

구 분 변경 전 변경 후

용량 및 수량 (2Unit당) 130N㎥/min × 3set 180㎥/min × 4set



영흥화력의 탈황설비 성능증대 개선 실현 가능성은 국내의 기존 탈황설비 성능증

대 개선 사례를 통하여 일부 확인될 수있다. 국내 울산화력, 평택화력, 당진화력의

개선사항과 개선효과 사례는 다음과 같다.

<표 2-10> 울산화력 탈황설비 성능증대 개선

사 업 명 - 울산화력 4∼6호기 탈황설비

시 설 용 량 - 400MW × 3

개선 사항

- 반응탑 내 산화공기관 깊이 증가 및 노즐 배치 최적화

- 흡수탑 교반기 형식 교체

- 가스냉각펌프 용량 증대 및 노즐 분사개선을 통한 유입

가스 온도 강하(가스포화온도)

개선 효과

- 탈황효율 증대

- 흡수탑 내 슬러리 침적 최적화

- 유입가스 온도강하를 통한 흡수탑 내 스케일 방지

<표 2-11> 평택화력 탈황설비 성능증대 개선

사 업 명 - 평택화력

시 설 용 량 - 188만 kW

개선 사항- 슬러리 입도 향상기술

- 순환펌프 운전모드 다양화

개선 효과

- 석회석 슬러리 입도(325mesh) 8% 상승

- 탈황효율 1% 상승

- 전력사용량 513MWh/연 절감

- 운전 비용 약 7,000만원/연 절감


<표 2-12> 당진화력 탈황설비 성능증대 개선

사 업 명 - 당진화력 3∼4호기 탈황설비

시 설 용 량 - 500MW × 2

개선 사항

- 재순환펌프 용량 증대(6,800 -> 8,700m3/hr)

- 관련 부속설비 교체

(향류식 분사 노즐 -> 향류 및 병류 혼합분사)

개선 효과

- 고유황탄 연소 시에도 탈황효율 95% 이상으로

안정적 유지

- 재순환 펌프 3대 기동으로 소비동력 감소

- 낮은 pH 유지로 석회석 사용량 감소 및 석고순도 향상

나) 탈질설비

현재 탈질 촉매가 충전되어 있지 않거나 일부만 충전된 3단(예비단)에 추가로

촉매를 충전하고, Honeycomb, Corrugate 등 기존 촉매를 중장기적으로 고효율을

유지할 수 있는 Plate Type으로 교체할 계획이며. 소요비용은 약 110억 원으로 추정

된다.

개선 전 개선 후

매

비층매(추가)

매(기존)

매(기존)

<그림 2-7> 탈질설비 개선 방안


<표 2-13> 영흥화력 제1~4호기 탈질설비 개선방안

구분촉매형식(촉매량)

1단 2단 3단

1호기현행 Plate형(304.5㎥) Plate형(304.5㎥) Corrugate형 (155.25㎥)

개선 - - Plate형(304.5㎥)

2호기현행 Plate형(304.5㎥) Plate형(304.5㎥) Honeycomb(122.5㎥)

개선 - - Plate형(304.5㎥)

3호기현행 Plate형(438㎥) Plate형(438㎥) -

개선 - - Plate형(438㎥)

4호기현행 Plate형(438㎥) Honeycomb(368.5㎥) Corrugate형(166.25㎥)

개선 - Plate형(438㎥) Plate형(438㎥)


<표 2-14> 영흥화력 제1~4호기 탈질설비 개선 소요비용

구분

최종 개선 방안 (3단) 촉매 및 교체 비용

촉매량

(㎥)

촉 매

형 식

촉매량

(㎥)

촉매 비용

(천원)

교체 비용

(천원)

1호기 913.5

Plate형

(3단)

304.5 1,631,816 130,000

2호기 913.5 304.5 1,631,816 130,000

3호기 1,314 438.0 2,347,242 160.000

4호기 1,314 876.0 4,694,484 280,000

합계 10,305,358 540,160


- 촉매비용 : 2011년 영흥화력 4호기 촉매 구매실적 적용(5,539,000원/㎥)

- 촉매 교체비용 : 2008년 보령화력 6호기 촉매 교체비용 적용


나. 영흥 7, 8호기 석탄 및 LNG 적용 시 설비 개선범위

1) 제7, 8호기 석탄화력 적용 시

제1~4호기 환경오염 방지설비 개선과 제5~8호기의 세계 최고 수준 환경방지설비

도입이 전제된 다면 제7, 8호기 석탄화력 건설 시, 8개 호기의 배출 총량은 이용률

86.1%에서 SOx 5,865톤/연, NOx 4,274톤/연, 이용률 60%에서 SOx 4,239톤/연,

NOx 2,979톤/연으로 산정되었다.

<표 2-15> 영흥화력 7, 8호기 석탄화력 운영 시 총량준수 방안

(단위 : 톤/연)

구분제7, 8호기(석탄) +제1~6호기 (석탄)

SOx NOx 먼지

3차할당 배출허용(예상)총량 5,921 4,291 -

이용률

86.1%

1, 2호기(개선 적용) 1,932 1,599 174

3, 4호기(개선 적용) 1,337 894 56

5, 6호기 1,416 933 207

7, 8호기 1,180 848 207

합 계 5,865 4,274 644

이용률

60%

1, 2호기(개선 적용) 1,474 1,114 121

3, 4호기(개선 적용) 956 624 39

5, 6호기 987 650 144

7, 8호기 822 591 144

합 계 4,239 2,979 448



2) 제7, 8호기 LNG 복합화력 적용 시

제7, 8호기 LNG 복합화력의 NOx 배출농도를 6ppm을 기준으로, 이용률 60%

적용할 때 제1, 2호기에 대해서만 설비 개선을 하더라도 3차 할당 목표 총량 준수가

가능하지만, 이용률 86.1% 적용 시는 제1~4호기 환경오염 방지설비 개선을 시행하

더라도 NOx 항목은 3차 할당 총량 목표를 준수 할 수 없다. 따라서 제7, 8호기의

경우에는 LNG 복합 평균 이용률인 60%를 적용하여 총량을 검토하는 것이 타당한

것으로 판단된다.

<표 2-16> 영흥화력 7, 8호기 LNG 복합화력 운영 시 총량준수방안

(단위 : 톤/연)

구 분제7, 8호기(LNG복합) + 제1~6호기(석탄)

SOx NOx 먼지

3차할당 배출허용(예상)총량 5,921 4,291 -

이용률

86.1%

1, 2호기(개선 적용) 1,932 1,599 174

3, 4호기 2,252 986 56

5, 6호기 1,416 933 207

7, 8호기 - 1,089 　-

합 계 5,600 4,607 437

이용률

60%

1, 2호기(개선 적용) 1,474 1,059 121

3, 4호기 1,569 687 39

5, 6호기 987 709 144

7, 8호기 - 759 　-

합계 4,030 3,214 304



3. RPS 비율 확대(12→15%)

신재생에너지 공급의무화제도(Renewable Portfolio Standards, RPS)는 설비규

모(신재생에너지설비 제외) 500MW 이상의 발전사업자 및 수자원공사, 한국지역난

방공사 등 국내 13개 전기사업자들이 전력공급의 일정비율을 풍력, 태양광 등 신재

생에너지원으로 공급을 의무화한 제도이다.

도입 첫해인 2012년부터 지정된 13개 전기공급자는 총 공급량의 2%를 신재생에

너지 전력으로 충당해야 하며, 2022년에는 이 비율을 10%까지 늘리도록 의무화하

였다. 이때 신재생에너지 의무 공급량은 에너지원별로 국가가 정한 가중치를 곱한

전력량을 기준으로 한다.

<표 2-17> 전기공급자의 신재생에너지 공급의무 비율

연도 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

의무비율 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0

자료: ‘신에너지 및 재생에너지 개발·이용·보급 촉진법’시행규칙 별표 3

정부는 RPS의 효율적 운영을 위해 시장메커니즘, 즉 RECs(Renewable Energy

Certificates) 거래제도를 도입하였다.

RECs는 발전사업자들이 신재생에너지 설비를 이용해 전력을 생산했다는 증명서

로 인증기관(에너지관리공단 신재생에너지센터)이 발전사업자의 신재생에너지 설

비와 발전량을 검증하고, 이를 기준으로 발전량에 따라 발급해 줄 수 있다. RPS

대상사업자는 직접 신재생에너지 발전설비를 도입하거나 다른 발전사업자의 RECs

를 구매해 할당 의무를 충당해야 한다.

RPS에 RECs 거래제도가 더해짐으로써 신재생에너지를 구매자와 판매자 간에

서로 사고 팔 수 있는 시장이 형성되어 할당량 달성에 유연성이 제고될 전망이다.


예를 들어 온실가스 총량규제에 시장메커니즘인 배출권 거래제를 도입하는 것처럼

RPS에서는 의무 공급량을 채우기 위해 RECs 거래제도를 동시에 운영한다고 보면

된다.

특히, 정부는 RECs를 발급할 때 발전단가, 특정 산업의 조속한 산업화와 환경훼

손 정도를 고려하여 신재생에너지별 가중치를 상이하게 부여한다.

정부가 발급하는 RECs는 신재생에너지 발전량에 국가가 정한 가중치를 곱한

양만큼 발급하게 되는데, 가중치는 신재생에너지원별 발전단가, 환경 훼손 정도,

향후 시장성 등을 고려하여 결정한다. 예를 들어 가중치가 1일 때 신재생에너지

발전량 1㎾h에 대해 1㎾의 인증서가 발급된다면 가중치가 2일 때는 2㎾h의 인증서

가 발급된다.

<표 2-18> 신·재생에너지원별 공급인증서 가중치

구 분공급인증서

가중치

대상에너지 및 기준

설치유형 지목유형 용량기준

태양광

에너지

0.7

건축물 등 기존시설물을

이용하지 않는 경우

5개 지목

(전, 답, 과수원, 목장용지, 임야)

1.0기타 23개 지목

30kW 초과

1.2 30kW 이하

1.5 건축물 등 기존 시설물을 이용하는 경우

기타

신․재생

에너지

0.25 IGCC, 부생가스

0.5 폐기물, 매립지가스

1.0 수력, 육상풍력, 바이오에너지, RDF 전소발전,

폐기물 가스화 발전, 조력(방조제 有)

1.5 목질계 바이오매스 전소발전, 해상풍력

(연계거리 5km 이하)

2.0 해상풍력(연계거리 5km 초과), 조력(방조제 無), 연료전지

자료: 지경부 고시 제2012-134호 ‘신․재생에너지 공급의무화제도 관리 및 운영지침’ 별표 3


지난 2010년 11월 29일 한국남동발전(2012). 여수화력 1호기 석탄연료 사용을 협의

할 때 환경부에서는 RPS 비율을 법적 기준인 10%(2022년 기준)보다 2% 상향된 12%를

준수하는 것을 조건으로 석탄연료 사용을 승인하였다.

그리고 2012년 현재 한국남동발전(2012).에서는 영흥화력 제7, 8호기 연료를 석탄

으로 사용하기 위해 LNG 연료 대비 추가로 발생되는 약 430만톤의 온실가스를

저감하기 위한 여러 수단의 하나로 RPS 비율을 12%에서 15%로 상향하여 약 92만

톤의 온실가스를 저감할 계획을 수립하고 추진 중에 있으며 세부계획은 아래와

같다.

2022년까지 총 15%의 RPS 비율을 만족하기 위해서 소요되는 비용은 약 5조 5,700

억원으로 추정되며, 특히 기존 환경부와 협의사항인 12%보다 3% 상향을 위해 소요

되는 비용은 약 1조 1,400억원으로 추정된다.

<표 2-19> 한국남동발전(2012). RPS 15% 추진 계획

설비명

설비

용량

(MW)

신재생

에너지

총발전량

(GWh)

신재생

에너지

발전인증량

(GWh)

CO2

감축량

(톤)

설치단가

(억원/M

W)

설치비

(억원)

태양광 200 262 262 211,329 25 5,000

육상풍력 344 693 693 558,974 25 8,600

해상풍력 513 1,212 2,424 977,599 40 20,520

소 수 력 15 64 64 51,622 40 600

연료전지 57 459 919 370,229 50 2,850

조류발전 150 420 841 338,772 50 7,500

조력발전 200 561 1,121 452,503 50 10,000

RDF

(바이오)216 1,798 1,798 1,450,267 3 648

합 계 1,695 5,469 8,122 4,411,295 - 55,718



4. 환경기초시설 탄소중립 프로그램

가. 탄소중립 프로그램의 정의

최근 에너지․온실가스 목표관리제도 시행 등 온실가스 감축의무에 따라 온실가스

감축기술 개발 및 신재생에너지 보급·확대가 시급하다. 탄소중립 프로그램은 일상

생활 등에서 배출하는 이산화탄소를 최대한 줄이고 상쇄(offset)하기 위한 일련의

활동을 말한다.

<그림 2-8> 탄소중립의 정의

나. 환경기초시설의 정의

환경기초시설은 각종 오염원에서 발생하는 오염물질을 정화・처리하는 시설을

의미하며, 이는 국가나 지방자치단체에서 설치・운영하는 공공시설과 민간기업에

서 건설한 시설로 나눌 수 있는데 일반적인 의미에서의 환경기초시설이라 함은

공공 환경기초시설을 의미한다.


단위 폐기물 처리시설

공공 환경기초시설

폐기물

매립시설

소각시설

음식물처리시설

재활용시설

하・폐수

하수처리시설

폐수처리시설

분뇨처리시설

정수시설

<표 2-20> 공공 환경기초시설 분류

환경기초시설은 온실가스 배출량 자체가 많지 않고, 유휴 부지가 많기 때문에

신재생에너지 등의 적용성이 탁월하여 탄소중립 프로그램 개발 적용에 적합한 대표

적인 배출원이다.

대다수 환경기초시설에서는 바이오가스가 생산되고, 바이오매스를 활용할 수 있

는 여지가 많기 때문에 신재생에너지 적용 범위도 다양하다. 또한, 탄소중립의 방법

으로 신・재생에너지가 적용된다면 정부에서 추진하는 신・재생에너지 보급 정책

과 일관성이 있기 때문에 일거양득의 효과를 거둘 수 있다.

다. 환경기초시설 탄소중립 프로그램 현황

환경부에서는 넓은 유휴부지와 저렴한 토지가격이라는 환경성 및 경제성을 활용

하여 환경기초시설에 신재생에너지 시설을 설치하여 온실가스 배출량을 감축하는

‘환경기초시설 탄소중립 프로그램’사업을 추진하고 있다.


탄소중립은 직/간접적인 방법으로 온실가스 배출을 줄이는 행위로 정의하며, 직

접 감축방법에는 공정개선, 에너지 효율개선, 바이오가스 포집 등 발생량을 직접감

축하는 방법이 있으며, 간접 감축방법에는 화석연료 대체, 신재생에너지 생산, 산림

조성 등 발생량을 간접적으로 상쇄하는 방법이 있다.

환경부의 ‘환경기초시설 탄소중립 프로그램’ 사업은 2009년 연구용역을 시작으

로, 2010년에는 2008년 대비 2020년까지 ‘환경기초시설 탄소중립률 50% 달성’이라

는 사업비전을 제시하였으며, 2011년 강릉, 광주, 안산, 의정부, 제주의 8개 환경기초

시설에 태양광 설비를 설치하는 시범사업을 수행하고 있다.

<그림 2-9> 정부 탄소중립 프로그램 추진현황

현재 환경부에서는 2012년부터 신재생에너지 공급의무화 제도(RPS)가 본격 시

행됨에 따라 공급의무자의 의무할당량 확보를 위한 방안 마련으로, 공급의무자의

민간자본을 활용한‘환경기초시설 탄소중립 프로그램’사업 방안을 마련 중이다. 이를

통해 공급의무자는 ‘환경기초시설 탄소중립 프로그램’ 사업에 참여하여 의무 할당량

확보가 가능하며, 지자체 및 환경기초시설에서는 예산 절감을 통한 온실가스 감축

이라는 상호간의 Win-Win 효과가 예상된다.


사업명 주요 추진 내용

폐자원 및 바이오매스

에너지대책 실행계획

가연성 폐기물 에너지 보급

유기성 폐자원 에너지 보급

소각여열 회수/이용

매립가스 회수/이용

하수처리시설

에너지 자립화 기본계획

에너지 절감 대책 추진(에너지 절감설비 보급)

미활용 에너지 이용(소화가스 이용)

자연 에너지 생산(소수력 발전)

에너지 자립화 기반 구축

환경기초시설

신재생에너지 보급사업

태양광설비 설치

풍력설비 설치

소수력설비 설치

<표 2-21> 환경기초시설 탄소중립 프로그램 주요사업 및 추진내용

라. 환경기초시설 탄소중립 프로그램 추진방안

1) 인천지역 탄소중립 프로그램 추진

한국남동발전(2012).는 환경부의 환경기초시설 탄소중립 프로그램에 선도적으로

참여하고 영흥화력 제7, 8호기 석탄화력 건설 계획에 따른 온실가스 저감대책의

일환으로 우선적으로 영흥화력의 행정 소재지인 인천지역의 환경기초시설을 대상

으로 탄소중립 프로그램 시범사업(태양광 중심) 추진을 계획 중이다.

인천시 환경기초시설의 탄소중립 시범사업 최적 시설 선정을 위해 총 82개 환경

기초시설 중 우선적으로 33개 시설에 대해 현장 방문조사를 시행하였으며, 현장조

사 결과 태양광 발전설비 설치가능 부지와 면적을 확인하였으며, 설치가능 용량

결정, 예상 발전량 도출 및 경제성 평가를 수행하여, 시범사업 추진이 가능한 시설을

17개소로 선정하였다.

30∣영흥화력 7, 8호기 증설 환경영향 및 경제성 분석

구분 하수 소각 매립 정수 분뇨 음식물 배수지종료

매립지계

환경

기초시설10 9 6 6 7 2 17 25 82

현장조사

대상시설9 2 - 4 - - 13 5 33

시범사업

대상시설9 2 4 2 17

<표 2-22> 인천광역시 환경기초시설 현황 및 남동발전 조사 현황


한국남동발전(2012).는 탄소중립 시범사업 우선 순위 도출을 위해 <표 2-23>과

같이 세가지 기준을 수립하여 조사를 시행하였다.

구분 기준

기준1 태양광 발전설비 설치 가능 용량이 1㎿ 이상인가?

기준2 유휴부지 면적이 차지하는 비율이 많은가?

기준3 경제성 분석 결과 반영

<표 2-23> 탄소중립 시범사업 우선순위 도출 기준

위에서 제시한 3가지 기준을 반영하여 결과를 도출한 결과 학익사업소, 만수하수

처리장, 가좌사업소, 승기사업소의 4개 시설을 우선 선정하였다.

기준 1을 고려하였을 때 태양광 발전설비 설치 가능 용량이 1MW 이상인 시설

중 가좌사업소(6,509kW)가 가장 높았고 그다음 승기사업소(3,538kW), 학익(남항)

사업소(1,829kW), 만수하수처리장(1,658kW) 순으로 나타났다.

이 시설 중에서 기준 2인 태양광 발전설비 설치 가능 총 부지 면적 중 유휴부지

면적이 차지하는 비율을 고려해 보면 가좌사업소(91,127㎡), 승기사업소(49,534㎡),


학익(남항)사업소(25,600㎡), 만수하수처리장(23,218㎡) 순으로 기준 1을 반영한 우

선 순위와 같다는 것을 알 수 있다.

기준 3인 경제성 분석 결과를 반영한 결과, 위에서 선정한 4개 시설을 포함하여

조사대상이었던 전체 시설의 경제성 분석 수치가 대체적으로 낮게 나왔다. 공공사

업의 성격을 띤 이 사업은 수익성에 목적이 있는 것이 아니라 온실가스 감축과

국가 지속가능 발전 기여가 목적이므로 경제성 분석 결과보다는 태양광 발전설비

설치 가능 용량과 태양광 발전설비 설치 가능 총 부지 면적 중 유휴부지 면적이

차지하는 비율에 더 비중을 두었다.

이와 같은 기준으로 선정된 시설은 다음과 같다.

우선순위 시설명 활용가능 부지 면적(m2)설치가능

용량(kW)

1 가좌사업소 91,127 6,509

2 승기사업소 49,534 3,538

3 학익(남항)사업소 25,600 1,829

4 만수하수처리장 23,218 1,658

2) 탄소중립 프로그램 중장기 추진 계획

지역 자치단체와 실무협의를 거쳐 태양광 발전설비 설치와 더불어 소각장 폐열을

활용한 배압터빈 설치 등 다양한 환경기초시설 탄소중립 프로그램 사업을 실행할

계획으로 세부내용을 검토 중이며 점차 인천시뿐만 아니라 남동발전의 발전소 소재

지자체로까지 확대 시행할 수 있는 방안을 모색 중이다.

인천지역 환경기초시설 4개소에 대해 태양광 발전설비 설치를 우선 추진 할 계획

이며, 추후 환경기초시설 태양광 발전설비를 점차 확대하여 총 24MW 규모를 개발

할 예정이다. 이때 소요예산은 약 600억원으로 예상한다. 또한 소각장 소각 여열을

활용한 열병합 발전소 건설 등 환경기초시설 바이오 발전소도 적극 추진할 예정이


다. 우선적으로 인천광역시 송도소각장에 바이오 발전소 적용을 협의 중이며 향후

30MW 규모의 환경기초시설 바이오 발전소를 계획하고 있다. 소요비용은 약 700억

원으로 추정된다.

제3장 ․ 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 ∣ 33

∣제3장 ․ 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력

대비 석탄화력 경제성 평가∣1. 평가 방법

경제성 평가는 사회 전체적인 관점에서의 평가이며 해당 대안에 대한 비용효율성

을 분석함으로써 해당 대안의 사회적 유익 여부를 판단을 할 수 있는 근거가 된다.

경제성 평가에서 사용하는 방법은 순현재가치법(NPV: Net Present Value)으로 비

용편익분석(Benefit-Cost Analysis) 방법의 하나로 사업의 내구연수 동안 발생하는

모든 편익과 비용에 할인율을 적용하여 현재가치화한 후, 편익의 현재가치에서 비

용의 현재가치를 차감하여 사업의 내구연수 전체에 대한 순현재가치를 구하는 방법

이다.

각 대안의 순현재가치는 아래의 식과 같이 초기비용과 각 연도에 발생하는 비용

과 편익으로 구분된다.

･ NPV: 순현재가치, I0: 초기시설투자비, Bt: t차연도에 발생하는 편익,

Ct: t차연도에 발생하는 비용, T: 내구연수, r: 할인율

대안별로 현재가치를 산출하기 위한 대안별 현재가치 산출식은 다음의 식과 같다.


본 보고서에서는 영흥화력 7, 8호기에 대해 LNG 복합화력 발전 사업 대비 석탄화력

발전 사업의 평가를 하는 것이므로 대안 1은 석탄화력 발전사업의 경우이고 대안

2는 LNG 복합화력 발전사업의 경우이다.

위 식은 각 대안에 대한 현재가치를 산출하는 식이므로 대안별로 비교하여 어느

대안이 더 비용효율적인지를 알아보는 것이 필요하다.

각 대안별로 내구연수를 동일하게 하면, 즉 LNG 복합화력 발전 설비에 대한

사용연수와 석탄화력 발전 설비의 사용연수를 같게 하면 대안별로 초기비용은 초기

비용대로 특정욘도에 발생하는 비용과 편익은 그 해에 필요한 비용과 그 해에 발생

한 편익대로 구분하여 식을 정리할 수 있다.

각 대안에 대해 사용연료의 차이에 따른 시설 설비가 각각 달라 사용연수가 다를

수 있지만 분석 및 비교의 편의를 위해 사용연수를 동일하게 놓고 평가를 실시한다.

대안별로 설비 기준이 달라 비용이 다르고 발생하는 편익도 다르다. 하지만 LNG

복합 화력 발전설비와 석탄화력 발전설비에서 발생하는 편익은 모두 발전량이므로

발전량을 동일하게 하여 발생하는 편익이 같을 수 있도록 한다. 그러면 비용에 대한

부분은 대안별로 차이가 있을 수 있으나 동일한 기간에 발생하는 편익에 대한 부분

은 같다. 따라서 편익에 대한 부분은 대안별로 서로 상쇄되어 비용부분만으로 구성

된 좀 더 간결한 대안별 현재가치 비교식을 산출할 수 있다.


대안별 현재가치를 비교한 위의 식을 통하여 LNG 복합화력 발전 설비 대비 석탄

화력 발전 설비 평가 결과에 따른 결론을 도출할 수 있다.

먼저 NPV1 - NPV2 > 0이면 동일한 편익을 발생하기 위해 필요한 비용이 석탄화

력 발전 설비 보다는 LNG 복합화력 발전 설비가 더 많은 비용이 필요하다는 것이므

로 석탄화력 발전 설비가 LNG 복합화력 발전 설비보다 더 비용효율적이라는 결론

을 얻을 수 있다. 반면 NPV1 - NPV2 < 0이면 동일한 편익을 발생하기 위해서

LNG 복합화력 발전 설비 보다는 석탄화력 발전 설비가 많은 비용이 필요하다는

것이므로 결국 LNG 복합화력 발전 설비가 석탄화력 발전 설비보다 더 비용효율적

이라는 결론을 얻게 된다.

2. 경제성 평가

비용분석을 통한 경제성 평가는 분석에 필요한 비용 항목이 필요하다. 크게 초기

비용, 유지비용, 연료비용, 환경비용이 고려되고 유지비용은 발전설비 유지에 관련

된 비용과 오염물질 저감을 위한 환경설비 유지에 관련된 비용으로 구분하여 적용

한다.

가. 초기비용

화력발전 사업 수행을 위해서는 화력발전 설비에 대한 설비비용과 설치비가 필요

하다. 화력발전 사업 시행 시점에 비용이 들어가기 때문에 초기비용이라 말하며


특징적으로 경제성 평가에서 장비와 설비의 사용기간 동안에 초기비용은 1회 적용

된다.

초기비용은 영흥화력 7, 8호기 LNG 화력발전 건설 대비 석탄 화력발전 건설에

대한 경제성 평가 항목이므로 7, 8호기를 LNG 화력발전할 때와 석탄으로 화력발전

할 때 동일한 발전용량 시설을 기준으로 공사비용을 산정해야 한다. 7, 8호기 모두

870MW 발전용량 시설로 석탄화력발전으로 건설할 때와 LNG 복합화력 건설할

때 동일하게 적용해 공사비용을 산출하였다.

부가적으로 영흥화력 7, 8호기 건설의 초기비용은 발전설비 공사비용과 함께 배

출허용총량 준수를 위한 설비개선 비용도 포함된다. 영흥화력 7, 8호기를 건설하고

운영하기 위해서는 ‘수도권대기환경개선에 관한 특별법’에 의한 배출총량 기준을

준수해야 하므로 결국은 초기비용으로 7, 8호기 건설비용과 함께 기존설비에서 배

출되는 오염물질의 배출량을 저감시키기 위한 설비개선비용이 필요하다. 영흥화력

의 설비 개선이 필요한 기존 설비는 7, 8호기를 석탄화력으로 증설하면 1~4호기가

환경설비 개선 대상이 되고, LNG 복합화력으로 증설할 경우는 1, 2호기만 설비개선

을 해도 배출허용총량 준수가 가능하다. 또한 영흥화력의 기존 발전설비는 1~6호기

모두 석탄화력발전이므로 7, 8호기를 LNG 복합화력 발전으로 건설하면 LNG 공급

설비에 대한 설치비용이 추가로 필요하다.


<표 3-1> 영흥화력 7, 8호기를 석탄화력으로 건설할 때 비용

(단위: 백만 원)

구분 불변가 경상가

직접공사비

기자재비

보일러 476,640 490,939

터빈/발전기 223,920 230,638

보조기기 644,850 794,529

기자재비 계 1,345,410 1,516,106

시공비

토목공사 99,469 117,124

건축공사 189,024 226,224

기계공사 147,358 180,866

전기/계측공사 68,112 83,851

시공비 계 503,964 608,065

간접공사비

설계용역비 82,501 95,139

사업주제경비 55,481 66,024

예비비 55,481 63,886

간접공사비 계 193,463 225,050

합계 2,042,837 2,349,221

건설이자 97,491 111,344

총공사비 2,140,328 2,460,565

자료: 한국전력기술(2010), ‘영흥화력 7, 8호기 건설 타당성 조사 보고서’.


<표 3-2> 영흥화력 7, 8호기를 복합화력으로 건설할 때 비용


구분 설비명 불변가 경상가

기자재비

가스터빈 306,280 334,680

HRSG 83,637 91,392

증기터빈 214,782 234,698

보조계통 13,516 14,770

제어계통 15,818 17,285

기타 32,112 35,089

보조기기 132,765 149,428

기자재비 계 798,910 877,343

시공비

토목공사 72,317 84,612

건축공사 72,804 87,238

기계, 배관공사 60,440 72,849

전기, 계장공사 45,706 55,090

시공비 계 251,266 299,790

간접비

설계용역비 47,258 55,082

외자조작비 63,913 77,938

사업주 제경비 47,258 55,415

예비비 31,505 35,314

간접공사비 계 189,934 223,749

합계 1,240,111 1,400,882

건설이자 70,441 79,465

총 공사비 1,310,552 1,480,347

자료: 한국전력기술(2010), ‘영흥화력 7, 8호기 건설 타당성 조사 보고서’.


영흥화력 7, 8호기를 석탄화력으로 건설할 때 필요한 총 공사비용은 2조 4,605억이

며 영흥화력 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 건설할 때 필요한 총 공사비용은 1조

4,803억원이다.

<표 3-3> 영흥화력 1~4호기 탈황설비 개선내역 및 비용

(단위: 억 원)

설비개선항목 #1,2 → #3,4 #3,4 → #5,6

통풍설비 BUF 개선 36.5 4.5

흡수탑

반응조 용량 증대 46.7 0

Spray Nozzle 개선 31.4 31.4

추가단 설치 52.7 0

Wall Ring & 다공판 설치 12.5 32.6

M/E Stage 증가 8.9 0

철거 및 설치 154.8 0

Leakage Type GGH 개선 50.6 0

OAB 용량 증대 14 0

총 개선비용 408.1 68.5


영흥화력 1~4호기 탈황설비 개선내역 및 비용을 살펴보면 1, 2호기를 3, 4호기

수준으로 탈황설비를 개선하는 데 필요한 비용은 408억원이고 3, 4호기를 5, 6호기

수준으로 탈황설비를 개선하는데 필요한 비용은 68억원이다. 영흥화력 7, 8호기를


석탄화력으로 건설할 때 설비 개선의 대상은 1~4호기 모두이므로 7, 8호기를 석탄화

력으로 건설할 때 기존 설비 개선 비용은 476억원이다. 반면 7, 8호기 LNG 복합화력

으로 건설할 때 설비 개선 대상은 1, 2호기이므로 기존 설비 개선에 대한 비용은

408억원이다.

<표 3-4> 영흥화력 1~4호기 탈질설비 개선내역 및 비용


최종개선방안(3단) 촉매 및 교체 비용

촉매량(m3) 촉매형식 촉매량(m3) 촉매비용 교체비용

1호기 913.5 3P 304.5 1,631 130

2호기 913.5 3P 304.5 1,631 130

3호기 1,314 3P 438.0 2,347 160

4호기 1,314 3P 876.0 4,694 280


영흥화력 1~4호기 탈질설비 개선비용으로 3단 형식의 설비비용과 촉매비용이

필요하다. 1호기와 2호기의 탈질설비에 대한 촉매비용과 교체비용을 포함한 개선비

용은 각각 17억원이고 3호기는 25억원, 4호기는 49억원이다. 따라서 영흥화력 7,

8호기를 석탄화력으로 건설할 때 탈질설비 개선비용은 110억원이고 LNG 복합화력

으로 건설할 때 탈질설비 개선비용은 35억원이다.

영흥화력 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 건설하면 기존의 1~6호기 발전설비가

모두 석탄화력이므로 7, 8호기를 복합화력으로 건설하면 LNG 공급설비가 필요하고

초기비용으로 포함되어야 하는 항목이다.


<표 3-5> LNG 공급설비 설치비용

세부내용

설비개요

○ 하역설비 : 7.5만톤급

○ 저장탱크 : 14만㎥×2기

○ 기화/송출설비 : 1식

○ 감압설비 : 1식

개략 공사비

○ 약 6,600억원

- 하역설비 : 800억원

- 저장탱크 : 2,000억원

- 송출설비 : 2,700억원

- 제 경 비 : 1,100억원


영흥화력 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 건설하면 LNG 공급설비 설치에 필요한

비용은 하역설비, 저장탱크, 송출설비, 제경비를 포함하여 총 6,600억원이 소요된다.

<표 3-6> 7, 8호기 건설할 때 관련 내역 및 비용

(단위: 억 원)

석탄화력 건설시 복합화력 건설시

공사비용 24,605 14,803

기존시설 탈황설비 개선비용 476 408

기존시설 탈질설비 개선비용 110 35

공급설비 설치비용 - 6,600

합계 25,191 21,846



영흥화력 7, 8호기 건설의 초기비용으로 고려되는 항목은 공사비용과 기존시설의

탈황설비와 탈질설비 개선비용, LNG 공급설비 설치비용이며 필요한 비용은 석탄화력

건설에는 25,191억원이고 복합화력 건설에는 21,846억원이다.

나. 유지비용

유지비용은 영흥화력 7, 8호기 건설 이후에 사용 내구연수 동안 전력생산이 필요

한 비용으로 발전설비 및 환경설비 유지로 구분된다. 유지비 항목은 영흥화력 7,

8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가의 항목으로 고려되는 것이므로

LNG 복합화력의 발전설비와 환경설비 유지비 그리고 석탄화력의 발전설비와 환경

설비 유지비가 각각 산출되어 적용된다.

1) 발전설비 유지비

발전설비 운영에 필요한 유지비는 기존의 설비 운영에 소비된 연간 운영비를

근거로 산정하였다. 석탄화력 발전설비 운영비는 기존의 영흥화력 1~4호기 운영에

소비된 비용으로 영흥화력 1~4호기까지의 발전설비 용량은 3,340MW이며 2009년부

터 2011년까지의 연평균비용을 발전설비용량 단위당 운영비로 산정하여 7, 8호기

석탄화력 발전설비 운영을 위한 유지비로 적용하였다.


<표 3-7> 발전설비 운영비(영흥 1~4호기)


발전설비 유지보수 총계운영비

(백만원/MW)

영흥(#1~4)

3,340MW

2009년 17,357 35,434 52,791

20.6

2010년 35,827 34,600 70,428

2011년 39,042 37,970 68,715

평균 30,742 37,970 68,712


2009년부터 2011년까지 영흥화력 1~4호기 연간 발전설비 평균비용은 307억원이

고 유지보수에 소비된 연평균 비용은 379억원이므로 연평균 운영비는 687억원이고

MW당 연간 운영비는 2,000만원이다. 따라서 1,740MW 용량의 영흥 7, 8호기 석탄화

력 건설 이후 연간 석탄화력 발전설비 및 유지에 필요한 비용은 358억원이다.

영흥 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 완공 이후 전력생산을 위해 필요한 연간 유지

비는 기존의 분당 LNG 복합화력 발전의 1, 2호기 운영비를 근거로 산출하였다.

즉 분당 LNG 복합화력의 2009년부터 2011까지의 발전설비와 유지보수에 들어간

비용을 연평균으로 산정 후 분당 화력의 발전설비 용량으로 나눠주어 MW당 연평

균 운영비를 산정하여 영흥 7, 8호기의 LNG 복합화력 연간 운영비를 산출하였다.


<표 3-8> 발전설비 운영비(분당 1, 2호기)


발전설비 유지보수 총계운영비

(백만원/MW)

분당(#1,2)

900MW

2009년 24,143 16,748 40,892

31.6

2010년 4,956 8,440 13,396

2011년 18,991 11,975 30,966

평균 16,030 12,388 28,418


2009년부터 2011년까지 분당 LNG 복합화력 1, 2호기의 연평균 발전설비는 160억

원이고 유지보수 비용은 123억원이므로 분당 1, 2호기 복합화력의 연평균 운영비는

284억원이고 MW당 연간 운영비는 3,100만원이다. 따라서 1,740MW 용량의 영흥

7, 8호기 LNG 복합화력 건설 이후 연간 발전설비 및 유지에 필요한 비용은 549억원

이 된다.

2) 환경설비 유지비

환경설비 유지비는 탈황설비, 탈질설비, 전기집진기 운영비로 수선유지비 및 인

건비는 발전설비 운영비에 포함하고 환경설비 유지비에 포함되는 운영비는 전력비,

약품비, 용품비이다.

환경설비 유지비도 영흥 7, 8호기가 석탄화력으로 건설되어 운영될 때와 LNG

복합화력으로 건설되어 운영될 때에 대해 각각 산출하여야 하나 석탄화력의 환경설

비 운영비와 LNG 복합화력의 환경설비 운영비에 들어가는 비용은 거의 차이가


없다. 또한 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 건설할 때 배출허용총량 준수로 인하여

1~4호기 모두 환경설비 개선이 이루어지는 반면 LNG 복합화력으로 건설하면 1,

2호기만 환경설비 개선이 이루어져 3, 4호기 환경설비 개선 이후의 운영비에서 차이

가 나지만 이 부분도 운영비에 미미한 정도의 영향이므로 고려하지 않았다.

환경설비 운영비도 발전설비 운영비 산출 방법과 같이 영흥화력 1~4호기의 연간

운영비를 7, 8호기 환경설비 운영비에 적용하였다.

<표 3-9> 영흥화력 1~4호기 환경설비 운영비

(단위: 억 원)

2010년 2011년 평균

탈황설비

전력비 80.0 72.6 76.3

약품비 27.5 29.4 28.5

용수비 20.4 23.3 21.9

소계 128.0 125.3 126.6

탈질설비

전력비 6.1 5.2 5.6

약품비 35.5 39.9 37.7

촉매교체비 19.3 19.3 19.3

소계 60.9 64.4 62.6

전기집진기 전력비 8.8 8.2 8.5

합계 197.6 198.0 197.8


영흥화력 1~4호기 환경설비 연평균 운영비 가운데 전력비, 약품비, 용수비를 포함

한 탈황설비는 126억원이고 전력비, 약품비, 촉매교체비를 포함한 탈질설비는 62억


원, 전기집진기는 8억원이므로 1~4호기 연평균 환경설비 운영비는 197억원이다.

7, 8호기에 대해 2개 호기 기준으로 탈황설비는 63억원, 탈질설비는 31억원, 전기집

진기는 4억원으로 합계 98억원이 된다. 따라서 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 건설하

면 연간 환경설비 운영비는 98억원이 적용되고 LNG 복합화력 건설할 때에는 탈질

설비만 적용되므로 31억원이 된다.

다. 연료비용

연료비용은 연간발전량을 생산하기 위해 필요한 석탄 및 LNG 비용이다. 연료비

용 산정 방법은 전력통계정보시스템의 발전단위당 연료비용을 활용하여 영흥화력

7, 8호기 가동률 86.1%를 기준으로 연간발전량 13,123Gwh에 적용하여 산출하였다.

2011년 MWh당 LNG 평균비용은 121.19원이고 석탄은 MWh당 45.75원이다. 따라서

연간 발전량 13,123Gwh 영흥 7, 8호기 화력발전 기준의 연간 연료비는 6,004억원이

고 LNG 복합화력 발전 기준의 연간 연료비는 1조 5,905억원이다.

<표 3-10> 연료비 단가 및 7, 8호기 연간 연료비

(단위: 억 원)

LNG

(천원/MWh)

석탄

(천원/MWh)LNG 복합화력 석탄 화력

영흥 7, 8호기

(발전량

13,123Gwh)

121.19 45.75 15,905 6,004

자료: 전력통계정보시스템.


라. 환경비용

환경비용은 화력발전설비를 가동할 때 발생하는 대기오염물질과 금속물질에 대

한 사회적 비용을 말하는데 금속물질은 연료사용에 따른 배출량과 금속물질에 대한

사회적 비용의 자료 부재의 한계로 여기서는 대기오염물질만을 고려하였다.

영흥화력 7, 8호기 석탄화력 및 LNG 복합발전 건설에 대한 여부는 수도권 배출허

용총량도 고려되므로 7, 8호기를 석탄화력으로 운영할 때 배출되는 오염물질량과

LNG 복합화력으로 운영할 때 배출되는 오염물질량만이 비교되는 것은 아니다. 기

존의 영흥화력 발전설비에 대해서도 7, 8호기가 석탄화력으로 건설되느냐 아니면

LNG 복합화력으로 건설되는냐에 따라서 3, 4호기 환경설비 개선여부가 결정되고

환경설비 개선 여부에 따라서 대기오염물질 배출량이 달라지므로 7, 8호기와 함께

3, 4호기의 배출량 차이도 함께 고려해야 한다. 오염물질 배출량 산정 후에는 대기오

염이 사회에 미치는 부정적 영향을 비용으로 환산한 오염물질별 대기오염의 사회적

한계비용을 활용하여 환경비용을 산출했다.

1) 대기오염물질 배출량

영흥화력 1~8호기 중에서 7, 8호기가 석탄화력으로 건설되어 운영되는 경우와

LNG 복합화력으로 건설되어 운영되는 경우의 대기오염물질 배출량 차이는 3, 4호

기와 7, 8호기에서 발생한다. 기존의 석탄화력 1, 2호기는 7, 8호기가 석탄화력이든

LNG 복합화력이든 동일한 수준의 환경설비 개선이 이루어지므로 7, 8호기의 석탄

화력 또는 복합화력 건설 여부에 상관없이 1, 2호기의 연간 오염물질 배출량은 동일

하다. 5, 6호기는 환경설비 개선의 대상이 아니므로 7, 8호기 여부에 상관없이 오염물

질 배출량은 동일하다. 그러나 3, 4호기는 7, 8호기가 석탄화력으로 건설되면 환경설

비 개선이 이루어지고 LNG 복합화력으로 건설되면 3, 4호기 환경설비 개선이 이루


어지지 않으므로 7, 8호기의 연료에 따라서 오염물질배출량에 차이가 생긴다.

<표 3-11> 영흥화력 오염물질 배출량

(단위: 톤)

SOx NOx PM

3, 4호기 개선 전 2,252 986 56

3, 4호기 개선 후 1,337 895 56

7, 8호기 석탄 1,180 848 207

7, 8호기 LNG - 1,089 -


CO2 등의 1~6호기 모두 석탄화력이므로 CO2 같은 온실가스의 발생량을 고려할

필요가 없고 7, 8호기에서 발생하는 CO2의 발생량 차이만을 고려하면 된다. 영흥

7, 8호기가 석탄화력이라면 연간 1,076만톤의 CO2를 발생하고 영흥 7, 8호기 LNG

복합화력이라면 연간 646만톤의 CO2를 발생하므로 연간 430만천톤의 CO2 배출량

차이가 있다.

2) 오염물질의 사회적 비용 및 환경비용

온실가스를 포함한 오염물질 배출량에 대한 환경비용을 산출하기 위해서는 오염

물질의 단위당 사회적 한계비용이 필요하다. 오염물질의 사회적 한계비용은 EC의

자료로 오염물질의 단위당 배출량이 사회적으로 미치는 부정적 영향을 금액으로

환산한 것이다. CO2는 EC의 자료에 포함되지 않았기에 2011년 유럽의 탄소배출권

거래제에 적용되는 가격을 기준으로 적용하였다.


<표 3-12> 오염물질별 단위당 대기오염의 사회적 한계 비용

(단위: 원/kg)

PM SO2 NOx CO2

100만인 기준 416,430 56,841 6,688 18.11

자료: 물가상승률(통계청), 환율(한국은행)

Holland and Watkiss(2002) "BeTa Version El.02a Benefits Table database: Estimates of

the marginal external costs of air pollution in Europe", netcen

앞서 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 건설할 때와 LNG 복합화력으로 건설할 때에

발생하는 오염물질 배출량 차이에 대해 정리하였다. 영흥 7, 8호기의 석탄화력 혹은

LNG 복합화력 발전에 따라 발생하는 오염물질 배출량의 차이는 3, 4호기의 환경설

비 개선 여부에 따른 차이와 7, 8호기가 석탄화력으로 건설되는지 LNG 복합화력으

로 건설되는지에 따른 배출량 차이다. 결국 3, 4호기의 환경설비 개선에 따른 배출량

의 차이와 7, 8호기 사용연료 차이에서 발생하는 배출량의 차이에 대기오염물질

단위당 사회적 한계비용을 적용하면 영흥 7, 8호기의 LNG 화력 대비 석탄화력의

환경비용이 된다.

<표 3-13> 영흥 7, 8호기 LNG 화력 대비 석탄화력 환경비용

(단위: 톤/연, 억원/연)

SOx NOx PM CO2

발생량 차이 -265 332 -207 -4,300,000

환경비용 150 -22 862 778

영흥 7, 8호기 LNG 화력 대비 석탄화력의 건설 및 운영에 따른 오염물질별 연간

환경비용은 SOx 150억원, PM 862억원, CO2 778억원이고 NOx는 석탄화력보다


LNG 복합화력이 더 많은 NOx를 배출하므로 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 기준

에서는 NOx에 대한 환경비용은 편익의 부분으로 고려해 주어야 한다. 따라서 영흥

7, 8호기 LNG 화력 대비 석탄화력 환경비용은 연간 1,768억원이 된다.

마. 경제성 평가

경제성 평가는 앞서 살펴본 비용에 발전설비의 사용연수를 고려하여 영흥 7, 8호

기 LNG 화력 대비 석탄화력의 현재가치에 대한 경제성 평가를 산출하는 것이다.

현재가치 화하기 위하여 사용연수 30년에 대한 할인율 3.9%(2011년 5년 만기 국고

채 평균 금리, 한국은행)와 통계청에서 발표하는 각 연도의 물가상승률 적용이 필요

하다.

경제성 평가 항목으로 건설비, 환경설비 개선비용의 초기비용과 발전설비, 환경

설비의 유지비와 연료비, 환경비용이 고려되는데 초기비용을 제외하고는 사용연수

에 따른 현재가치화 작업을 해야 한다.

1) 평가 결과

초기비용을 제외하고 연간 비용으로 산정된 경제성 평가 항목을 사용연수를 고려

하여 현재가치화한 비용이 경제성 평가에 적용된다.

경제성 평가의 대상은 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 건설 및 운영 기준으로 7,

8호기를 LNG 복합화력으로 건설 및 운영할 때에 비하여 경제성에 대한 평가이다.

따라서 경제성 평가 비용 각각의 항목에 대하여 석탄화력과 LNG 복합화력의 비용

을 비교하는 것이다. 따라서 각각의 항목에 대해서 LNG 복합화력 대비 석탄화력의

비용에 대해서 편익 및 손실을 평가해야 한다.

LNG 복합화력의 초기비용은 2조 1,846억원이고, 석탄화력의 초기비용은 2조


5,191억원으로 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 초기비용은 3,345억원의 비용이 더

필요하다.

발전설비와 환경설비 유지에 필요한 LNG 복합화력의 유지비용은 사용연수 30년

을 기준으로 1조 561억원이 필요하고 석탄화력의 유지비용도 사용연수 30년을 기준

으로 8,309억원이 되어 LNG 복합화력 대비 석탄화력 유지비용은 2,263억원의 편익

이 발생한다.

연간 13,123Gwh를 30년간 발전하기 위해서 필요한 연료비용은 LNG 복합화력의

경우 28조 9,251억원이고 석탄화력은 10조 9,194억원이 필요하므로 LNG 복합화력

대비 석탄화력 연료비는 18조 57억원의 편익이 발생한다.

환경비용으로 30년 동안 LNG 복합화력은 11조 7,867억원이 소요되고 석탄화력은

15조 42억원이므로 LNG 복합화력 대비 석탄화력 환경비용은 3조 167억원의 환경

비용이 더 발생한다.


(단위: 억원/30년)

LNG 복합 석탄화력 편익

초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 289,251 109,194 180,057

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 439,525 292,738 146,788

영흥 7, 8호기를 LNG 복합으로 건설 및 사용연수 동안 운영할 때 필요한 비용은

43조 9,525억원이고 석탄화력으로 건설 및 운영에 소요되는 비용은 29조 2,738억원

으로 결국 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과는 14조


6,788억원의 편익이 발생한다.

2) 탄소배출권 거래가격 변동에 따른 시나리오

영흥 7, 8호기를 증설할 때 오염물질 배출량은 수도권 오염물질 배출허용총량을

준수하여야 한다. 이것은 영흥 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 증설하는 석탄화력

증설하든 영흥 1~8호기가 배출할 수 있는 오염물질배출량은 정해져 있다는 것이다.

실제로 LNG 연료보다 석탄 연료의 사용이 더 많은 오염물질을 배출하지만 배출허

용총량을 준수하기 위해 영흥 1~4호기 환경설비 개선을 계획 중이며 영흥 7, 8호기를

LNG 복합화력으로 증설하는 것보다 석탄화력으로 증설하면 최신의 환경설비 개선

을 통하여 배출허용총량을 준수하려고 한다. 그러나 CO2는 환경개선 설비로 저감시

킬 수 있는 것은 아니며 사용연료와 사용량에 따라 CO2의 발생량의 차이가 있다.

이러한 점을 고려하여 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 증설 시에 CO2

발생량 차이에 대해 유럽의 탄소배출권 거래가격을 적용하여 환경비용을 고려하였

다. 적용된 탄소배출권 가격은 2011년 평균가격으로 톤당 약 18,000원이 적용되었으

나 탄소배출권 거래가격은 많은 변동이 있었다. 2008년 7월에는 톤당 30유로에 육박

하여 5만원에 가까운 거래 금액을 기록하였으며 그 이후 거래가격은 감소추세로

이어졌다. 이와 같이 탄소배출권 거래가격이 크게 변동한 측면과 향후 다시 높게

오를 수 있다는 점을 감안한다면 탄소배출권 거래가격의 상승에 대한 시나리오가

필요하다.



(CO2 5만원/톤 비용 적용)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 289,251 109,194 180,057

환경비용 155,333 212,447 -57,114

경제성 476,991 355,142 121,849

CO2에 대한 비용으로 톤당 5만원을 적용한 LNG 복합화력의 경제성 비용은 47조

6000억원, 석탄화력의 경제성 비용은 35조 5,000억원으로 영흥 7, 8호기 LNG 복합화

력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과는 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 증설시 12조

1,000억원의 편익이 발생한다.


(CO2 8만원/톤 비용 적용)

(단위: 억 원/30년)


초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 289,251 109,194 180,057

환경비용 190,579 271,154 -80,575

경제성 512,237 413,849 98,388


CO2의 환경비용을 톤당 8만원을 적용한 LNG 복합화력의 경제성 비용은 51조 2천억

원, 석탄화력의 경제성 비용은 41조 3,000억원으로 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비

석탄화력 경제성 평가 결과는 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 증설시 9조 8,000억원의

편익이 발생한다.

3) 연료가격 변동에 따른 시나리오

가) 연료비 전망

한국전력거래소 자료에 의하면 2011년 국내 전체 화력발전소에서 사용한 연료의

평균 발전단가는 석탄이 45.75원/㎾h, LNG가 121.2원㎾h이었다.

<표 3-17> 2011년 연료원별 발전단가(국내 전체) 현황

(단위 : 원/㎾h)

기간 원자력 유연탄 무연탄 유류 LNG

2011 3.65 45.75 70.52 202.10 121.2

자료 : 한국전력거래소 전력통계정보시스템.

2011년 영흥화력 제1~4호기 평균 발전단가는 40.94원/㎾h으로 국내 유연탄 발전

소 전체 발전단가보다 낮았으며, LNG를 연료로 사용하는 분당복합화력의 평균발전

단가는 135.74원/㎾h으로 국내 전체 평균보다 다소 높았다.


<표 3-18> 2011년 영흥화력, 분당 복합발전 단가 현황

구분　

영흥화력 분당복합

발전량

(GWh)

연료비용

(백만원)

발전단가

(원/㎾h)

발전량

(GWh)

연료비용

(백만원)

발전단가

(원/㎾h)

2009 27,712 958,417 34.58 3,146 421,391 133.93

2010 26,343 954,740 36.24 4,375 563,382 128.79

2011 27,173 1,413,210 52.01 3,821 552,137 144.49

평균 　　 40.94 　　 135.74


영흥화력 제7, 8호기(870MW×2기)를 대상으로 2011년 국내 화력발전소의 평균단

가를 적용하여 석탄을 사용할 때 LNG를 사용할 때 연료비용을 비교하면 연간 연료

비용의 차이가 약 9,900억원에 이른다.

<표 3-19> 영흥 제7, 8호기 석탄 대 LNG 연료비 비교(2011년 단가 적용)

구분연간발전량

(MWh)

연료원별 발전단가

(원/kWh)연료비(억원/연)

석탄(유연탄)

13,123,706

45.75 6,004

LNG 121.20 15,905

연료비 차이 9,901

주: 13,123,706(MWh) = 870㎿ × 2개 호기 × 24hr × 365(일) × 0.861(이용률)

최근 셰일가스 개발에 따라 국제 에너지 환경이 변화하고 있으나, 셰일가스의

불확실성으로 국내에 미칠 영향에 대한 전망은 부족하다.


셰일가스 개발에 따라 LNG 가격 하락이 예상되나, 미국 캐나다 등 개발이 북미지

역에 국한되어 있고, 중국, 유럽 등은 수자원 및 기술력 부족, 환경규제 등으로 2020

년 이후에나 본격화될 전망으로 불확실성이 존재한다.

지식경제부에 보도자료(2012. 9. 7)에 의해 발전원가만을 고려하면, 셰일가스 도

입 이후에도 가스발전이 원전․석탄발전 등의 기저발전을 대체 하기는 어려울 전망

이며, 연료비 가격 이외에도 타 에너지원의 사회․환경적 비용, 분산형 전원 필요성

등을 추가로 고려하면 LNG 발전소의 비중 확대 가능성이 존재한다고 밝혔다. 이에

정부는 저렴한 북미산 셰일가스 도입을 확대하여 천연가스 도입선 다원화 및 국내

가스가격 하향 안정화(평균 5%)를 도모할 계획이다.

지경부는 2017년부터 북미산 셰일가스를 도입하고 북미산 셰일가스 가격이 현

재와 같이 하향 안정된다면 2020년부터 한국가스공사 및 민간직수입 물량을 포함

연간 800만톤 이상 도입할 계획이다. 그리고 2020년 국내 LNG 도입량 중 북미산

셰일가스 비중이 약 20%까지 확대된다면 국내 LNG 가격이 약 5% 정도 인하될

것으로 전망하였다.

2011년 연료원별 실적자료 및 셰일가스 도입을 고려한 지경부 LNG 가격전망에

따른 영흥 제7, 8호기 연료비 시나리오는 <표 3-20>과 같다.

이때 석탄의 연료비는 변동이 없는 것으로 가정하였다.

<표 3-20> 셰일가스 도입시 LNG 연료비 전망 시나리오

(이용률 86.1%, 연간 발전량 13,123,706MWh 기준)

구 분 단 위 Case 1Case 2(예측기준)

시나리오 1 시나리오 2

LNG발전단가 원/kWh 121.19 119.07* 115.13**

연료비 억원/연 15,905 15,626 15,109

유연탄발전단가 원/kWh 45.75 45.75 45.75

연료비 억원/연 6,004 6,004 6,004

연료비 차이 억원/연 9,901 9,622 9,105


※ 연료비 전망 시나리오

○ Case 1 : 2011년 한국전력거래소 자료 기준 적용

○ Case 2 <지경부 보도자료, 2012. 9. 7>

- 시나리오 1 : 셰일가스 도입 물량(350만톤/연, 도입비중 7%) 기준

* 119.07 = 121.19 × <1- (7 × 5/20)/100>

- 시나리오 2 : 셰일가스 도입 물량(800만톤/연, 도입비중 20%) 기준

** 115.13 = 121.19 × <1- (20 × 5/20)/100>

연료비 가격 전망 시나리오를 위한 참고자료로 미국 Energy Information Agency

에서 발간한 Annual Energy Outlook 2012를 보면 미국 Henry Hub NG 가스 중장기

전망에 대해 <그림 3-1>과 같이 나와 있으나 Natural Gas 액화비용, 수송비용 등

변수에 대한 전망자료의 부족으로 중장기 가격전망에 대한 자료로 활용하기는 설득

력이 부족하다. 그러나 본 참고자료가 제시하는 시사점은 Natural Gas의 가격 및

석탄가격이 지속적으로 상승할 것으로 전망하고 있다는 것이다.

자료: EIA(2012), Annual Energy Outlook 2012.

<그림 3-1> 미국 Henry Hub NG 가스 중장기 전망


나) 연료가격 변동 시나리오 경제성 평가

영흥화력 7, 8호기의 경제성 평가는 사용연수 30년 기준으로 각 항목을 현재가치

화하여 적용되는데 사용연수 30년 동안 비용의 변동 가능성이 가장 높은 것은 연료

비 부분이다. 특히 LNG는 향후 셰일가스 도입에 따라 가격 변동이 예상되고 이에

석탄의 가격에도 영향을 줄 수 있다. 따라서 연료가격 변동에 대한 시나리오를 통해

경제성 평가 결과를 도출할 것이다. 셰일가스 도입에 따른 LNG 가격의 변동은 지경

부 보도자료를 근거로 국내 LNG 도입량 중 셰일가스 비중이 2017년 7%가 되면

LNG 가격이 2.75% 하락하고 2020년 20%가 되면 5% 하락하는 것으로 보도하였다.

이에 따라 연료가격 변동에 따른 시나리오로 LNG 가격이 5%, 2.5% 하락하는 경우

를 기준으로 석탄가격 고정에 LNG 가격 5%, 2.5% 하락, LNG 2.5% 하락의 경우에

석탄가격 2.5%와 5% 상승하는 경우, LNG 5% 하락의 경우에 석탄가격 2.5%와

5% 상승하는 경우를 연료가격 변동에 따른 경제성 평가 시나리오로 한다.

첫 번째 시나리오로 석탄가격은 기존의 경제성 평가에 적용한 단가를 적용하고

LNG 가격은 2.5% 하락하는 것으로 평가하였다. 따라서 사용연수 기간 동안에 석탄

화력의 연료비용은 기존 경제성 평가와 다른 것이 없고 LNG 복합화력의 연료비용

은 28조 2,020억원이 되어 LNG 복합화력 대비 석탄화력 연료비용은 17조 2,826억원

의 편익이 발생한다.



(LNG 가격 2.5% 하락)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 282,020 109,194 172,826

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 432,294 292,738 139,556

LNG 가격 2.5% 하락 시나리오에 대한 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화

력 경제성 평가 결과는 LNG 복합화력 건설 및 운영 비용이 43조 2,294억원이고

석탄화력 건설 및 운영 비용은 29조 2,738억원이므로 석탄화력 건설 및 운영 시에

13조 9,556억원의 편익이 발생한다.

두번째 시나리오로 석탄가격은 기존의 경제성 평가에 적용한 단가를 적용하고

LNG 가격은 5.0% 하락하는 것으로 평가하였다. 따라서 사용연수 기간에 석탄화력

의 연료비용은 기존 경제성 평가와 다른 것이 없고 LNG 복합화력의 연료비용은

27조 4,788억원이 되어 LNG 복합화력 대비 석탄화력 연료비용은 16조 5,594억원의

편익이 발생한다.



(LNG 가격 5.0% 하락)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 274,788 109,194 165,594

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 425,063 292,738 132,325

LNG 가격 5.0% 하락 시나리오에 대한 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화

력 경제성 평가 결과는 LNG 복합화력 건설 및 운영 비용이 42조 5,063억원이고

석탄화력 건설 및 운영 비용은 29조 2,738억원이므로 석탄화력 건설 및 운영 시에


세 번째 시나리오로 LNG 가격 2.5% 하락과 석탄가격 2.5% 상승하는 것으로

평가하였다. 따라서 사용연수 기간에 LNG 복합화력의 연료비용은 28조 2,020억원

이 되고 석탄화력의 연료비용은 13조 6,493억원이 되어 LNG 복합화력 대비 석탄화

력 연료비용은 14조 5,527억원의 편익이 발생한다.



(LNG 2.5% 하락, 석탄 2.5% 상승)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 282,020 136,493 145,527

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 432,294 320,036 112,258

LNG 가격 2.5% 하락 및 석탄가격 2.5% 상승 시나리오에 대한 영흥 7, 8호기

LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과는 LNG 복합화력 건설 및 운영

비용이 43조 2,294억원이고 석탄화력 건설 및 운영 비용은 32조 36억원이므로 석탄

화력 건설 및 운영 시에 11조 2,258억원의 편익이 발생한다.

네 번째 시나리오로 LNG 가격 2.5% 하락과 석탄가격이 5.0% 상승하는 것으로


이 되고 석탄화력의 연료비용은 15조 42억원이 되어 LNG 복합화력 대비 석탄화력

연료비용은 11조 8,228억원의 편익이 발생한다.



(LNG 2.5% 하락, 석탄 5.0% 상승)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 282,020 163,791 118,228

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 432,294 347,335 84,959



비용이 4조 3,294억원이고 석탄화력 건설 및 운영 비용은 34조 7,335억원이므로

석탄화력 건설 및 운영 시에 8조 4,959억원의 편익이 발생한다.

다섯 번째 시나리오로 LNG 가격 5.0% 하락과 석탄가격이 2.5% 상승하는 것으로



력 연료비용은 13조 8,296억원의 편익이 발생한다.



(LNG 5.0% 하락, 석탄 2.5% 상승)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 274,788 136,493 138,296

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 425,063 320,036 105,027



비용이 42조 5,063억원이고 석탄화력 건설 및 운영 비용은 32조 36억원이므로 석탄

화력 건설 및 운영 시에 10조 5,027억원의 편익이 발생한다.

마지막 시나리오로 LNG 가격 5.0% 하락과 석탄가격이 5.0% 상승하는 것으로



력 연료비용은 11조 997억원의 편익이 발생한다.



(LNG 5.0% 하락, 석탄 5.0% 상승)



초기비용 21,846 25,191 -3,345

유지비용 10,561 8,309 2,252

연료비용 274,788 163,791 110,997

환경비용 117, 867 150,042 -32,175

경제성 425,063 347,335 77,728



비용이 42조 5,063억원이고 석탄화력 건설 및 운영 비용은 34조 7,335억원이므로

석탄화력 건설 및 운영 시에 7조 7,728억원의 편익이 발생한다.

4) 탄소배출권 구입을 통한 CO2 증가량 일부 보상 시 경제성 평가

영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 시 증가하는 CO2의 배출량은 연간

430만톤이며 영흥 7, 8호기를 석탄화력으로 증설에 따른 CO2 배출 증가량에 대해

남동발전에서는 RPS 15% 계획을 제시하여 태양광 등의 신재생에너지별 CO2 감축

량을 밝히므로 석탄화력에 따른 CO2 배출 증가량에 대해 보전하는 것을 제안하였

다.


<표 3-27> 신재생에너지별 CO2 감축량

설비명설비용량

(MW)

신재생에너지

총발전량

(GWh)

신재생에너지

발전인증량

(GWh)

CO2감축량

(톤)

태양광 200 262 262 211,329

육상풍력 344 693 693 558,974

해상풍력 513 1,212 2,424 977,599

소 수 력 15 64 64 51,622

연료전지 57 459 919 370,229

조류발전 150 420 841 338,772

조력발전 200 561 1,121 452,503

RDF

(바이오)216 1,798 1,798 1,450,267

합 계 1,695 5,469 8,122 4,411,295


남동발전이 제안한 신재생에너지 CO2 감축량은 총 441만톤으로 영흥 7, 8호기

LNG 복합화력 대비 석탄화력에서 발생하는 CO2 증가량 430만톤보다 많다. 그러나

신재생에너지 활용이 잘 이루어지지 않아 CO2 감축이 계획대로 되지 않는다면

남동발전은 영흥 7, 8호기 석탄화력 연료협의에서 제안한 바를 수행하기 위해서

CO2 배출권을 구입해 통해 보전해야 한다. 이것은 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력

대비 석탄화력 증설의 경제성 평가에 포함되어야 하는 비용이므로 이를 고려한

경제성 평가가 실행되어야 한다. 배출권 거래제를 통해 구입할 CO2의 양은 석탄화

력 시 CO2 배출 증가량의 5%와 10% 기준으로 적용하여 각각 21만 5,000톤과 43만톤


의 비용이 고려되었다. 먼저 21만 5,000톤에 대해 탄소배출권 거래가격 변동을 고려

한 경제성 평가이다.


(CO2 배출권 구입량 21만 5,000톤)


CO2 배출권 비용 LNG 복합 석탄화력 편익

18,000원/톤 439,525 293,446 146,080

5만원/톤 476,991 357,097 119,894

8만원/톤 512,237 416,977 95,260

CO2 배출권 구입량을 21만 5,000톤으로 하고 CO2 배출권 비용으로 톤당 18,000원

을 적용한 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가는 14조 6,000억

원의 편익이 있으며 CO2 배출권 비용을 톤당 5만원으로 적용하면 11조 9,000억원의

편익, CO2 배출권 비용을 톤당 8만원으로 적용 시 9조 5,000억원의 편익이 각각

발생한다.

CO2 배출권 구입량을 43만톤으로 가정하면 탄소배출권 거래가격 변동에 따른

영흥화력 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 결과는 <표 3-29>

와 같다.



(CO2 배출권 구입량 43만톤)


CO2 배출권 비용 LNG 복합 석탄화력 편익

18,000원/톤 439,525 294,154 145,371

5만원/톤 476,991 359,052 117,939

8만원/톤 512,237 420,105 92,132

CO2 배출권 구입량을 43만톤으로 하고 CO2 배출권 비용으로 톤당 18,000원을

적용한 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가는 14조 5,000억원의

편익이 있으며 CO2 배출권 비용을 톤당 5만원으로 적용하면 1조 17,000억원의 편익,

CO2 배출권 비용을 톤당 8만원으로 적용 시 9조 2000억원의 편익이 각각 발생한다.

5) 경제성 평가 손익 분기점 연료가격

2011년 LNG 연료가격과 석탄가격을 적용한 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비

석탄화력의 경제성 평가 결과는 30년 사용연수를 기준으로 석탄화력의 경우가 14조

6,000억원의 편익이 발생하였다. 이러한 결과에서 경제성 평가 항목 중에서 가장

변동이 심한 연료비용을 고려하여 경제성 평가 결과로 편익과 손실이 발생하지

않는 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 손익분기점에서의

연료가격을 알아보고자 한다.

먼저 석탄가격을 앞서 실시한 경제성 평가 때 활용한 비용으로 동일하게 적용

시 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 손익분기점에서의 LNG 연료가격

을 살펴볼 것이다. 동시에 여전히 석탄가격은 동일하게 고정하고 CO2의 환경비용으


로 톤당 5만원일 때와 8만일 때의 경제성 평가 손익분기점에서의 LNG 연료가격을

산정하였다.

<표 3-30> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄기존가격 적용)

(단위: 천원/MWh)

석탄가격 LNG 가격 경제성평가

CO2 18,000원/톤

45.75

59.69

0CO2 5만원/톤 70.14

CO2 8만원/톤 79.97

석탄가격을 MWh당 4만 5,000원으로 고정하고 CO2 환경비용을 톤당 18,000원

적용했을 때의 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과가

손익분기점에 이르는 LNG 연료가격은 MWh당 59,690원이고 CO2의 환경비용이

톤당 5만원일 때 경제성 평가 손익분기점 LNG 가격은 MWh당 70,140원이다. 마지

막으로 CO2의 환경비용이 톤당 8만원이면 LNG 연료가격이 MWh당 79,970원일

때 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과는 손익분기점이

된다.

석탄가격을 앞서 실시한 경제성 평가 때 활용한 비용에서 10% 상승했을 때 LNG

복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 손익분기점에서의 LNG 연료가격을 살펴볼

것이다. 동시에 여전히 석탄가격은 10% 상승한 가격으로 고정하고 CO2의 환경비용

으로 톤당 5만원일 때와 8만일 때의 경제성 평가 손익분기점에서의 LNG 연료가격

을 산정하였다.


<표 3-31> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄가격 10% 상승)



CO2 18,000원/톤

50.33

64.27

0CO2 5만원/톤 74.71

CO2 8만원/톤 84.54

석탄가격을 기존가격에 10% 상승한 경우로 MWh당 50,330원으로 고정하고 CO2

환경비용을 톤당 18,000원 적용했을 때의 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화

력 경제성 평가 결과가 손익분기점에 이르는 LNG 연료가격은 MWh당 64,270원이

고 CO2의 환경비용이 톤당 5만원일 때 경제성 평가 손익분기점 LNG 가격은 MWh

당 74,710원이다. 마지막으로 CO2의 환경비용이 톤당 8만원인 경우로 LNG 연료가

격이 MWh당 84,540원일 때 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성

평가 결과는 손익분기점이 된다.

석탄가격이 20% 상승했을 때 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 손익

분기점에서의 LNG 연료가격을 살펴볼 것이다. 동시에 여전히 석탄가격은 20% 상

승한 가격으로 고정하고 CO2의 환경비용으로 톤당 5만원일 때와 8만일 때의 경제성

평가 손익분기점에서의 LNG 연료가격을 산정하였다.


<표 3-32> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄가격 20% 상승)



CO2 18,000원/톤

54.9

73.41

0CO2 5만원/톤 83.86

CO2 8만원/톤 93.69

석탄가격을 기존가격에 20% 상승한 경우로 MWh당 54,9,00원으로 고정하고 CO2

환경비용을 톤당 18,000원 적용했을 때의 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화

력 경제성 평가 결과가 손익분기점에 이르는 LNG 연료가격은 MWh당 73,410원이

고 CO2의 환경비용이 톤당 5만원일 때 경제성 평가 손익분기점 LNG 가격은 MWh

당 83,860원이다. 마지막으로 CO2의 환경비용이 톤당 8만원인 경우로 LNG 연료가

격이 MWh당 93,690원일 때 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성

평가 결과는 손익분기점이 된다.

제4장 ․요약 및 결론 ∣ 71

∣제4장 ․ 요약 및 결론 ∣영흥화력 7, 8호기를 사용연수 30년을 기준으로 LNG를 연료로 사용하는 LNG

복합화력과 석탄을 연료로 사용하는 석탄화력의 비용을 비교하여 경제성 평가를

시행하였다. 경제성 평가로 사회적 측면에서 초기비용, 유지비용, 연료비용, 환경비

용을 고려하여 영흥화력 7, 8호기를 LNG 복합화력으로 건설하여 운영하는 것과

석탄화력으로 건설하여 운영하는 것 중에서 어느 대안이 더 비용효율적인지를 평가

하였다.

평가에 고려되는 모든 항목은 사용연수 30년을 기준으로 모든 비용에 대해 현재

가치화하여 적용이 되는데 연료비는 변동성이 매우 심한 항목이다. 특히 향후 셰일

가스 도입에 따라 LNG 가격 하락이 예상 되는바 이를 고려하여 LNG 가격과 석탄가

격 변동에 대한 경제성 평가 시나리오를 포함한 민감도 분석을 실시하였다.


<표 4-1> 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력 경제성 평가 결과

(연료가격 변동 시나리오)


경제성


기본 시나리오 439,525 292,738 146,788

LNG 2.5% 하락 432,294 292,738 139,556

LNG 5.0% 하락 425,063 292,738 132,325

LNG 2.5% 하락

석탄 2.5% 상승432,294 320,036 112,258

LNG 2.5% 하락

석탄 5.0% 상승432,294 347,335 84,959

LNG 5.0% 하락

석탄 2.5% 상승425,063 320,036 105,027

LNG 5.0% 하락

석탄 5.0% 상승425,063 347,335 77,728

연료가격 변동에 따른 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가

에 대해 석탄화력 기준으로 2011년 LNG와 석탄 가격을 적용한 시나리오가 14조

6,788억원으로 가장 많은 편익이 발생하고 LNG 가격이 5.0% 하락하고 석탄가격이

5.0% 상승하는 경우의 시나리오가 7조 7,728억원으로 모든 시나리오 중에서 가장

적은 편익을 발생하였다.

연료가격 변동 경제성 평가 시나리오에 이어 CO2 환경비용 변동에 따른 경제성

평가 시나리오를 실시하였다.

제4장 ․요약 및 결론 ∣ 73


(CO2 환경비용 변동 시나리오)



경제성

(CO2 5만원/톤)476,991 355,142 121,849

경제성

(CO2 8만원/톤)512,237 413,849 98,388

CO2의 환경비용으로 톤당 5만원을 적용한 경우 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력의

경제성 평가 비용은 47조 6,000억원이고 석탄화력은 35조 5,000억원으로 영흥 7,

8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 결과는 12조 1,000억원의 편익이

발생한다. 이어서 CO2의 환경비용을 톤당 8만원으로 적용했을 때 영흥 7, 8호기

LNG 복합화력의 경제성 평가 비용은 51조 2,000억원이고 석탄화력의 비용은 41조

3,000억원으로 영흥 7, 8호기 LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가 결과는


석탄가격을 기존에 경제성 평가에 적용했던 2011년 평균가격 MWh당 45.75원을

적용하고 CO2 환경비용 변동에 따른 시나리오의 경제성 평가 손익분기점에서의

LNG 연료 가격을 산출하였다.


<표 4-3> 경제성 평가 손익분기점에서의 연료가격(석탄기존가격 적용)



CO2 18,000원/톤

45.75

59.69

0CO2 5만원/톤 70.14

CO2 8만원/톤 79.97

석탄가격이 MWh당 45,750원이고 CO2의 환경비용이 톤당 18,000원일 때 경제성

평가 손익분기점에서의 LNG 연료가격은 MWh당 59,690원이고 CO2의 환경비용인

톤당 5만원일대는 LNG 연료가격은 MWh당 70,140원이다. 동일한 석탄가격에 CO2

의 환경비용이 톤당 8만원이고 LNG의 연료가격이 79,970원일 때 영흥 7, 8호기

LNG 복합화력 대비 석탄화력의 경제성 평가는 편익과 손실이 존재하지 않는 손익

분기점이 된다.

한편 석탄가격 MWh당 45,750원, CO2의 환경비용이 톤당 18,000원일 때 LNG

연료가격이 MWh당 59,690원 이상이면 석탄화력에서 편익이 발생하고 이하이면

LNG 복합화력의 경우에 편익이 발생한다. 혹은 동일한 조건 즉 CO2의 환경비용이

톤당 18,000원, LNG 연료가격이 MWh당 59,690원일 때 석탄가격이 45,750원보다

높으면 LNG 복합화력에서 편익이 발생하고 낮으면 석탄화력에서 편익이 발생한다.

CO2 환경비용 기준으로도 석탄가격이 MWh당 45,750원, LNG 연료가격이 MWh당

59,690원일 때 CO2의 환경비용이 톤당 18,000원보다 높으면 LNG 복합화력이, 낮으

면 석탄화력에서 편익이 발생한다. 이와 마찬가지로 <표 4-3>에서 제시하는 다른

시나리오의 경우에도 손익분기점에서의의 CO2 환경비용, 석탄 및 LNG 연료비용을

기준으로 각 사항에 대한 비용의 변동에 따라 편익이 발생하는 대안이 결정된다.

참고 문헌 ∣ 75

∣참고 문헌∣전력거래소. 2012.「발전소 건설사업 추진현황」.

한국전력기술. 2010.「영흥화력 7, 8호기 건설 타당성 조사 보고서」.

한국남동발전. 2012.「영흥화력 7, 8호기 대기환경영향 검토 종합보고서」.

Holland and Watkiss. 2002. "BeTa Version El.02a Benefits Table database: Estimates of

the marginal external costs of air pollution in Europe". netcen.

Energy Information Agency 2012. Annual Energy Outlook 2012.

전력통계정보시스템. http://epsis.kpx.or.kr/

한국은행. http://bok.or.kr/

통계청. http://kostat.go.kr/

Abstract ∣ 77

Abstract

Environmental Impact and Economic Analysis for Expanding Young-Heung Power Plants

This report is about economic evaluating if Yeoung-heung 7, 8th Thermal Power Plant should be expanded for LNG or coal fuel. Each case is evaluated and their results are compared to find which power plant is more efficient by benefic-cost analysis. That is, which one needs less cost to produce the same benefits.

The result of LNG combined power plant is about 43 trillion 952 billion won and coal thermal power plant is about 29 trillion 273 billion won for 30 years. Therefore, the case of coal thermal power plant produces more 14 trillion 678 billion won than the other case LNG combined power plant.

Keywords : thermal power plant, LNG combined power plant, carbon neutral program, the total emissions

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