1. 개념

LNG는 전세계의 탈탄소 여정에 중요한 역할을 차지합니다. LNG가 탄소를 배출하기는 하지만, (1) 석탄발전보다는 상대적으로 덜 배출한다는 사실과 (2) 원자력/석탄과 달리 빠르게 계통 병입이 가능해 재생에너지 발전의 간헐성을 보완할 수 있다는 점에서 기여할 수 있습니다. 또, LNG 개질(reforming)을 통해 (3) 수소를 만드는 것도 향후 탄소를 줄이려는 노력의 일환으로 볼 수 있을 것 같습니다. 

그럼에도 불구하고, CH4라는 분자식에서 보이는 것처럼 연소를 할 경우 이산화탄소를 필연적으로 다소 발생시키기 때문에 탄소중립이라는 말을 쓰기는 어렵습니다. 그럼에도 불구하고, '탄소중립'이라는 키워드가 쓰고 싶었기 때문에 새로운 개념을 창조했는데 그것이 바로 '탄소중립 LNG'입니다. 

먼저 밝히고 싶은 것은 탄소중립 LNG에 대한 합의되거나 공식적인 내용은 없습니다. 여기서는 아래 출처에서 밝힌 내용들을 기반으로 LNG 관련 트렌드를 소개하고자하는 것이 목적입니다.

일반적으로 통용되고 있는 탄소중립 LNG에 대한 개념은 탄소배출권 등을 사용해 가치사슬에 걸친 배출량을 상쇄시킨 프로젝트입니다. LNG의 생애주기를 살펴보면 크게 1) 생산 ~ 재기화까지의 상류 부문(Upstream)과 2) 연소를 통한 소비인 하류 부문(Downstream)으로 나뉩니다. 여러 연구 및 발표에 따르면, LNG 가치사슬에서 배출되는 탄소의 대부분은 당연하게도 하류 부문이 차지하지만, 상류의 다른 공정에서도 일부 배출하고 있는 것을 확인할 수 있습니다. 

혹시 위 내용들에 대해 간략하게 살펴보고 싶다면, 아래 가스공사 홈페이지 링크를 통해 살펴보시면 어떤 과정을 통해 LNG가 도입되는지 이해할 수 있습니다.

http://www.kogas.or.kr/site/koGas/1030301000000

이러한 사실에 착안하여 LNG를 통해 배출하는 탄소를 상쇄시키는 것입니다. 이를 위해 생애주기에 대한 탄소발생량을 계산할 필요가 있는데, 우선 하류 부문은 연소를 통해 배출되는 단위 탄소배출량이 존재하기 때문에 (사용량 * 단위)와 같이  직관적인 방식으로 비교적 쉽게 계산이 가능합니다.   

문제는 소위 DES(Delivered ex-ship) 또는 WTT(Well-To-Tank)라 여겨지는 상류부문인데 이는 생산 방식이나 프로세스에 따라 매우 다르기 때문에 단순화하기 어렵습니다. 가령, 시추하면서 내뿜는 연소, 비산 배출, 이동하면서 나오는 탄소 등이 있습니다. 

하나의 대안으로 영국 정부 부처 중 하나인 BEIS (Business, Energy, Industrial Strategy)의 지침을 활용하는 것이 있습니다. ISO 15050 프로토콜을 따라 '연소 전 미가공 연료원의 추출, 정제 및 운송'의 배출량 추정치를 사용하는 것인데, 파이프라인을 통해 영국으로 수입되는 WTT 기준 LNG의 탄소배출량은 1톤당 0.88 tCO2로 추정하고 있습니다. 하류 부문의 배출량을 2.76 tCO2을 감안하면, 전체 배출량은 대략 3.64tCO2 만큼 배출될 것이라 예상하는 것이죠. 하지만, 산출 과정에서 드러났듯이 파이프라인을 통해 영국으로 들어오는 경우에만 적용이 가능하기 때문에 다른 가치사슬에서는 적용이 어려울 것으로 보입니다. 

2. 현황 (Deal List)

위 리스트를 확인해보면 대부분 아시아에서 구입하고 있음을 확인할 수 있습니다. 이는 LNG가 전력 부문에서 석탄을 대체하기 위한 중요한 옵션이면서, 재생에너지 발전 등이 어려운 국가들을 중심으로 우선 취하고 있는 접근방식이라 추정해볼 수 있습니다.

또한, 공급 측면에서 살펴볼 때 대부분의 기업들이 유럽 계열의 석유/가스 업체들임을 확인할 수 있는데, 해당 기업들이 큰 규모의 재생에너지 프로젝트들에 뛰어드는 이유도 짐작해볼 수 있습니다. 기존 석유에 의존한 비즈니스에서 새로운 사업 포트폴리오로 변환하는 것일 수 있겠지만, 비교적 낮은 수익률임에도 뛰어들어서 확보한 상쇄배출권(크레딧)을 활용해 더 높은 수익률의 비즈니스와 연계하는 것도 큰 틀의 전략이라고도 보여집니다. 

3. 출처

[1] https://www.ey.com/en_pl/law/the-role-of-carbon-neutral-lng-in-the-energy-transition

[2] https://www.energypolicy.columbia.edu/publications/carbon-neutral-lng-market-creating-framework-real-emissions-reductions/

[3] https://www.cmegroup.com/education/articles-and-reports/going-green-with-carbon-neutral-lng.html

[4] https://gisera.csiro.au/wp-content/uploads/2019/07/GISERA_G2_Final_Report-whole-of-life-GHG-assessment.pdf

0. 들어가며

중앙급전발전기(전력거래소의 지시에 따라 운전하는 20MW 초과 발전기)를 중심으로 이뤄지는 전력시장에 대한 구조와 정산 방식에 대한 간단한 이해를 목적으로 하고 있습니다. 사용되는 용어 및 내용들은 관련 법률/규칙 및 가이드라인에 기초하고 있습니다.

• 전기사업법 (법률 제19003호, 2022.10.18., 일부개정)
• 전력거래소, 『전력시장운영규칙 (230503, 공고)』
• 전력거래소, 『2019 정산규칙 해설서』

보통의 기사/자료/게시글 등에서 언급하고 있는 피상적인 수준의 전력시장에 대한 이해보다는 심화하되, 다양한 사람들의 이해를 위해 최대한 기술적인 접근, 계산 공식, 지엽적인 항목 등은 회피하였습니다. 

1. 전력시장의 구조

전력시장은 일반적인 재화나 용역이 거래되는 시장과 달리, (중앙급전발전기 / 전기저장장치를 보유한 경우) 발전사업자가 발전입찰을 하고, 전력거래소에서 예측한 전력수요에 맞춰 발전계획을 수립하고 해당 발전단가를 정산해주는 독특한 경제 구조, 이른바 '전력시장'이 존재합니다. 여기서 발전단가는 전력에 대한 직접구매자(설비용량 3만kVA 이상), 판매사업자(한전), 구역전기사업자에 의해 지불되며, 이에 대한 정산은 전력거래소에서 수행하게 됩니다. 이에 대한 구조를 간단히 나타내면 아래와 같습니다.

아주 어려운 구조는 아니지만, 통상적으로 접하기 쉬운 재화 인도에 따른 대금 지급이나 계약에 의한 용역 수행에 대한 대금 지급과는 다소 차이가 난다고 생각할 수 있습니다. 이는 전기가 생산과 소비가 동시에 이뤄지고 저장이 불가능한 재화이기 때문에 (현재로는) 불가피한 조처로 보입니다. 그렇기 때문에 실제로 전기의 생산과 거래가 이뤄지는 구조는 독특하며, 그로 인해 전력거래소에서 이뤄지는 현행 절차는 아래 그림과 같습니다.   

2. 발전사업자의 정산

발전회사의 입장에서 전력거래에 대한 정산금은 크게 에너지 정산금(전력량정산금 + 제약정산금 + 기타), 용량정산금, 예비력정산금, 보조서비스정산금으로 구분됩니다. 각 정산금 항목에서도 세부적으로 들어가게 되면 매우 다양하나, 2022년도에 이뤄진 총 전력거래 정산금 중 전력량 정산금(81%), 용량정산금(8%)로 약 90% 대부분을 차지하였음을 확인할 수 있습니다.[4] 따라서, 여기서는 주요 정산금인 2가지 항목에 대해서만 다룰 예정입니다.

정산금 = 에너지정산금 (전력량정산금 + 제약정산금 + 기타) + 용량정산금 + 예비력정산금 + 보조서비스정산금
            ≒ 전력량정산금 + 용량정산금 

내용에 들어가기에 앞서 두가지 가격(시장가격, 계통한계가격)에 대한 개념을 정리할 필요가 있습니다.

• 계통한계가격 (System Marginal Price; SMP) : 거래시간별 전력량에 대한 시장가격으로, 예측 수요를 최종적으로 충족시키는 발전기의 변동비로 결정
• 시장가격 (Market Price; MP) : SMP에 송전손실계수를 곱하여 산정하는 것으로, 전력 수요지와 거리가 멀수록 송전 손실에 따라 MP가 작아짐

위 개념들을 염두에 두고, 전력량정산금의 두 가지 경우(발전계회 포함, 미포함), 용량 정산금, 그리고 기타 정산 중 개인적으로 독특하다고 생각하는 기타 정산에 대해 살펴보겠습니다.

2.1. 발전계획에 포함된 경우 

발전계획에 포함되어 급전을 하는 경우 계획발전 전력량 정산금(Scheduled Energy Payment; SEP)의 명목으로 정산됩니다. 이 때, SEP는 가격결정발전계획에 포함된 범위 내에서 실제 발전한 전력량에 대한 시장가격으로 정산하게 됩니다. 즉, 초과분에 대해서는 대상이 아닙니다. 

여기서 발전계획에 포함되어 있다는 말의 뜻은 (변동비 ≤ SMP)를 의미합니다. 이는 발전계획 수립을 위해 사전에 제출된 연료비 단가를 기초로 하기 때문입니다. 그러므로 SEP만으로 일정 수익이 발생하게 됩니다.

다만, 대부분 SMP가 결정되는 발전기는 상대적으로 요금이 비싼 LNG를 연료로 하는 경우('22년 기준 87%)가 많습니다. [4] 그렇기 때문에 상대적으로 연료비용이 저렴한 원자력/석탄 발전기가 엄청난 경제적 이득을 취할 확률이 높아지게 됩니다. 이에 대해 적정 수준으로 맞추기 위해 정산조정계수를 적용하여 정산금을 낮추게 됩니다.

변동비 + (SMP - 변동비) * 정산조정계수

2.2. 발전계획에 포함되지 않은 경우

앞서 SEP는 가격결정발전계획에 포함된 전력량에 대해 정산하는 금액이고, 초과분에 대해서는 대상이 아니라고 설명하였습니다. 하지만, 계통을 운영하다보면 다양한 사유로 초과하여 전력을 생산하거나, 발전기 감발 / 정지를 해야하는 경우가 있습니다. 예를 들어, 여름에 냉방기기 사용으로 전력사용량이 급증에 따라 블랙아웃 회피용으로 추가적인 LNG발전을 하는 것을 생각할 수 있습니다. 이에 대하여 크게 발전사 제약발전 전력량 정산금, 계통제약 발전 전력량 정산금, 제약비발전 전력량 정산금 3가지로 구분을 할 수 있습니다.

발전기 제약발전 전력량 정산금(payment for minimum energy produced due to Generator-Self Constraint; GSCON)은 자체 성능 시험, 열제약발전 등 발전기의 이유로 자기제약 운영을 통해 생산된 발전계획량 초과 전력량에 대해 무부하비(계통에 보내지 않은 상태)를 제외한 변동비와 시장가격(MP) 중 낮은 가격으로 정산하는 것을 말합니다. 

계통제약 발전 전력량 정산금(payment for minimum energy produced due to System Constraint; SCON)은 송전 문제, 수요 예측 오차 등 계통 사유로 발전계획량 초과 전력량에 대해 변동비와 시장가격 중  높은 가격으로 정산하는 것을 말합니다. 발전계획에 반영되어 못했다는 것은 변동비가 SMP보다 크다는 뜻인데, MP보다 낮은 가격으로 정산할 경우 변동비 회수 불가능한 상황에 처할 수 있습니다. 그러나 이 경우 GSCON과 달리 계통 운영의 문제가 귀책 사유라서 GSCON처럼 처리하는 것은 불합리하기에, 회수 가능 수준의 정산을 목적으로 제도가 설계되었습니다. 

마지막으로 제약비발전 전력량 정산금(Constrained-OFF energy payment; COFF)은 가격결정발전계획에 반영되었으나 급전지시로 감발 / 정지하였을 경우 기대이익(MP와 변동비의 차이)에 대해 정산하는 것을 말합니다. 주파수 조정 서비스를 위해 입찰량 대비 일부 감발 운전(전력의 공급이 수요보다 과도하게 커질 경우 주파수 증가로 계통 문제 발생)하는 발전기에 대해 COFF는 일종의 예비력 정산금의 성격을 갖습니다. 복합발전기의 경우 GT모드의 경우 CC모드보다 운전 변동비가 작은데, 급전지시에 의해 GT모드로 운전하더라도 CC모드 변동비를 적용해 보전해주는 방식입니다.

이외에도 수력, 양수발전기는 별도의 SEP, CON, COFF를 운영하고 있지만, 일부 사업자에 국한되어 별도로 살펴보지는 않았습니다. 또한, 위에서 언급하지 않았던 일반적인 재생에너지의 경우 비중앙급전발전기로 구분되어 발전량에 대해 SMP로 정산합니다. 

2.3. 용량 정산금

용량정산금(Capacity Payment; CP)은 전력거래소 급전지시에 응한 대가로 지급하는 정산금으로 입찰한 공급가능용량을 기준으로 일반용량가격을 곱하여 정산하게 됩니다. 발전기별 정산하는 방식은 아래 표와 같이 구분됩니다. 

CP는 초기입찰과 변경입찰 중 작은 값으로 정산하게 됩니다. 초기입찰 이후 변경도 가능하지만, 낮은 입찰량으로 인해 SMP 상승 우려에 대한 페널티와 발전사업자로 하여금 발전가능 용량을 정확히 예측 및 입찰하도록 하는 기제로 풀이됩니다. 그리고 비중앙급전 발전기에 대해서는 급전지시에 별도로 따르지 않기 때문에 CP를 정산하지 않습니다.

또한, 복합발전기는 온도보정 입찰량이라는 독특한 항목을 채용하고 있습니다. 이는 가스터빈의 원리(공기에 대한 압축과 팽창을 통해 연소 - Brayton Cycle, 아래 사진 참고)에 기인한 것으로, 외기 온도가 낮아질 경우 공기 밀도가 높아져 터빈을 통해 발전할 수 있는 공급가능용량이 늘어난다는 점을 고려해 온도보정 입찰값을 활용하기 위함입니다. 

용량가격단가(Hourly Capacity Fee; HCF)는 거래시간별로 정산하게 되며, 현재는 총 4가지 항으로 구성됩니다. 먼저 기준용량가격(RCP)는 비용위원회에서 결정하는 기준용량가격으로 매년 산정하여 공시하고 있습니다. (가장 최근에 공고한 가격에 따르면 11.45원/kWh 임[7]) 두번째로 용량가격계수(Reserve Capcity Facotor; RCF)는 최대부하, 공급용량, 송전손실계수를 고려해 산정하며, 비용위원회에서 결정하게 됩니다. 셋째로 시간대별 용량가격계수(Time of the day Capcity Factor, TCF)는 시간대별로 CP를 다르게 하기 위해 적용을 하고 있습니다. 마지막인 성과연동형용량가격계수(Performance Capacity Factor; PCF)는 설비용량 유지 / 온실가스 감축을 목적으로 발전기여도를 고려한 계수 입니다. 위 네가지에 대한 계산은 아래와 같습니다.

HCF = RCP * RCF * TCF * PCF

2.4. 기타 정산금

사실 기타 정산금은 굉장히 다양하나 중요도가 상대적으로 떨어지는 관계로 (개인적으로 특이하다고 생각되는 내용만) 일부 발췌해 정리합니다. 먼저, 시운전 전력 정산(Energy produced Before Commercial Operation; EBCO)은 상업운전 이전에 중앙 급전발전기가 생산한 전력에 대해 거래일 가중평균 MP로 정산하는 것을 말합니다. 전력거래소의 계통 운영규정에 따르면, 시운전발전기는 상업운전 이전에 전기사업법 및 전기안전관리법에 의거한 사용전검사를 받지 않은 발전기로 규정되어 있습니다.[8] 여러가지 시험을 통해 출력을 상승시키면서 검사를 수행하게 되는데, 이때 발생하는 전력에 대한 정산금을 지급하게 됩니다. 하지만 급전지시에 응한 것은 아니기 때문에 CP 지급에서는 제외됩니다.

다음으로 배출권 거래비용 정산(Total Emission Trading Payment; TETP)은 『온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률』에 따라 전환 부문에 속한 발전 산업 참여자들에게 배출권 비용에 대해 일부 정산해주는 것을 지칭합니다. 발전을 많이 할수록 배출권 거래비용이 증가하는데 계통 운영에 기여를 참작하여 변동비로 인정하고 일부 보전을 해주는 개념입니다. 비용평가위원회에서 결정한 배출권 거래비용을 거래시간으로 나눠 계량 전력량 비중에 따라 정산해주고 있습니다.

마지막으로 지역자원 시설세 정산(Local Plant Tax; LPT) 입니다. 지역자원시설세란 『지방세법』에 근거해 지역의 자원 보호, 보전, 환경보호 등을 목적으로  발전용수, 원자력발전, 화력발전에 대해 과세하는 것을 말합니다. 발전에 따라 부득이 과세되는 세금인만큼 일부 인정을 받아 전력시장으로 부터 50% 보전하게 됩니다.

2.5. 정산상한가격

'13년 최초 도입된 정산상한가격(Price Cap; PC)은 육지 중앙급전발전기의 발전 전력량에 적용하는 전력시장가격의 상한값입니다. 정산상한가격은 앞서 언급한 RCP 결정에 참고하는 변동비 단가로 결정하며, 계산하는 방식은 다음과 같습니다.

정산상한가격 = 열소비율 (Gcal/MWh) * 열량단가 (원/Gcal) / 1000

최근에 많은 말이 오가는 것은 '긴급정산상한가격'입니다. 긴급정산상한가격(Emergency Price Cap; EPC)은 『전력거래가격 상한에 관한 고시』에 따라 산업부에서 통보하는 가격을 말하는데, 직전 3개월 가중평균SMP(통합)와 그 이전 10년간의 월별 가중평균SMP(통합) 중 상위 10%를 비교했을 때 전자가 더 높을 경우 {후자의 기간 가중평균SMP * 1.5}로 정산하는 것을 말합니다.(여기서 가중평균이란 시간/지역별 가격 및 예측량을 반영하여 가중평균하는 것을 말함)

꽤나 복잡한데 이해를 돕기 위해 예를 들면, '23년 4월에 정산상한가격을 시행하고 싶은 산업부가 전력거래소를 시켜 (a)'23.1~3월 가중평균 통합 SMP와 (b)'13.1월 ~ '22.12월 가중평균SMP 중 12번째로 높은 달의 통합 SMP를 비교하게 합니다. 그래서 (a)가 (b)보다 큰 경우 '23.4월 긴급정산상한가격을 '13.1월 ~ '22.12월 가중평균SMP를 다시 계산해 나온 값에 1.5배(육지/제주)를 해서 통보합니다.

실제 계산을 해봤는데 예측량을 고려한 가중평균이 아닌 단순한 가격 평균치로 할 경우 육지 165.67, 제주 232.01이 나왔는데, 이는 실제 통보가격인 육지 164.52(0.7% 오차), 제주 228.9(1.4% 오차)와 다소 차이가 나는 것을 확인할 수 있습니다.[9] 따라서 엄밀한 계산을 위해서는 예측량까지 포함해서 계산하고, 컴퓨팅 능력 부족이 염려되고 어느정도 오차를 감내하는 것이 상관없다면 저처럼 대략적인 계산을 해도 무방할 듯 합니다. 

그리고 규칙을 살펴보면 지난 '22.12월에 도입된 재생에너지 발전사업자들에 적용될 수 있는 고정가격계약의 정산상한가격 산정에 관한 조항이 존재합니다. 굉장히 내용이 길지만 요약하자면, SMP 정산금액이 계약한 고정가격을 초과하는 경우 SMP가 아닌 고정가격으로 정산해주는 것을 의미합니다. 이는 고정가격계약을 한 사업자가 하방으로는 계약가격, 상방으로는 올라간 SMP로 인한 초과수익을 거두는 사업자에게 과도하게 유리한 옵션을 시장 형평성에 맞게끔 조정한 것으로 보입니다.

발전사업자 입장에서 긴급정산상한가격 관련 그나마 다행인 점은 1개월 단위 적용이며, 연속해서 3개월을 초과할 수 없다는 점입니다. 지속적으로 적용할 경우 일정 투자보수율을 예상하고 투자한 발전사업자에 대한 정부의 과도한 이익 침해가 우려되기 때문에 있는 보호조항이 있긴 하지만, 언제든 이런 조치를 시행할 수 있는 한국정부임을 고려할 때 꾸준히 살펴봐야 할 조항이 아닐까 생각합니다.

3. 전력구매자의 정산

전력구매자는 위에서 다뤘던 내용들을 포함한 발전기 전력량 정산금에 대해서 대금을 지급하면 되기 때문에 비교적 간단합니다. 여기서 고려해야 할 것은 크게 세가지로 분류된 직접구매자, 판매사업자, 구역전기사업자로 구분하는 것입니다. 총 정산금 중 직접구매자 분을 먼저 제외하고 남은 정산금에 대해 구역전기사업자에 대해서는 '유효'구매전력량을 판매사업자는 나머지를 비율에 따라 정산합니다. 이를 이해하기 위해 가장 좋은 그림을 전력거래소 정산규칙해설서에서 찾을 수 있습니다. 

4. 한계

제목에서 밝힌 바와 같이 전력시장과 대금 정산에 대해 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자의 관점으로 내용을 살펴보았습니다. 하지만, 전력시장은 훨씬 더 많은 이해관계자(직접전력구매자, 판매사업자, 구역전기사업자, 비중앙급전발전기 보유, 수력/양수 발전사업기 등)가 있는데, 이 글에서는 모든 참여자들에 대해 충분히 반영하고 있지 못합니다. 

두번째로 모든 시장이 그렇겠지만 법률 및 규칙의 변경에 따라 현재 시점에 쓰여진 이 글은 향후 효용이 없어질 수 있습니다. 가령, 해설서에는 존재하는 여러 계수들이 없어지거나 명칭이 바뀌거나 통합되는 것을 확인할 수 있었습니다. 또한, 긴급정산상한가격과 같이 그전에 없었던 것들이 생기기도 합니다. 따라서 이 글은 현재 전력계통 운영체계가 존재한다는 가정 하에 큰 틀을 이해하는 수준으로만 받아들여야 하며, 세부적인 항목을 알아볼 경우 개정된 법률 및 규칙을 확인해야 합니다. 

마지막으로 내용의 오류 발생 가능성입니다. 전력거래소에서 전력시장을 운영하거나, 발전사에서 입찰을 진행해 본 적이 없이 문헌 그대로 내용을 보고 해석한 것이기 때문에 실제와는 차이가 발생할 수 있습니다. 더 나아가, 각 발전기별 특성 (예를 들어, 가스터빈 / 수차 등)에 대해 알고 있는 지식의 깊이가 충분하지 않기 때문에 다루지 못한 내용들이 있다는 점을 고려해 

5. 참고

[1] 전기사업법 (법률 제19003호, 2022.10.18., 일부개정)

[2] 전력거래소, 『전력시장운영규칙 (230503, 공고)』

[3] 전력거래소, 『2019 정산규칙 해설서』

[4] 전력거래소, 『2022년도 전력시장통계』

[5] 집단에너지사업법 (법률 제19005호, 2022.10.19., 일부개정)

[6] https://en.wikipedia.org/wiki/Gas_turbine

[7]전력거래소, 『2022/2023년 적용 기준용량가격 재산정 (221129 공고)』

[8] 전력거래소, 『전력시장운영규칙 (230404, 공고)』

[9] 산업통상자원부, 『(산업통상자원부 고시 제2023-053호) 2023년 4월 적용 긴급상한가격 고시』

1. 개요

국내의 난방 방식은 경제발전과 궤를 같이 했다고 할 수 있습니다. 산업화 이전 목재를 활용한 난방부터, 70년대의 연탄 보일러를 거쳐 석유 및 가스 보일러 형태로 발전했습니다. 난방기기 및 연료의 변화와 더불어 난방 방식도 변화하였는데, 이전의 각 가구 또는 열 사용 주체별 개별난방과 중앙 집중방식으로 일정 지역에 열을 공급하는 지역난방 방식이 새롭게 생겨났습니다.

일반적으로는 개별난방 방식이 활용됩니다. 단순하게 공급배관망만 연결되어 있으면 도시가스를 이용할 수 있고, 배관망 보급이 원활하게 이뤄지기 어려운 도서산간지역에서는 LPG를 통해 난방이 가능합니다.

하지만, 일정 규모 이상으로 열과 전력 수요가 밀집되어 있는 경우 규모의 경제를 활용하여 난방에너지와 전력을 동시에 공급하는 시스템의 타당성이 확보가 되고, 이를 지역난방이라고 일컫습니다.

1.1. 지역난방의 개념

국내의 많은 사업들은 법에서 정한 테두리에서 이뤄지는 경우가 많습니다. 특히, 에너지 / 인프라 사업의 경우 법을 더 심각하게 따라야 하는데, 지역난방 사업의 경우 『집단에너지 사업법』을 따르게 됩니다. 법에 따라 정의된 지역난방은 다음과 같습니다.

지역냉난방사업 : 난방용, 급탕용, 냉방용의 열 또는 열과 전기를 공급하는 사업. (자가 소비량을 제외한 열생산용량이 5,000,000kcal/h 이상)

그리고 이러한 사업을 영위하기 위해서 일정 기준(1-열생산용량이 전기생산용량보다 클 것, 2-에너지효율이 일정 기준 이상일 것)을 넘어야 하며, 이에 대한 계산방식이나 기준은 산업통상자원부의 고시를 통해 확인할 수 있습니다.

현재 지역난방 사업자로 구분된 사업자들은 다음과 같습니다.

1.2. 4세대 지역난방의 개념

현재 지역난방은 LNG 기반의 열병합발전(CHP)인 경우가 많습니다. 에너지원으로 폐기물 자원화(소각), 매립지 가스, 바이오매스(목재) 등 다른 연료를 사용하기도 하지만, 수용가에서 비교적 가깝게 설치되어야 하는 지역난방 발전소의 특성상 폐기물 / 매립지 보다는 상대적으로 거부감이 적은 LNG가 선택될 것으로 보입니다. 물론, LNG 역시 거부감도 많습니다.[2]

시점이 조금 지났지만, 지역냉난방에 활용되는 연료 사용량에 대한 통계(2018)가 있습니다. 대부분 LNG가 사용됐고 그 다음으로 벙커C유가 활용됨을 확인할 수 있습니다. [3]

이런 상황에서 전통적 지역난방 모델의 한계를 극복하고 기후변화 시대에 대비한 지속가능한 미래 지역난방 사업모델로 도입된 것이 4세대 지역난방(4th Generation District Heating, 4GDH)입니다. 4GDH의 가장 중요한 특징은 기존 100℃ 이상의 고온수를 이용하는 것이 아닌, 50~60℃ 수준의 온수를 공급하는 것 입니다. 이를 가능하게 하는 것은 열교환기 기술이 핵심입니다.

위 그림에서 확인할 수 있는 것처럼 중앙집중방식의 CHP의 연료전환(바이오, 폐기물 등)에 더불어, 자연에서 발생하는 재생에너지와 산업단지 / 데이터센터 등 다양한 열발생원에서 잉여열을 활용하는 방안입니다. [4]

기존 3세대의 고온 열 공급 기반 사업 모델에서도 비슷한 시도는 있어 왔으나, 실패했던 이유는 국내에서 일반적으로 사용하는 고온수(100~120℃)의 공급 조건을 맞추기 위해서는 새로운 기술들의 가격 경쟁력 확보가 어려웠기 때문입니다.

하지만, 지역난방 네트워크의 온도를 낮춤으로써 기존 연소를 통한 열 활용 영역부터 미활용 에너지 및 신재생에너지를 활용한 저온 열과 그 중간까지 아우를 수 있는 Cascade 방식이 가능해질 수 있습니다.

 3. 해외 기술 동향

4세대 지역난방의 기술은 굉장히 포괄적이다 보니, 해당 분야를 깊게 연구하거나 업무를 했던 사람이 아닌 이상 완벽하게 파악하기는 어려운 점을 고려해 일부 확인가능한 프로젝트들을 중심으로 정리하고자 합니다. 그 중에서도 재생에너지와 섹터커플링(P2H)을 중심으로 한다는 점을 참고하여 주시기 바랍니다.

2.1. 4DH 프로젝트

EU에서 진행되고 있는 산학연 협력 프로젝트로 저온 열공급 뿐 아니라, 다른 기술(신재생에너지 등)과 융합하는 것을 지향하고 있습니다. 분산열원, 신재생에너지원 활용, 양방향 에너지 거래 등을 목표로 하고 있습니다. [1]

이를 위해 가장 주목받는 것은 IoT기반의 스마트 에너지 시스템 구축입니다. 에너지의 거래, Cascade 방식을 운영하기 위해서는 기본적으로 사업자와 수용가의 정보 공유 및 개별최적화가 필요하기 때문입니다. 스마트 미터를 활용하여 모니터링을 하고 최적화된 운영 시스템 개발/도입을 통해 지역난방 네트워크 운영의 유연성을 확보가 가능해질 것으로 기대됩니다.

일정 수준 이상의 온도가 필요할 경우 급탕 공급 온도를 한시적으로 높여줄 수 있는 마이크로 히트펌프를 적용하는 방식 역시 관심을 끌고 있습니다.

4DH 홈페이지 : https://www.4dh.eu/about-4dh/4gdh-definition

2.2. 독일, 코페르니쿠스 프로젝트

코페르니쿠스 프로젝트를 통해 '26년까지 에너지 시스템 전환을 위한 R&D 사업을 추진하고 있습니다. [6]  [6]해당 프로젝트는 (1) 전력망 개발 (2) 재생에너지 변동성에 따른 에너지 집약적 산업 공정 보완 (3) 정책 수단 연구 (4) 잉여 재생에너지원을 다른 에너지로 전환/저장(P2X)를 목적으로 하고 있습니다.

특히, P2X의 경우 지역난방에 직접(수소와 같이 향후 연료로 사용되어 간접적으로 활용될 수 있는 경우 제외) 활용할 수 있는 P2H 프로젝트는 LivingH2, WindNODE 두가지로 확인됩니다.  수소나 메탄을 만드는 경우가 전체 59개 사업 중 절반(29개)을 차지하고 있는 반면, 열은 상대적으로 관심이 덜한 상황이죠. 현재 사이트가 닫혀 정확한 프로젝트 개요를 얻기 힘든 WindNODE는 제외하고, LivingH2에 대한 간략한 설명만 보자면 다음과 같습니다.

※ LivingH2 (https://erig.eu/livingh2/)

3년('20~'22)간 실행된 수소 연료전지 실증 프로젝트로 재생에너지를 활용 연료전지 시스템을 통해 열병합발전을 실행 및 연료전지 MEA (Membrane Electrode Assembly) 개발을 목표로 한 프로젝트 입니다.

2.3. 덴마크 P2X 전략

덴마크는 산업부문별로 P2X 전략을 세워 2050년까지 탄소중립을 달성하겠다는 목표를 공표하였습니다.[6] 발전 / 운송 분야에 강점이 있는 덴마크인만큼 대부분 연료 분야에 활용하겠다는 전략이 많은데, 아주 일부에서 P2X 설비에서 나오는 잉여 열을 활용해 지역난방에 활용하는 계획이 있습니다.

2.4. 노르웨이 Drammen Fjernavarme 히트펌프 

노르웨이 오슬로 인근 Drammen에는 해수를 이용한 히트펌프가 설치되어 있습니다. 여름에는 대기보다 시원하고 겨울에는 따뜻한 해수를 활용하는 방식인데, 14MW 규모를 가지고 지역난방에 활용하고 있습니다.

2.5. 전극 보일러 (E-boiler, Electrode Boiler)

E-boiler는 연소나 전기저항에 의한 열을 통해 가열하는 방식이 아닌 물을 도체로 이온을 활용해 가열하는 방식입니다. 기존 방식과 비교했을 때 작은 공간 차지, 저소음, 적은 전력 소모 등의 장점이 있어 향후 유망한 기술로 평가받고 있습니다.

화석연료 연소하여 물을 가열하는 보일러를 대체하기 위해서 전기를 활용한 보일러 기술들도 도입을 계획하고 있는 회사들이 있습니다. 스웨덴의 대표적인 전력기업인 Vattenfall사는 암스테르담에 2040년까지 열 공급을 위해 150MW 규모의 E-boiler 설치를 위한 허가/보조금 승인을 받았음을 발표했습니다. 이전 '19년도에는 베를린에서 120MW 규모 E-boiler를 사용 개시를 한 바 있습니다. [8]

이런 것들을 가능하게 하는 E-boiler는 노르웨이 PARAT사에서 공급하고 있습니다. Vattenfall사는 자신의 프로젝트를 위해 50MW 수준의 보일러를 발주한 것으로 확인되며[9], 이 회사는 고전압 전극보일러를 통해 75MW 수준까지 가능하다고 공유하고 있습니다. [10]

3. 국내 기술 동향

해외에 비해 국내는 상대적으로 4세대 지역난방 분야에 많이 뒤쳐진 후발주자로 보입니다. 여기서는 같은 설비인 E-boiler의 비교, 국내 주요 지역난방 공급업체이자 공기업인 지역난방공사 및 서울에너지공사가 추진하고 있는 사업들을 소개합니다. 

3.1. E-boiler 국내 현황

국내에서는 뉴에너지라는 회사에서 E-boiler를 개발하고 있는 것으로 파악되고 있지만, 아직 지역난방 규모의 솔루션은 아닌 것으로 보입니다. (현재 초점은 일반 주거/상업 수준의 난방을 목표로 마케팅을 진행하고 있습니다.) [11]

3.2.  지역난방공사 P2H 시범사업

한국지역난방공사는 집단에너지와 연계하여 전력과 열 부문간 결합(P2H)하는 섹터커플링 시범사업을 추진하고 있습니다. [12] 산업부 공모로 추진되는 이 사업은 3년간(~'25) 산학연 연구로 진행되며, 이를 통해 잉여 재생에너지에 대해서 열로 전환하는 유연성을 제공할 수 있을 것으로 기대됩니다.

이 프로젝트를 주도하고 있는 한국지역난방공사 담당의 인터뷰에 따르면, 전극보일러를 중심으로 개발될 것으로 보이며 이를 위해서 전력계통과 연계해 실시간으로 제어하는 장치 / 시스템을 중심으로 개발할 것으로 보입니다.[13]

3.3. 마곡지구 스마트에너지시티 조성

서울에너지공사는 친환경 스마트에너지시티로 조성 중인 마곡지구에 4세대 지역난방 실증을 '20년부터 시작하여 '23년 본격 운영 예정입니다. 해당 사업은 스마트 그리드 시스템을 구축해 1) 난방 공급 정보 실시간 수집, 2) 정보에 대해 생산자와 수용가간 양방향 소통을 하는 것을 목표로 하고 있습니다. 더불어, 단열 성능을 높인 패시브 주택단지를 도입해 4세대 지역난방을 실증을 시작한다고 밝혔습니다.[14]

4. 참고자료

[1] 에너지경제연구원, "4세대 지역난방의 기술 및 정책 동향" (Energy Fous, 2017년 여름호)

[2] 전자신문, "[이슈분석] LNG 발전 건설 두고 갈등 격화 … '브리지 전원'이 위험하다"  https://www.etnews.com/20210702000045

[3] http://www.kdhca.co.kr/Stat/fuel

[4] Aalborg Universitet, "Progression of District Heating - 1st to 4th generation"

[5] Ralf-Roman Schmidt, "Smart Cities and the role of district heating and cooling" ('14.8 발표)

[6] 에너지경제연구원, "그린에너지 통합 시스템(섹터커플링)의 탄소중립 기여도 분석"

[7] https://en.wikipedia.org/wiki/Drammen_Heat_Pump

[8] https://group.vattenfall.com/press-and-media/pressreleases/2021/vattenfall-to-build-europes-largest-e-boiler-in-amsterdam

[9] https://www.parat.no/pl/informacje/vattenfall-invests-in-large-eboiler-system-in-amsterdam/

[10] https://www.parat.no/en/products/industry/parat-ieh-high-voltage-electrode-boiler/

[11] http://www.n-energys.com/30

[12] 에너지 신문, "국내 최초 집단E 연계 섹터커플링(P2H) 시범사업 추진", https://www.energy-news.co.kr/news/articleView.html?idxno=85737

[13] kharn, "[인터뷰] 장동환 한국지역난방공사 박사", http://www.kharn.kr/news/article.html?no=18061

[14] http://www.kienergy.net/cop/bbs/selectBoardArticle.do;jsessionid=DEAF7788BF12B2191CDBC5CCC4C3B6B8?bbsId=BBSMSTR_BBBBBBBBBBBB&nttId=1812&bbsTyCode=BBST01&bbsAttrbCode=BBSA02&authFlag=Y&pageIndex=1