국가 에너지기본계획의 에너지믹스와 전과정평가 기반의 온실가스 배출계수 변화

Energy Mix based on the National Master Plan for Energy and Changes of Life Cycle GHG Emission Factors

Article information

J Korean Soc Environ Eng. 2025;47(4):277-288

Publication date (electronic) : 2025 April 30

doi : https://doi.org/10.4491/KSEE.2025.47.4.277

Dowan Kim ¹^,²

, Junbeum Kim ²^,

¹Environmental Technology Institute, Seoul National University of Science and Technology, South Korea

²Interdisciplinary research on Society-Technology-Environment Interactions, University of Technology of Troyes, France

김도완¹^,²

, 김준범²^,

¹서울과학기술대학교 환경공학과

²프랑스 트루아공대, 환경정보기술학과, 환경 및 지속가능성연구센터

^†Corresponding author E-mail: junbeum.kim@utt.fr Tel: +33-06-3420-6571

Received 2025 January 28; Revised 2025 March 26; Accepted 2025 April 1.

Abstract

에너지믹스는 전력의 온실가스 배출계수 산정의 핵심 근거가 된다. 이는 단순한 온실가스 관련 정책 평가뿐만 아니라, 전과정평가(LCA)를 기반으로 한 산업별 탄소발자국 산정에도 중대한 영향을 미친다. 따라서 에너지믹스 변화는 온실가스 배출계수에 적절히 반영되어야 하며, 해당 계수를 매년 공표하는 체계 마련이 필요하다. 본 연구의 목적은 에너지믹스의 변화에 따른 IPCC 및 LCA 기반의 온실가스 배출계수와 에너지부문의 온실가스 배출량을 제시하고, 국가 온실가스 감축목표(NDC) 달성 가능 여부를 검토하는 것이다. 이를 위해 본 연구에서는 전원별 IPCC 및 LCA 기반의 온실가스 배출계수를 제10차 전력수급계획에 따른 에너지믹스에 적용하여 연도별(`18~`36) 국가 전력의 온실가스 배출계수와 온실가스 배출량을 산정하고, NDC 달성 여부를 분석하였다. 분석결과, 에너지믹스의 변화에 따른 온실가스 배출계수는 급격히 변화하기 때문에 연차별 산정이 필요한 것으로 나타났다. 계획된 에너지믹스로는 전환부문의 온실가스 배출량이 159.9 백만톤CO₂eq으로 NDC인 149.9 백만톤CO₂eq 달성은 어려울 것으로 나타났고, 계획된 에너지믹스에서 화력발전의 비중을 10% 줄이고, 이를 해상풍력과 태양광발전으로 대체하면 목표달성이 가능할 것으로 나타났다. 또한, LCA 기반 온실가스 배출계수는 에너지믹스에서 수소와 암모니아 대신 해상풍력과 태양광발전을 확대하는 것이 2.5%를 추가 감축할 수 있는 것으로 나타났다. 따라서, 본 연구와 같은 방법론으로 연도별 온실가스 배출계수를 산정하면 에너지믹스 전환의 노력이 즉각적으로 반영될 수 있고, 에너지믹스를 계획함에 있어, IPCC 기반보다는 LCA 기반으로 에너지믹스를 구상하는 것이 실질적인 환경규제에 대응할 수 있는 수단이 될 것이다.

Trans Abstract

The energy mix serves as the basis for calculating the greenhouse gas (GHG) emission factor of electricity, and therefore has a significant impact not only on the evaluation of GHG-related policies but also on the carbon footprint of industries that use electricity in life cycle assessments (LCA). As such, there is a need to annually publish GHG emission factors that reflect changes in the energy mix. The purpose of this study is to present IPCC- and LCA-based GHG emission factors and GHG emissions for the energy sector based on changes in the energy mix, and to assess whether the nationally determined contribution (NDC) can be achieved under these conditions. To achieve this, the study applies Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) and LCA-based GHG emission factors for each power source to the energy mix outlined in the 10th Basic Plan for Electricity Supply and Demand, calculating annual (2018~2036) national electricity GHG emission factors and emissions, and analyzing the feasibility of meeting the NDC target. The analysis revealed that GHG emission factors fluctuate significantly with changes in the energy mix, underscoring the need for annual calculations. Under the planned energy mix, GHG emissions from the energy transition sector are projected to reach 159.9 million tons CO₂eq, which exceeds the NDC target of 149.9 million tons CO₂eq. However, reducing coal-fired power generation by 10% and replacing it with offshore wind and solar power could make achieving the target feasible. Additionally, the LCA-based GHG emission factors indicate that expanding offshore wind and solar power instead of relying on hydrogen and ammonia in the energy mix could achieve a 2.5% reduction. Therefore, adopting methodologies such as those used in this study to calculate annual GHG emission factors would allow efforts to transition the energy mix to be immediately reflected. Furthermore, when planning the energy mix, an LCA-based approach rather than an IPCC-based approach would provide a more effective means of responding to practical environmental regulations

Keywords: Energy mix; GHG; NDC; IPCC; LCA

Keywords: 에너지믹스; 온실가스; 국가 온실가스 감축목표(NDC); IPCC; LCA

1. 서 론

전 세계적으로 탄소중립(Net-Zero)이 국제 사회의 공통된 목표로 자리 잡으면서, 각국은 온실가스 감축을 위한 구체적인 계획을 마련하고 있다[1]. 한국은 2050년 탄소중립 실현을 선언하며, 국가 온실가스 감축목표(NDC)를 2030년까지 기존 대비 40% 감축하겠다는 도전적인 목표를 제시하였으며, 국내 온실가스 배출량의 전환 부문은 `2023년 국가 전체 온실가스 배출량(잠정)의 약 32.1%를 차지한다[2], 석탄과 LNG 같은 화석연료 기반 발전에 대한 높은 의존도는 에너지믹스 변화와 탄소 배출 저감 기술의 도입을 통해 적극적으로 개선되어야 한다[3,4]. 에너지믹스는 탄소 배출을 줄이기 위한 핵심 전략으로, 재생에너지와 신에너지 등 무탄소･저탄소 에너지원의 활용이 중심이 된다. 주요 에너지원에는 태양광, 풍력, 수력, 원자력, 수소, 암모니아 등이 포함된다[5]. 이러한 기술들은 자연적 조건이나 기존 화석연료 발전을 대체하는 기술로 직접적으로 에너지의 탄소집약도를 줄일 수 있다[6]. 탄소배출 저감기술로는 에너지 생산 및 소비 효율화 기술이 있다[7]. 에너지효율화는 촉매 등을 사용하여 에너지를 보다 효과적으로 생산하거나, 디지털 기술 및 고효율 설비, 발전시설 운영 효율화 등을 통해 소비효율을 줄여 온실가스 감축에 기여할 수 있다[7,8,9].

한국 정부는 이러한 변화의 일환으로 제10차 전력수급기본계획(2023년)을 통해 2030년과 2036년을 목표로 한 중장기 발전계획을 수립했다[10]. 본 계획은 석탄 발전의 단계적 감축, 재생에너지 및 수소·암모니아 기반 발전의 확대, 그리고 원자력 발전 비중 조정을 포함한 에너지믹스 전환을 핵심으로 한다. 이러한 발전 전략은 국내 목표를 넘어 국제적 에너지 전환 흐름과도 맞닿아 있다. 국제적인 환경 규제인 탄소국경조정제도(Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM)는 2026년부터 시행할 예정으로 탄소배출 범위는 상품 제조 과정에서 배출되는 직접배출 뿐만 아니라 생산에 사용된 전기를 만드는 과정에서 발생하는 간접배출까지 모두 포함하기 때문에, 글로벌 탄소 규제에 대응하기 위해 필수적이다[11]. 그동안 제품에 대한 수많은 전과정평가(Life Cycle Assessment: LCA) 연구에서 제조 시 발생되는 온실가스는 전기 사용에 의한 온실가스 간접배출도 상당한 양을 차지하는 것으로 알려져 있다[12,13]. CBAM이 본격적으로 시행되면, 화석연료 기반 전력 생산이 많은 국가의 산업 경쟁력이 약화될 수 있어 전력 부문의 감축 노력은 한국 경제의 지속가능성을 위해 더욱 중요하므로 온실가스 배출계수를 낮출 수 있는 에너지믹스 전략이 필요하다.

그러나, 온실가스를 고려한 에너지믹스 계획을 수립할 때 IPCC 방법론을 그대로 적용하는 것은 합리적이지 않을 수 있다. 예를 들어, 국가 승인 전력 온실가스 배출계수(소비단 기준: 0.4781 kgCO₂eq/kWh [14])와 전 과정평가(LCA)에 사용되는 배출계수(소비단 기준: 0.5303 kgCO₂eq/kWh [15]) 간에는 차이가 존재한다. 만약 국가 에너지 정책이 LCA 기준을 반영하지 않을 경우, 국내 기업의 글로벌 공급망 내 경쟁력 약화로 이어질 우려가 있다. 결론적으로 LCA에서 활용되는 온실가스 배출계수를 줄일 수 있는 방식으로 에너지믹스가 이루어져야 한다. 그럼에도 불구하고, 전원별 LCA에 기반한 연구가 부족한 실정이며, 여전히 IPCC에 방법론에 의한 온실가스 배출계수를 활용하여 마치 원자력, 수소와 암모니아를 무탄소 에너지로 간주하여 적극적으로 도입하려는 계획을 추진하고 있다. 물론 석탄화력발전에 비해 온실가스 배출계수는 낮출 수 있으나, 전 과정평가(LCA)에 적용되는 배출계수를 실질적으로 얼마나 낮출 수 있는지는 추가적인 분석이 필요하다.

다양한 선행 연구에서 전력 부문의 온실가스 배출량을 산정하기 위한 노력이 진행되어 왔지만, 대부분 온실가스 배출계수 산정수준에 초점을 맞추거나 특정 연도의 배출량 추정에 국한된 경우가 많다. 황욱 등[16]은 한국의 전력통계자료를 이용하여 발전원별 온실가스 배출계수를 산출하였으며, 무연탄 연소 스팀터빈은 1,109 gCO₂/kWh, 유연탄 연소 스팀터빈은 871 gCO₂/kWh, 중유 연소 스팀터빈은 730 gCO₂/kwh, 천연가스 544 gCO₂/kWh으로 보고한바 있다. 그러나, 이러한 결과는 한국의 많은 보도자료에서 인용되고 있는 국제원자력기구의 조사 결과와 상이하였다고 주장하였으며, 이는 전과정이 고려되지 않고, 직접배출량만이 고려된 것이 원인으로 사료된다. 정현록[17]은 석탄의 발열량에 따른 온실가스 배출계수를 산정하였으며, 열량이 낮을수록 온실가스 배출량이 높으며, 905.22 kgCO₂/MWh~960.07 kgCO₂/MWh이라고 보고하였다. 이는 무연탄과 유연탄과 같이 석탄의 종류에 따른 배출계수 산정이 필요함을 의미한다. 정승우[18]는 국내 LCI DB에 기반하여 산정한 온실가스 배출계수와 UNECE의 전력배출계수를 비교하였으며, 국내 석탄발전의 배출계수가 UNECE의 최대값인 1,095 gCO₂eq/kWh를 초과하며, 이는 LCI DB의 Brown coal의 높은 온실가스 배출 반영되었다고 주장하며, 국내 LCI DB의 최신화가 필요함을 주장하였다.

본 연구는 제10차 전력수급기본계획에서의 에너지믹스 변화에 따른 연도별 온실가스 배출계수를 발전 단계(Generation-based)와 소비 단계(Consumption-based)에서 각각 산정하고 배출량의 차이를 분석하여 에너지믹스의 타당성을 검토하는 것을 목적으로 한다. 특히, 기존에 잘 보고되지 않은 수소 및 암모니아의 온실가스 배출계수를 적용하여 기존 연구의 한계를 극복하고, 에너지믹스 변화가 탄소 배출에 미치는 영향을 체계적으로 분석한다는 점에서 기존 연구들과 차별화된다. 본 연구에서 제시되는 결과는 제10차 전력수급기본계획에서 제시한 2030년과 2036년의 발전원별 비율을 기반으로 해당 연도의 전력의 배출계수를 제공하므로, 에너지믹스의 적정성을 판단할 수 있다. 또한, 본 연구는 한국의 에너지 전환 전략이 온실가스 감축에 미치는 중장기적 효과를 분석함으로써, 에너지 믹스 조정이 탄소중립 목표 달성에 얼마나 기여할 수 있는지에 대한 통찰을 제공한다. 이를 통해 국가 차원의 에너지 정책 수립 뿐 아니라, 산업계와 국제 협상에서도 활용 가능한 과학적 근거를 제시하며, 나아가 CBAM 등의 국제 규제에 대응하는 데 중요한 자료로 활용될 것이다.

2. 연구방법 및 자료

2.1. 발전원별 발전량

에너지믹스에 따른 온실가스 배출량을 산정하기 위해서는 목표연도까지의 전원별 발전을 활동데이터로 활용하여야 한다. Table 1에 제10차 전력수급계획의 전원별 발전량 전망을 나타내었다. 안정적인 전력수급을 최우선 과제로 하면서, 경제성･환경성･안전성 등을 종합적으로 고려하여 전원믹스를 구성하기 위하여 수소와 암모니아의 사용이 계획된 것이 특징이다. `23년 이전 발전량 및 전력소비량은 한국전력통계를 활용하였고[19], `30, `36년의 발전량 및 전력소비량(목표 수요 기준) 예측은 제10차전력수급계획의 내용을 적용하였다. 수소 암모니아의 양은 `30년 기준 발전량을 수소 6.1 TWh, 암모니아 6.9 TWh로 계획되어 있으므로 해당 비율을 적용하였다.

Table 1.

Electricity generation based on energy source and mix. (Unit : TWh)

제10차전력수급계획을 보면 석탄발전은 석탄의 종류별 발전량이 제시되어 있지 않기 때문에 때문에 `30 및 `36년의 무연탄과 유연탄의 양은 각 년도 석탄 발전량에 `23년도의 무연탄 및 유연탄 발전량의 비율을 곱하여 산정하였다.

따라서, `23년 이전의 기타 신재생에너지의 전원(해양, 수소전지, IGCC(integrated gasification combined cycle))의 발전량은 신재생에너지는 에너지원별 발전량이 집계되고 있는 신재생에너지 보급통계를 활용하였다[20].

2.2. 발전원별 배출계수

에너지믹스에 따른 온실가스 배출량을 계산하기 위해서는 전원별 온실가스 배출계수가 필요하다. 국가 온실가스 배출계수에서 발전단은 0.4434kgCO₂eq/kWh, 소비단은 0.4781 kgCO₂eq/kWh를 적용하고 있다. 그러나, 그 세부 전원별 온실가스 배출계수는 공개하지 않고 있다. 반면, 제10차 기본계획에서는 개별 발전기 각각의 `19~`21년 온실가스 배출량 실적을 기준으로 발전기별 온실가스 배출계수를 산정하였다고 명시하고, 석탄 0.8362 tCO₂/MWh, LNG 0.3779 tCO₂/MWh, 원전은 무배출되는 것으로 제시되었다. 그러나, 이는 특정 3개 전원만을 제시하고 있고, 기타 IGCC나 석유 발전 등의 온실가스 배출계수에 대해서는 공개하지 않고 있다. 따라서, 세부 전원별 온실가스 배출계수를 적용할 필요가 있다.

IPCC 방법론에 따르면 직접 배출되는 것만 온실가스 배출에 해당되기 때문에 재생에너지나 수소･암모니아는 온실가스 무배출로 적용하였다. IGCC에 의한 온실가스 배출계수는 국내에서 아직 제시된 연구가 없으므로, 태안IGCC의 값인 650 gCO₂eq/kWh를 적용하였다[21]. 석유 발전에 의한 온실가스 배출계수는 별도로 없기 때문에, 프랑스에 위치한 발전소에서 사용되는 1차 연료 소비로 인해 발생하는 CO₂ 배출량만 고려한 배출계수인 777 gCO₂eq/kWh를 적용하였다[22]. IPCC 바이오매스는 에너지가 아닌 임업 및 기타 토지 이용(AFOLU) 범주에서 고려되어야 한다고 명시되어 있으므로, 바이오매스 발전은 바이오매스 연소로 인한 온실가스 배출계수는 무배출로 적용하였다[23]. 기타(Other)은 증류탑폐열, 여열회수, 천연가스압터빈, 부생가스, 폐기물에너지의 합계에 해당하지만, 구체적인 발전원별 발전량은 제시되지 않고 있다. 따라서, 평균 국가 평균 배출계수(443.4 gCO₂ eq/kWh)를 적용하였다.

LCA 기반 온실가스 배출계수는 국내 LCIA 데이터셋 및 문헌에서 LCA를 통해 도출된 배출계수를 가장 우선적으로 적용하였으며, 국내에 없는 경우, IPCC, 개별 연구 순으로 배출계수를 적용하였으며, 그 결과를 Table 2에 나타내었다.

Table 2.

GHG emissions of method 1 and method 2 based on Energy Sources.

국가 LCI 데이터베이스는 한국환경산업기술연구원(KEITI)이 EPD 데이터베이스 데이터 베이스용으로 제작한 모델을 기반으로 하고 있다. 이 데이터는 대표적인 기술을 보유한 회사에서 제공하는 산업 데이터를 기반으로 하므로 전기 생산의 현실을 반영하고 있다. 데이터는 한국 LCI 데이터베이스와 Ecoinvent v3.8과 같으며, 따라서 데이터 세트는 “cradle to gate”의 공급망에 대한 모든 관련 프로세스 단계 및 기술을 다룬다. 기능단위는 kgCO₂eq/kWh(3.6 MJ)이며, 바이오에너지, IGCC, 수소, 암모니아, 기타(other)에 대해서는 제공하고 있지 않아 관련 문헌 자료를 활용하였다. 데이터베이스에 따르면 원자력발전(15 gCO₂eq/kWh), 무연탄(1,451 gCO₂eq/kWh), 유연탄(1,031 gCO₂eq/kWh), LNG 발전(329 gCO₂eq/kWh), 수력발전(32 gCO₂eq/kWh), 태양광발전(128 g CO₂eq/kWh), 풍력(18 g CO₂eq/kWh), 해양(11 gCO₂eq/kWh), 연료전지(579 g CO₂eq/kWh), 중유발전(1,269 g CO₂eq/kWh), 양수 발전(712 g CO₂eq/kWh), 기타(512 g CO₂eq/kWh)이다[24-34].

IPCC [35]는 수명수기를 고려하여 발전소 건설, 연료 생산 및 폐기물 관리가 포함되며, 평균적으로 석탄은 820 gCO₂eq/kWh, LNG는 490 gCO₂eq/kWh, 바이오매스 발전은 230 gCO₂eq/kWh, 수력 발전은 24 gCO₂eq/kWh, 원자력은 12 gCO₂eq/kWh, 태양광은 48 gCO₂eq/kWh, 풍력 발전은 육상 및 해상 관계없이 11.5 g CO₂eq/kWh으로 보고하고 있다. 화력발전 중 석탄발전은 국내의 온실가스 배출계수의 차이가 큰데, 이는 국내 연료용 유연탄이 대부분 수입인데다, IPCC는 미분탄 발전으로 일반 석탄발전에 비해 연소 및 열효율이 우수하여 온실가스 배출계수가 더 낮은 것으로 사료된다.

바이오매스 발전은 아직 국내의 배출계수가 없으므로 IPCC 결과값인 230 g CO₂eq/kWh을 적용하였다[35]. 해양 발전은 Uihlein, A [36]의 연구의 배출계수 15~105 g CO₂eq/kWh보다는 다소 적은 값을 나타내었고, 이는 조수간만의 차로 인한 발전효율이 원인일 수 있다. Alyssa [37]는 폐기물의 수집부터, 발전, 소각재의 처리에 이르기 까지의 온실가스 배출특성을 분석하였으며, 폐기물에너지화의 온실가스 배출계수인 775 gCO₂eq/kWh를 적용하였다. IGCC는 CCS의 유무에 따라 배출량의 차이가 있다.

수소 발전이나 연료전지의 온실가스 배출량을 산정하기 위해서는 어떤 수소를 사용하는가에 따라 달라질 수 있다. 장소정[38]은 수소 생산방식에 따른 LCA를 통해 수소 1 kg생산의 온실가스 배출량을 산정하였다. 연구에서는 브라운수소는 7.83 kgCO₂eq/kg-H₂, 그레이수소는 7.51 kgCO₂eq/kg-H₂, 블루수소는 3.01 kgCO₂eq/kg-H₂, 그린수소는 0.41 kgCO₂eq/kg-H₂로 보고된 바 있다. 대기에는 약 0.04%의 이산화탄소가 포함되어 있지만, 이는 미미하므로 100% 수소로 작동하는 발전은 탄소 배출량이 없다고 간주하였다. 정부의 수소계획[39]을 보면 `30년 기준 그린수소 25만톤, 그레이수소 75만톤, 블루수소 94만톤을 보급할 계획이다. 본 연구에서는 보급 계획에 따른 수소 종류별 생산 비율을 적용하면 4.4 kg CO₂eq/kg-H₂이고, 수소 1kg의 에너지 함량은 33.33 kWh [40]이므로 수소발전에 의한 온실가스 배출계수는 130 gCO₂eq/kWh를 적용하였다. 다만, 이 값에는 수소 이송 등과 관련된 부분은 고려되어 있지 않아서 수소발전에서 전과정의 83.7~99.1%를 차지한다는 점을 고려하여 중앙값으로 91.4%로 나누어 보정하여 적용하였다[41].

IGCC는 CCS의 유무에 따라 배출량의 차이가 있다. IPCC에서는 IGCC 발전만의 온실가스 배출계수를 산출하지 않으므로 UNECE [42]에서 산출한 값 중 석탄 IGCC의 온실가스 배출계수(753~912 gCO₂eq/kWh)의 평균값인 832.5 gCO₂eq/kWh을 적용하였다.

TransitionZero [43]에 의하면 일본에서 발전 단계에서 암모니아 비중이 20%인 혼소･발전은 석탄발전(925 gCO₂eq/kWh) 대비 75%의 온실가스(693 gCO₂eq/kWh)를 배출하는 것으로 분석했다. 그러나 발전 단계뿐 아니라 생산, 수송, 발전 등 전 과정을 모두 고려하면, 그레이 암모니아 1,153 gCO₂eq/kWh, 블루 암모니아 336gCO₂eq/kWh, 그린 암모니아는 160g CO₂eq/kWh의 온실가스 배출계수를 갖는다. 본 연구에서는 그린 암모니아와 블루 암모니아를 1대1로 사용하는 것으로 가정하고, 해당 값의 평균 값인 248 gCO₂eq/kWh를 적용하였다.

상기의 IPCC 방법론인 M1(Method 1)과 LCA에 의한 방법론인 M2 (Method 2)에 따른 전원별 전력의 온실가스 배출계수를 Table 2에 제시하였다.

2.3. 에너지믹스에 따른 온실가스 배출량 분석

우리나라의 국가 제10차 전력수급계획과 2.1의 활동자료를 기반으로 연도별 에너지믹스를 적용하였으며, Table 3에 제시하였다. 각 온실가스 배출량은 eq 1에 따라 전원별 전력생산량에 온실가스 배출계수를 곱하고 합산하여, 산정하였다. 여기서 Power productioni는 발전원 i의 전력 생산량을 의미하며, EF_i는 발전원 i의 온실가스 배출계수를 의미한다.

Table 3.

Annual energy mix based on national master plan for energy and activity data. (Unit: GWh/year)

(Eq. 1) GHG emission=∑inPower Productioni×EFi

2.4. 2030 국가 온실가스 감축목표 NDC 달성을 위한 에너지믹스 제안

본 연구에서는 도출한 온실가스 배출계수를 기반으로, 에너지믹스 계획에 따라 2030년 국가 온실가스 감축목표(NDC)의 달성 가능성을 검토하였다. 그 결과 목표 달성이 어려운 경우, 이를 실현하기 위한 보완 방안을 제시하는 것을 목적으로 하였다.

전환 부문에서 국가 감축목표를 달성하기 위해서는 석탄 발전의 축소와 재생에너지 비중의 확대가 필수적이다. 원자력 발전은 탄소 감축에 효과적인 수단이지만, 입지 제한 등의 요인으로 인해 발전량을 추가로 확대하기 어려운 것으로 가정할 경우, 재생에너지의 확대가 핵심 대안이 될 수밖에 없다. 제10차 전력수급계획에서 여전히 발전량 중 석탄의 비율은 `30년에 19.7%에 달하며, LNG 발전도 22.9%에 달하므로 이를 신재생에너지로 대체하기 위한 노력이 필요하다.

본 연구에서는 해상풍력과 태양광발전을 확대한다는 개념에서 에너지믹스를 재검토하였다. Carbon Trust [44]에 따르면 한국의 해상풍력의 잠재량은 624 GW로 추정되었다. 해상풍력의 발전 이용률을 30%, 8760시간/1년을 가정하면, 약 1,639,872 GWh를 생산할 수 있으며, `30년 보급 발전량인 38,887 GWh에 비해 상당히 많은 잠재량을 보유하고 있음을 알 수 있다. 또한, 한국에너지공단[45]에 따르면, 국내 태양에너지의 기술적 잠재량은 연간 3,117 TWh로 보고되었다. 이는 `30년 보급 발전량인 59 TWh에 비해 상당히 많은 잠재량을 보유하고 있음을 알 수 있다. 따라서 화력발전을 줄이고, 줄인 양을 해상풍력과 태양광 발전으로 전환한다는 관점에서 국가 목표를 달성할 수 있도록 에너지믹스를 제안하였다.

3. 연구결과 및 토론

3.1. 에너지믹스에 따른 연도별 전력의 온실가스 배출계수

Fig. 1은 `18년부터 `36년까지의 에너지믹스 변화와 이에 따른 전력의 온실가스 배출계수를 보여주고 있다. 화석연료 기반 발전(LNG, 석탄, 석유 등)은 점진적으로 감소하고, 원자력발전, 재생에너지(태양광, 풍력 등), 청정에너지(수소, 암모니아, 연료전지 등) 비중이 크게 증가한다. 특히, `30년 이후 수소와 암모니아 발전이 에너지믹스에서 중요한 역할을 담당하며, 바이오에너지와 IGCC와 같은 저탄소 기술도 포함된다. 이러한 변화는 온실가스 배출 감소를 목표로 한 국가 에너지 정책의 일환으로, 탄소중립 달성을 위한 기술 도입과 에너지 전환을 나타낸다.

Fig. 1.

GHG emission factor and electricity generation by annual energy mix change.

발전단과 소비단의 온실가스 배출계수는 점진적으로 감소하며, 이는 에너지믹스 변화의 직접적인 효과를 반영하고 있다. 방법론에 따른 온실가스 배출계수를 보면 발전단 배출계수(빨간선)는 M1에서 `18년 약 0.475 kgCO₂eq/kWh에서 `36년 0.168 kgCO₂eq/kWh로 감소한다. 소비단 배출계수(검은선)는 발전단 배출계수와 유사한 추세를 보이며, M1에서 `18년 약 0.492 kgCO₂eq/kWh에서 `36년 0.174 kgCO₂eq/kWh로 감소하였다. M2에서 발전단은 `18년 0.573 kgCO₂eq/kWh에서 `36년 0.270 kgCO₂eq/kWh, 소비단은 `18년 0.593 kgCO₂eq/kWh에서 `36년 0.287 kgCO₂eq/kWh으로 감소하는 것으로 나타났다. 이는 화석연료 기반 발전의 축소와 청정에너지 확대로 인한 변화로 해석할 수 있으며, 그중에서도 수소와 암모니아 발전의 도입은 석탄발전을 직접 대체함으로써 전력 시스템의 탈탄소화에 크게 기여하고 있다. IPCC 방법론에서는 수소 및 암모니아 발전이 저탄소 기술로 평가될 수 있으나, LCA 방법론에서는 생산 과정에서 발생하는 내재 배출(에너지원의 생산 및 유통)을 고려하기 때문에 예상보다 높은 온실가스 배출을 유발할 수 있다. 수소는 재생에너지를 통해 수소를 생산하더라도 재생 에너지 장비의 제조, 설치 및 해체 과정에서 발생하는 온실가스가 발생한다[46]. 또한 암모니아를 합성하는데 수소가 사용되므로 수소생산에 의한 온실가스 배출이 포함된다[47]. 만약 해외에서 수입해오는 경우에는 수송과정에 의해 더 많은 온실가스를 유발할 수 있다[48].

본 연구에서 M1-EF(소비단)는 `21년 기준 0.4213 kgCO₂eq/kWh으로 나타나 국가 배출계수(소비단) 0.4781 kgCO₂eq/kWh의 오차율 11.9%로 나타내는데, 이러한 결과는 국가 기준 배출계수와 전원별 산정 방식 간의 차이, 그리고 본 연구에서 적용된 배출계수가 상대적으로 낮게 설정되었기 때문일 수 있다. 반면, M2-EF(소비단)은 `21년 기준 0.5040 kgCO₂eq/kWh로 환경산업기술원의 현장데이터 기반으로 개발한 국내 전력 탄소배출계수는 유럽 EF 3.1 영향평가 방법론을 적용했을 때 0.53 kgCO₂eq/kWh [49]대비 오차율은 6.0%였으며, 실제값보다 낮게 나타났다. 반면, Ecoinvent에서는 kWh당 계수를 `20년 기준 0.648 kgCO₂eq/kWh [50]으로 추산하고 있는 것에 비하면, 다소 낮게 나타났다. 이는 지금까지 Ecoinvent에서 적용된 석탄화력의 배출계수가 본 연구에서 적용한 화력발전의 전과정 온실가스 배출계수가보다 과대평가된 것이 원인으로 사료된다. Markewitz 등[51]은 2008년 이후 건설된 석탄발전에서 직접 온실가스 배출량이 700 gCO₂eq/kWh로 보고한 점을 고려했을 때, 이는 화력발전소 설립연수에 따라 온실가스 배출량이 큰 차이가 있기 때문이다. 따라서, 본 연구와 같이 국내의 전원별 전과정평가를 기반으로 하여 각 영향평가방법에 투명한 자료를 제공함으로써 온실가스 배출계수를 선제적으로 관리한다면, 국내 기업의 온실가스 규제에 대한 대응을 효과적으로 지원할 수 있을 것이다.

3.2. 에너지믹스에 따른 연도별 전력의 온실가스 배출량

Fig. 2는 `18년부터 `36년까지 에너지믹스 변화가 전환부문의 온실가스 배출량에 미치는 영향을 보여준다. `18년과 비교해 `36년에는 화석연료 사용이 대폭 감소하여, 온실가스 배출량이 급격히 감소하는 것을 확인할 수 있다. 국가 NDC 목표를 보면 전환부문에서 `18년 269.5 백만톤 CO₂eq에서 `30년 149.9 백만톤 CO₂eq로 설정하고 있다. 이를 위해서는 전환부문의 온실가스 배출계수가 급격히 감소해야 한다. 본 연구결과에 따르면 M1에 따른 방법론으로 `30년에는 159.9 백만톤 CO₂eq이 발생하며, `18년과 비교하였을 때 40.7% 감축에 해당한다. 이는 화력발전 부문에 감소가 주요 원인이며, 수소와 암모니아 발전을 도입하는 것은 의미가 있음을 보여준다. 수소와 암모니아는 `30년 이후 도입되며, 이중 수소는 배출량이 거의 없는 전력원이므로 전체 배출량 저감에 기여하며, 태양광 및 풍력 등 재생에너지 비중이 지속적으로 증가해 배출량 저감 효과를 증가시키고 있다.

Fig. 2.

Calculation of GHG emission based on the national emission factor.

반면, M2의 온실가스 감축량은 22.6%로 상대적으로 감축효과가 낮다. 이는 현재의 에너지믹스가 내재 탄소배출량을 적절하게 고려하지 못하고 있음을 나타낸다. 원자력이나 재생에너지보다 상대적으로 온실가스 배출량이 많은 수소와 암모니아의 사용량을 높이는 방향으로 계획이 수립되었기 때문이다. 결과적으로 현재 에너지믹스로는 국가 목표를 달성하기 어려울뿐더러, 환경규제 대응에도 적합하지 않아 보인다. 이는 수소나 암모니아를 도입하여 온실가스를 감축하는 효과는 제한적이며 NDC 목표달성이나 친환경 전력 공급을 위한 주요 수단이 될 수 없음을 의미한다. 따라서, 현재의 에너지믹스보다는 원자력 및 재생에너지의 비중을 보다 확대할 필요성이 있다.

또한 Fig. 2에서는 국가 전력 배출계수(`18년 및 `21년)를 기반으로 온실가스 배출량을 산정한 결과도 함께 제시되어 있는데, `18년도와 비교하면 M1이 높게 나타났으나, 이후부터는 M1보다 더 높은 발생량을 나타내고 있다. 또한, `23년 기준으로 `21년 국가 배출계수를 적용하면 14.7% 과대 산정되는 것으로 나타났다. 이는 국가 배출계수로 산정한 온실가스 배출량은 에너지믹스에 따른 온실가스배출 감축 효과가 반영되지 않기 때문이다. 반면, 본 연구의 방법론이 적용된 온실가스 배출계수를 적용하면 에너지믹스에 따른 탄소배출 감소 효과가 즉각적으로 반영된다. 따라서, 현재 국가 전력 배출계수는 국가 온실가스 인벤토리 작성, 정부 계획 및 이행에 활용되고 있는 만큼, 연차별 국가 전력 온실가스 배출계수 개발이 필요하다.

3.3. 국가 탄소중립목표 달성을 위한 에너지믹스 제안

에너지믹스를 구성할 때에는 전원의 다양화도 중요하지만, 정책의 실효성 제고와 환경규제대응을 위해서는 화력발전을 가능한 최대한으로 줄이고, 전원별 전과정평가 기반의 온실가스 배출계수를 기준으로 현실적으로 수용 가능한 범위에서 가장 낮은 전원 중심으로 에너지믹스를 계획하는 것이 바람직하다. 에너지믹스에 따른 온실가스 배출량 산정 결과를 Fig. 3에 제시하였다. Base는 `30년 에너지믹스에 따른 온실가스 배출량을 의미한다. Base-10%~40%는 `30년 기준 발전량은 그대로 유지한 상태에서 화력발전인 무연탄, 유연탄, LNG의 발전량을 10%~40%씩 각 발전원에서 감하고, 이를 태양광 및 풍력발전으로 대체하는 시나리오를 의미한다. 화력발전의 비중이 축소에 따라 온실가스 배출량은 급격하게 감소하는 추세를 나타내고 있다. M1 및 M2를 비교하였을 때, 해상풍력과 태양광발전이 화력발전을 대체하는 비율이 증가할수록 M1과 M2의 간격이 줄어드는 것을 확인할 수 있다. 이는 에너지믹스가 LCA의 온실가스 배출계수도 줄이는 효과가 있음을 의미하며, 대체 비율에 따라 M1은 45.0%, M2는 33.0%까지 추가적으로 감축할 수 있는 것으로 나타났다, 화력발전의 비율을 10% 줄이고, 해상풍력의 비중을 1.4%, 태양광의 비중을 12.3%까지 늘렸을 경우, 온실가스 배출량은 약 144.2 백만톤으로 나타나, 국가 목표인 149.9백만톤을 달성할 수 있을 것으로 나타났으며, 해당 시점에서 전체 발전량에서 차지하는 비율은 고려하면 해상풍력은 23.5%p, 태양광 발전은 29.5%p 증가 시켜야 한다.

Fig. 3.

Changes in GHG emissions by energy mix transition (Substitution of Thermal Power Generation).

수소 및 암모니아는 무탄소 에너지원으로 분류되고 있으나, LCA관점에서는 재생에너지보다 온실가스 배출량이 더 많으므로 이를 급격히 확대하는 것은 LCA관점에서 바람직하지 않을 수 있다. Fig. 4에는 `36년 기준 수소 및 암모니아 대신 재생에너지 중 해상풍력과 태양광 발전으로 대체하였을 때의 M1 및 M2에 따른 온실가스 배출량을 나타낸 것이다. 수소 및 암모니아를 계획에 따라 보급하면 M1의 온실가스 배출량은 112.0 백만톤, M2의 온실가스 배출량은 184.8 백만톤(0.295 kgCO₂eq/kWh)에 해당한다. 그러나, 이를 해상풍력과 태양광 발전으로 100% 대체하면 M2의 온실가스 배출량을 180.2 백만톤(0.290 kgCO₂eq/kWh)으로 줄일 수 있다. 대체에 따른 감축효과는 미미하지만, 수소 및 암모니아보다는 재생에너지를 확대하는 것이 바람직하다고 볼 수 있다.

Fig. 4.

Changes in GHG emissions by energy mix transition (Substitution with H₂ and NH₃).

따라서, 한국에는 해상풍력과 태양광 발전의 잠재량이 풍부하므로, 이를 우선적으로 활용하는 방안이 고려되어야 한다. 또한, 온실가스 내재량이 많은 수소와 암모니아는 보급에 목적을 두는 것이 아니라 재생에너지와 연계 등을 적극적으로 고려하여 청정연료의 형태로 도입될 수 있도록 공급망 체계를 구축하는 것이 바람직하다. 결론적으로는 NDC 달성을 위해서는 화력발전을 최소 10% 더 줄여야하며, 재생에너지 비중을 높이고, 장기적인 관점에서는 그린 수소와 암모니아를 도입하는 방향으로 에너지믹스를 구성해야 할 것이다.

그러나, 이러한 저탄소 에너지 전환은 많은 도전, 장벽 및 문제를 동시에 처리해야 하는 사회 기술적 전환이다[52]. 따라서, 보다 활발한 해상풍력과 태양광 발전의 기술적･경제적 제약 요인(입지, 기술 인프라, 비용 등)에 대한 논의가 보다 적극적으로 이루어질 필요가 있다.

4. 결론

본 연구는 발전원별 온실가스 배출계수를 활용하여 산정한 전력 온실가스 배출계수와 국가 전력 온실가스 배출계수를 적용하여 전력 발전 및 소비에 따른 온실가스 배출량을 산정하였으며, `30년 및 `36년 에너지믹스 변화에 따른 온실가스 배출량을 분석하였으며 다음과 같은 결론을 도출하였다.

연도별로 적용할 수 있는 IPCC 방법론과 LCA 방법론에 따른 온실가스 배출계수를 산정하였으며, 에너지 전환을 위한 노력이 반영되어 에너지믹스 변화에 따라 연동되는 배출계수를 산정할 수 있었다. 국가 배출계수와 IPCC 방법론의 에너지믹스 배출계수를 적용한 연차별 온실가스 배출량을 비교한 결과, `19년도부터 에너지믹스 배출계수보다 낮아지게 되며, 이는 국가 온실가스 배출계수가 매년 관리되지 않는다면, 이를 사용하여 온실가스를 산정하면 온실가스 배출량이 과대 산정될 수 있음을 의미한다. 다만, 본 연구에서 산정된 에너지믹스 배출계수의 오차율은 `21년 기준 IPCC 방법론은 11.9%, LCA 방법론은 6.0%로 나타났다. 이러한 오차는 연구에서 전원별 온실가스 배출계수를 가정함에 따라 발생하는 것이 주요 원인이므로 전력에 대한 IPCC 및 전과정평가를 매년 산정하여 공표할 수 있는 배출계수 산정체계 구축이 필요하다.

현행 에너지믹스 계획에 따른 온실가스 배출량을 산정한 결과 `30년 국가 NDC를 달성하기 어려울 것으로 나타났다. 이러한 결과는 기존의 에너지믹스 계획으로는 전환부문의 온실가스를 효과적으로 감축할 수 없음을 의미하며, 청정에너지인 수소와 암모니아를 도입하더라도 그 효과는 미미함을 의미하므로 에너지믹스의 재검토가 필요하다. 본 연구결과에 따르면 계획된 화력발전의 비중에서 추가적으로 10%를 감축하고 태양광발전과 및 풍력발전으로 대체하면 이를 달성할 수 있을 것으로 나타났다.

IPCC 방법론에 따르면 수소나 암모니아 발전은 무탄소 발전원이지만, 전과정 관점에서는 암모니아는 여전히 재생에너지보다 높은 온실가스 배출을 유발하므로 발전 부문의 온실가스는 여전히 배출된다. 따라서, 에너지믹스를 계획함에 있어서 온실가스 배출량을 산정할 때에는 IPCC의 배출계수를 고려하기 보다는 전과정평가 방법론에 기반하여 에너지믹스를 구성하는 것이 정책과 산업 측면에서 유리한 방안으로 사료된다.

그러나, 우리의 연구는 IPCC와 LCA 관점에서 에너지믹스 계획이 국가 목표달성 가능한지 여부를 판단하는데 중점을 두고 있고, 해상풍력과 태양광 확대 시, NDC 목표를 달성할 수 있다고 제안하였으나, 확대 계획의 현실적 가능성에 대해서는 충분히 다뤄지지 않았다. 따라서, 해상풍력과 태양광 확대를 위한 다양한 시나리오와 조건 등과 관련된 전략적 도입 및 타당성 검토에 대한 연구가 필요하다.

Notes

Acknowledgement

본 연구는 한국연구재단의 연구비 지원으로 수행되었습니다(과제번호: RS-2024-00406748). 이에 감사드립니다.

Declaration of Competing Interest

The authors declare that they have no known competing financial interests or personal relationships that could have appeared to influence the work reported in this paper.

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Year	Nuclear	Coal	LNG	New&Renewable Energy	Hydrogen & Ammonia	Other	Total
2030	201.7	122.5	142.4	134.1	13.0	8.1	621.8
2036	230.7	95.9	62.3	204.4	47.4	26.6	667.3

Category \ Year	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2030	2036
Nuclear	133,505	145,910	160,184	158,015	176,054	180,494	201,700	230,700
Anthracite coal	2,677	2,592	2,094	1,854	1,871	1,876	1,219	955
Bituminous coal	239,140	226,830	196,007	197,527	194,790	186,591	121,281	94,945
LNG	152,867	144,441	146,184	168,379	163,575	157,740	142,400	62,300
Hydro Power	3,359	2,789	3,877	3,055	3,541	3,716	4,219	4,559
Solar Energy	8,239	11,801	16,611	21,822	26,975	29,288	58,921	82,185
Wind Power	2,454	2,669	3,139	3,170	3,359	3,382	38,887	77,282
Bio Energy	2,952	5,076	4,991	6,919	9,215	10,187	13,329	13,365
Ocean	481	468	453	411	419	359	457	459
Fuel Cell	1,760	2,276	3,509	4,654	5,354	5,370	15,956	24,172
IGCC	1,688	1,018	2,353	2,125	1,945	1,870	2,377	2,384
Oil	7,117	3,521	2,321	2,413	1,569	958	1,079	3,551
Pumping	3,911	3,458	3,271	3,683	3,715	3,784	4,264	14,031
Others	10,495	10,191	7,168	2,783	2,019	2,432	2,741	9,018
H₂	0	0	0	0	0	0	6,100	26,500
NH₃	0	0	0	0	0	0	6,900	20,900
Total	570,647	563,040	552,162	576,809	594,400	588,047	621,829	667,306

Energy Sources			Method 1	Reference	Method 2	Reference
			IPCC		LCA
			gCO₂eq/kWh		gCO₂eq/kWh
Nuclear			0	[10]	15	[24]
Coal	Anthracite coal		836.2	[10]	1,451	[25]
Coal	Bituminous coal		836.2	[10]	1,031	[26]
LNG			377.9	[10]	329	[27]
New & Renewable energy	HydroPower		0	-	32	[31]
	SolarEnergy		0	-	128	[29]
	WindPower		0	-	18	[30]
	BioEnergy		0	-	230	[31]
	Etc	Ocean	0	-	11	[32]
		Fuel cell	0	-	579	[33]
		IGCC	650	[21]	833	[42]
Oil			777	[22]	1269	[13]
Pumping			0	-	712	[28]
Others			443.4		775	[34]
H₂			0	-	130	[38,39,40,41]
NH₃			0	-	248	[43]