[논문]100 MW급 Power-to-Gas 시스템의 사전 경제성 분석

고아름; 박성호; 김수현

doi:10.7464/ksct.2020.26.1.55

100 MW급 Power-to-Gas 시스템의 사전 경제성 분석
The Economic Feasibility Analysis of 100-MW Power-to-Gas System 원문보기

청정기술 = Clean technology, v.26 no.1, 2020년, pp.55 - 64

고아름 (고등기술연구원 에너지환경연구팀) , 박성호 (고등기술연구원 에너지환경연구팀) , 김수현 (고등기술연구원 에너지환경연구팀)

초록
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재생에너지 3020 이행계획에 따라 재생에너지 발전 비중 증가에 대비해 잉여전력 저장 및 전력 공급 안정화 기술 필요성이 대두되고 있다. 이를 위해 수요 공급의 불균형으로 활용할 수 없는 전력을 수소 또는 메탄으로 전환하여 저장하는 Power-to-Gas 기술 개발이 활발히 진행되고 있다. 본 연구에서는 국내 실정을 반영한 Power-to-Gas 경제성분석을 수행하였다. 균등화 수소원가를 산정하기 위하여 Total revenue requirement 방법론을 활용하여 경제성 분석 방법론을 재정립하고, 국제에너지기구의 경제성 분석 결과를 통해 검증하였다. 연구결과 국내 기준 100 MW급 Power-to-Gas 시스템 균등화 수소원가는 kg당 8,344원으로 나타났다. 전기 비용, 수전해 장비 비용, 작동 연한에 따른 민감도 분석이 수행되었고, 재생에너지 이용 수소 생산비용과 천연가스 개질 수소 생산비용을 비교하여 경제성을 확보할 수 있는 조건을 제시하였다.

Abstract ▼ AI-Helper

According to the Korean Renewable Energy 3020 Implementation Plan, the installation capacity of renewable energy is expected to increase whereas technology for storing excess electricity and stabilizing the power supply of renewable energy sources is extremely required. Power-to-Gas is one of energy storage technologies where electricity is converted into gas fuel such as hydrogen and methane. Basically, Power-to-Gas system could be effectively utilized to store excess electricity generated by an imbalance between supply and demand. In this study, the economic feasibility analysis of Power-to-Gas reflecting the domestic situation was carried out. Total revenue requirement method was utilized to estimate the levelized cost of hydrogen. Validation on the economic analysis method in this study was conducted by comparison of the result, which is published by the International Energy Agency. The levelized cost of hydrogen of a 100-MW Power-to-Gas system reflecting the current economic status in Korea is 8,344 won kg-1. The sensitivity analysis was carried out, applying the main analysis economic factors such as electricity cost, electrolyser cost, and operating year. Based on the sensitivity analysis, the conditions for economic feasibility were suggested by comparing the cost of producing hydrogen using renewable energy with the cost of producing natural gas reformed hydrogen with carbon capture and storage.

주제어

표/그림 (10)

그림 Figure 1. Cost categories for the revenue requirement method of economic analysis of Power-to-Gas system [8].
그림 Figure 2. Validation results.
표 Table 1. Economic index (IEA) for validation [2]
표 Table 2. Economic index input summary
표 Table 3. Capital cost calculation summary
그림 Figure 5. Levelized cost of hydrogen for Power-to-Gas system with 30 year lifetime.
그림 Figure 3. Cashflow during the operating year.
그림 Figure 4. Levelized cost of hydrogen for Power-to-Gas system with 20 year lifetime.
표 Table 4. Variables and ranges for sensitivity analysis
그림 Figure 6. Levelized cost of hydrogen with different electricity cost and CAPEX.

AI 본문요약
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문제 정의

본 논문의 연구 결과를 통해 Power-to-Gas 시스템의 주요경제적인자를 파악하였고, 경제성 확보를 위한 범위를 제시하였다. 현재 기준으로 Power-to-Gas 시스템은 천연가스 개질과 비교하여 경제성이 떨어지나, 재생에너지 전력 비중증가로 인해 장주기 대용량 저장 시스템의 중요성이 점차증가될 것으로 예상된다.
본 연구에서 재생에너지 전기를 수소 형태로 변환하는 100MW급 Power-to-Gas 시스템의 기초 경제성 평가가 수행되었다. 이 연구의 목적은 Power-to-Gas가 재생에너지 전력의 간헐적 문제를 완화하기 위한 대규모 에너지 저장시스템으로서 가능성을 평가하는 것이다.
본 연구에서 재생에너지 전기를 수소 형태로 변환하는 100MW급 Power-to-Gas 시스템의 기초 경제성 평가가 수행되었다. 이 연구의 목적은 Power-to-Gas가 재생에너지 전력의 간헐적 문제를 완화하기 위한 대규모 에너지 저장시스템으로서 가능성을 평가하는 것이다. 국내 기준 100 MW급 Power-to-Gas 시스템 균등화 수소원가는 kg당 8,344원으로 나타났다.
이에 본 연구에서는 국내 수소경제 이행 추진에 활용할 수 있도록 국내 실정을 반영한 Power-to-Gas 기초 경제성분석을 수행하였다. 균등화 수소원가를 산정하기 위하여 Total revenue requirement 방법론을 활용하였으며, 국제에너지기구의 경제성 분석 결과를 통해 검증하였다[8].

가설 설정

과세소득은 Equation (3)과 같이 총 감가상각대상 자본투자비(TDI)에 수정된 가속 원가 회수법의 감가상각률(fMACRS,j)을 반영하여 산출한다. t와 TL은 법인세율과 과세기간을 나타내며, Equation (4)와 같이 TL+2년부터는 과세장부액(TXD)은 없는 것으로 가정하고 Equation (6)과 같이 산출된 이연법인세를 환급받는다.
수전해 장비 운전운영비는 CAPEX의 3%로 설정하였다[7]. 계산을 단순화하기 위해 잔존가치는 없는 것으로 가정하였다. 플랜트는 20년간 운전하며 15년을 회계년수로 설정하였다.
잉여전력량은 100MW로 가정하였다. 발전소 운영 인력은 7명으로, 연간 인건비는 5,000만원으로 가정하였다. 수전해 교체비용은 NRELH2A 프로그램 기준으로 적용하였다[18].
Power-to-Gas 시스템에서 부산물은 산소와 열이 될 수 있다. 본 연구에서는 저온형수전해만 고려하기 때문에 열은 생성되지 않으며, 계산의 단순화를 위하여 산소 판매는 고려하지 않았다.
64원 kWh-1으로 적용하였다[11]. 잉여전력량은 100MW로 가정하였다. 발전소 운영 인력은 7명으로, 연간 인건비는 5,000만원으로 가정하였다.
환율의 경우 2019년 기준 환율로서 1달러 1,170원을 적용하였다[12]. 자기자본(common equity)은 40%과 차입금(Debt)은 60%로 자본투자비가 형성되고 발전사 제공 데이터 기준으로 각 연간 이자(required annual return)는 6.2%이며, 가중평균자본비용(weighted average capital cost, WACC) 수식을 적용하여 계산하여 할인율은 6.2%로 가정하였다. 법인세와 주민세의 합으로 20% 적용, 주민세는 법인세의 10%를 반영하였다[13].

제안 방법

국제에너지기구(IEA), 국제재생에너지기구(IRENA), ENEA,독일의 에너지전환 정책연구소(Agora Energiewende)에서 P2G 시스템의 경제성을 분석하기 위하여 균등화 수소원가(Levelizedcost of hydrogen, LCOH)를 산정하고 그 결과를 제시하였다. 국제에너지기구(IEA)에서는 재생에너지기반 수소 생산 시 국가에 따라 균등화 수소원가는 kg당 2,925 ~ 7,020원 범위로 나타났다[2].
국제에너지기구에서 재생에너지원의 전력을 통해 수전해 하여 생산된 수소 원가에 대한 시나리오 별 민감도 분석을 수행하였다. 사전 경제성 분석 방법론의 신뢰도를 확인하기 위해 국제에너지기구에서 최근에 발간한 경제성 분석 보고서와 동일 조건에서 계산 결과를 비교하였다.
균등 수소원가에서 각 비용의 비중은 Figure 4(b)와 같이 전기비용이 61%, 보유 비용(carrying charge)은 31%, 운전운영비의 비중은 8%를 차지한다. 균등 수소원가 kg당 8,344원을 기준으로 CAPEX, OPEX, 전기비용, 할인율(WACC)에 대한 민감도 분석을 수행하였고 민감도 분석 범위는 Table 4과 같다. 전기비용 민감도 분석에서 0원부터 고려한 이유는 잉여전력의 전기는 그리드에 연결될 수 없어 사용가치가 떨어지고, 실제 신재생에너지 비중이 높은 유럽 일부 국가에서는 마이너스 전기까지 나타나기 때문이다.
균등화 총 연간 회수비용에 연간 수소 생산량을 나누어 균등화 수소원가를 산정하였다. Figure 4(a)와 같이 균등화 총연간 회수비용 약 396억원에 연간 수소 생산량 4,766톤을 나누어 균등 수소원가는 kg당 8,344원 결과가 나타난다.
세금반영연도가 15년이므로 수정된 조기원가회수제어(modified accelerated cost recovery system, MACRS) 15년 상각비를 적용하여 감가상각을 수행하였다[21]. 총 자본회수금액(total capital recovery)은 장부상 감가상각액, 이연법인세,자기자본금 건설배당충당금의 합으로 산정한다.
총 자본 투자비는 인플레이션을 고려한 플랜트 설비투자비, 시운전비, 운전자본, 건설배당충당금을 합해 산정한다. 시운전비는 한 달 치 고정운전운영비, 전 부하에서 한 달치 변동운전운영비, 한 달 치 전기비용, 플랜트 설비투자비의 2% 비용을 반영하여 산정하였다. 시운전은 운전하기 한 달 전 실시하므로 건설기간 마지막 해인 2022년 기준으로 인플레이션을 반영하였다.
시운전은 운전하기 한 달 전 실시하므로 건설기간 마지막 해인 2022년 기준으로 인플레이션을 반영하였다. 운전자본은 두 달 치 전기비용, 전 부하에서 두 달 치 변동운전운영비, 세 달 치의 노무비, 언급된세 비용의 25%의 예비비로 산정하였다. 운전자본도 2022년 기준으로 인플레이션을 반영하였다.
우리나라의 경우 아직 1단계로 재생에너지에 대한 영향이 크지 않아 잉여전력량을 정확히 산정하는데 어려움이 있다. 이에 전력거래소 미래 신재생 변동성을 고려한 실시간 운영예비력 확보 전략 연구 중 2030년 봄철 시뮬레이션 결과를 참고하여 잉여전력 방출 시간을 7시간으로 고려하여 이를 수소생산시간으로 설정하였다[15]. 입력 전력당 수소생산량은 3 MW급 PEM 수전해 Hydrogenics사 HyLYZER 600 제품 기준으로 입력 전력당 수소생산량은 206.
05%를 반영한 연간 약 5,733만원이 산정되었다. 자기자본금의 배당금과 차입금에 대한 이자는 연초 잔액을 기준으로 이자율을 적용하여 산정하였다. 법인세의 경우 법인세율 20%를 적용하여 경제성분석 방법론에서 제시된 수식으로 산정하였다.
추가적으로 주요 경제성 요인인 전기비용, 수전해 장비 비용, 작동 연한에 따른 민감도 분석을 수행하였다. 전기비용, 수전해 장비 비용의 민감도 분석을 통해 맥킨지에서 전망한 재생에너지를 이용한 분산형 수전해 수소 생산비용과 CCS 공정을 포함한 천연가스 개질 수소 생산비용을 달성하기 위한 수전해 장비 비용 및 전기 비용 범위를 제시하였다. 작동연한의 증가에 의해 순자본투자비와 운전운영비가 줄어들 수 있지만, 궁극적인 목표치인 CCS 공정 포함 천연가스 수소 생산비용을 달성하기 위해서는 저렴한 CAPEX와 전기 비용이 주요 이슈가 될 것이다.
균등화 수소원가를 산정하기 위하여 Total revenue requirement 방법론을 활용하였으며, 국제에너지기구의 경제성 분석 결과를 통해 검증하였다[8]. 추가적으로 Power-to-Gas 시스템 경제성 분석에 영향을 미치는 주요 인자인 전기 비용, 수전해 장치비용에 따른 민감도 분석을 수행하였다.
국내 기준 100 MW급 Power-to-Gas 시스템 균등화 수소원가는 kg당 8,344원으로 나타났다. 추가적으로 주요 경제성 요인인 전기비용, 수전해 장비 비용, 작동 연한에 따른 민감도 분석을 수행하였다. 전기비용, 수전해 장비 비용의 민감도 분석을 통해 맥킨지에서 전망한 재생에너지를 이용한 분산형 수전해 수소 생산비용과 CCS 공정을 포함한 천연가스 개질 수소 생산비용을 달성하기 위한 수전해 장비 비용 및 전기 비용 범위를 제시하였다.
계산을 단순화하기 위해 잔존가치는 없는 것으로 가정하였다. 플랜트는 20년간 운전하며 15년을 회계년수로 설정하였다.

데이터처리

국제에너지기구에서 재생에너지원의 전력을 통해 수전해 하여 생산된 수소 원가에 대한 시나리오 별 민감도 분석을 수행하였다. 사전 경제성 분석 방법론의 신뢰도를 확인하기 위해 국제에너지기구에서 최근에 발간한 경제성 분석 보고서와 동일 조건에서 계산 결과를 비교하였다. Table 1은 국제에너지기구에서 사용된 경제성분석 인자를 나타낸다[2].

이론/모형

Power-to-Gas 시스템의 기초 경제성 분석을 위해 연간 회수되어야 하는 총 비용(Total revenue requirement, TRR) 방법론을 사용하여 균등화 수소원가(LCOH)를 산정하였다[8,9].연간 회수되어야 하는 총 비용은 플랜트를 운영하는 동안 지출된 금액을 보상하기 위해 판매수익을 통해 연간 회수되어야 하는 비용이다.
Table 1은 국제에너지기구에서 사용된 경제성분석 인자를 나타낸다[2]. Total revenue requirement 방법론을 활용하고, 경제성분석 인자를 적용하여 균등화 수소원가를 산정하였다. 국제에너지기구에서는 배당금, 교체비용 등을 고려하지 않아 본 연구에서도 동일하게 적용하였다.
이에 본 연구에서는 국내 수소경제 이행 추진에 활용할 수 있도록 국내 실정을 반영한 Power-to-Gas 기초 경제성분석을 수행하였다. 균등화 수소원가를 산정하기 위하여 Total revenue requirement 방법론을 활용하였으며, 국제에너지기구의 경제성 분석 결과를 통해 검증하였다[8]. 추가적으로 Power-to-Gas 시스템 경제성 분석에 영향을 미치는 주요 인자인 전기 비용, 수전해 장치비용에 따른 민감도 분석을 수행하였다.
67 Nm3 h-1, HHV 효율 75%를 적용하였다[16]. 수소 밀도는 Universal Industrial Gases 데이터 기준을 적용하였다[17]. 전기비용은 2018년 SMP 평균가격 94.
발전소 운영 인력은 7명으로, 연간 인건비는 5,000만원으로 가정하였다. 수전해 교체비용은 NRELH2A 프로그램 기준으로 적용하였다[18]. PEM 수전해 수명은FLEXCHX 프로젝트 기준으로 59,000시간이 적용되었다[19].

성능/효과

균등화 수소비용에 대해 운전기간 변화에 따른 민감도 분석을 수행하였고 그 결과는 Figure 5에 나타나있다. Figure 5(a)와 같이 30년간 운전할 경우, 20년간 운전할 경우보다 균등화 수소원가가 kg당 333원이 감소하여 kg당 8,001원으로 산정되었다. 이는 작동연한을 증가시킴으로서 균등화된 CAPEX의비용이 감소되어 수소원가가 절감된 것으로 판단된다.
이는 작동연한을 증가시킴으로서 균등화된 CAPEX의비용이 감소되어 수소원가가 절감된 것으로 판단된다. 운전 기간을 20년으로부터 30년으로 증가시킴으로서 CAPEX와연관된 보유비용(carrying charge)의 비율이 Figure 5(b)와 같이 31%에서 28%로 감소하고, 운전기간이 증가함으로서 전기비용의 비중이 61%에서 64%로 증가하였다.

후속연구

현재 기준으로 Power-to-Gas 시스템은 천연가스 개질과 비교하여 경제성이 떨어지나, 재생에너지 전력 비중증가로 인해 장주기 대용량 저장 시스템의 중요성이 점차증가될 것으로 예상된다. Power-to-Gas 기초 경제성 분석 결과는 Power-to-Gas 시스템 개발을 위한 인센티브 또는 규제/세금 완화 정책들을 위한 방향을 제시할 수 있을 것으로 판단된다.
본 연구에서는 수소 생산비용 분석을 수행하였으나 공급비용 기준에서는 수소 저장비용, 운송비용 등을 고려하여 경제성이 크게 달라질 수 있다. 추후 이를 반영한 경제성 분석을 수행할 예정이다.

저자의 다른 논문 :

표제어: PCR

동의어: Packet Collision Rate

용어 설명 출처 목록 (6)

용어 설명: PCR은 세균 특이성이 있는 primer를 이용하여 적은 수의 세균이 있을지라도 쉽게 검출할 수 있는 유용한 방법이며, 이를 이용하여 구강 내 치면세균막이나 타액에서 직접 세균을 검출할 수 있게 되었다[8].

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