보고서 정보
주관연구기관 |
에너지경제연구원 Korea Energy Economics Institute |
보고서유형 | 최종보고서 |
발행국가 | 대한민국 |
언어 |
한국어
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발행년월 | 2014-11 |
과제시작연도 |
2014 |
주관부처 |
산업통상자원부 Ministry of Trade, Industry and Energy |
과제관리전문기관 |
에너지경제연구원 Korea Energy Economics Institute |
등록번호 |
TRKO201500001200 |
과제고유번호 |
1105009240 |
사업명 |
에너지경제연구원 |
DB 구축일자 |
2015-05-02
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초록
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2. 내용 요약 및 연구 결과
가. 석유ㆍ천연가스 개발과 온실가스 배출
석유와 천연가스는 탐사ㆍ개발ㆍ생산하는 과정, 즉 상류부문 단계에서도 비록 최종소비 단계에서보다는 적은 양이지만 상당량의 온실가스가 배출되고 있다. Carbon Trust(2008)에 따르면 석유ㆍ천연가스 탐사 및 생산 단계에서의 온실가스 배출량은 전 세계 온실가스 총배출량의 약 1∼3%를 차지한다.
석유ㆍ천연가스 탐사 및 생산 단계에서 발생하는 온실가스의 주요 배출원은 i) 연료의 연소, ii) 배기, iii) 소각, 그리고 iv) 탈루성 누출로
2. 내용 요약 및 연구 결과
가. 석유ㆍ천연가스 개발과 온실가스 배출
석유와 천연가스는 탐사ㆍ개발ㆍ생산하는 과정, 즉 상류부문 단계에서도 비록 최종소비 단계에서보다는 적은 양이지만 상당량의 온실가스가 배출되고 있다. Carbon Trust(2008)에 따르면 석유ㆍ천연가스 탐사 및 생산 단계에서의 온실가스 배출량은 전 세계 온실가스 총배출량의 약 1∼3%를 차지한다.
석유ㆍ천연가스 탐사 및 생산 단계에서 발생하는 온실가스의 주요 배출원은 i) 연료의 연소, ii) 배기, iii) 소각, 그리고 iv) 탈루성 누출로 분류할 수 있으며, 온실가스 배출은 주로 연료 연소와 가스 소각으로 부터 발생하는 것으로 알려져 있다. 국제 석유ㆍ가스생산자협회의 2012년 통계자료에는 연료 연소와 가스 소각이 석유ㆍ천연가스 탐사 및 생산부문의 온실가스 총배출량(배출원이 확인된 배출량 기준)에서 각각 55%와 32%를 차지하는 것으로, 2개 부문이 87%를 차지하는 것으로 나타났다.
또한 CO2, CH4 등의 온실가스 배출은 시추, 완결, 생산 등 석유ㆍ천연가스개발 과정의 다양한 단계에서 발생하며, 각 단계별로 발생하는 온실가스 배출량은 적용기술과 설비, 지질구조ㆍ심도ㆍ함수율 등의 지질조건 등에 따라 달라진다. 육상 유ㆍ가스전의 경우, 개발 단계별로 온실가스 배출을 살펴보면 5단계 즉, i) 시추리그이동 및 현장준비, 철수, ii) 유ㆍ가스정(井) 시추, iii) 완결리그이동 및 철수, iv) 유ㆍ가스정완결(셰일가스의 경우, 수압파쇄와 환류 공정 포함), 그리고 v) 생산단계로 분류할 수 있다.
i) 시추리그이동 및 현장준비, 철수 단계와 iii) 완결리그이동 및 철수 단계에서는 주로 수송연료 연소로 인해 온실가스가 배출된다. 이는 연료 연소 과정에서 온실가스가 발생하므로 i) 시추리그이동 및 현장준비, 철수 단계와 iii) 완결리그이동 및 철수 단계에서는 온실가스 가운데 주로 CO2가 배출되고, CH4과 N2O는 상대적으로 소량만 배출된다. ii) 시추 단계에서는 주로 탄화수소를 연료로 사용하는 내연엔진을 이용하여 굴착이 이루어지며, 이 과정에서 연료 연소로 인한 온실가스 배출이 발생한다. iv) 유ㆍ가스정 완결 단계에서는 완결 유체 및 파이프, 정두 등의 설비수송과 스크린, 튜빙 등 생산설비 설치작업이 이루어진다. 이에 따라 이들 과정에서 각각 수송연료 연소로 인한 온실가스 배출과 내연엔진의 연료 연소로 인한 온실가스 배출이 발생하게
된다. v) 생산 단계에서는 채굴된 원유와 가스, 물의 분리 및 처리공정과 물 또는 공저펌프 등을 이용한 회수증진공정, 생산물 처리시설 보수 및 노후 설비 교체 등의 생산시설 유지 관리 등이 이루어지며, 이과정에서 온실가스가 배출된다. 아프리카와 같이 가스 인프라 미비로 인해 수반가스 생산의 상업성이 없어질 경우에는 수반가스를 소각하는데 이 과정에서도 온실가스 배출이 발생한다.
한편 탐사 및 생산부문의 탄소원단위는 석유, 천연가스자원의 종류에 따라 다르게 나타난다. 최근 전통 자원에 비해 탐사 및 생산 단계에서 더 많은 온실가스를 배출하는 것으로 평가되는 오일샌드, 셰일가스 등 비전통 자원개발 사업이 확대되면서 이 단계에서의 온실가스 배출량은 더욱 늘어날 전망이다. 오일샌드는 전통 석유와 달리, 점도가 매우 높은 초중질유인 비투멘이 모래 및 점토와 혼합되어 매장되어 있다. 따라서 생산과정에서 점성도를 낮추기 위해 스팀 또는 탄화 수소 용매주입 등의 별도의 공정을 거쳐야 한다. 또한 오일샌드는 황함량이 높고 수소 함량이 낮아 정제 과정을 거치기 전에 많은 에너지를 필요로 하는 화학적 개질 과정을 거칠 필요가 있다. 이러한 과정에서 오일샌드는 전통 석유보다 훨씬 많은 연료가 연소되고 디젤 엔진이 사용되므로 단위 생산당 배출되는 온실가스는 더 많아지게 된다.Charpentier et al.(2009)에 따르면, 노천 채굴과 개질 과정을 거쳐 생산하는 오일샌드 인공합성원유의 생산과정에서의 온실가스 배출량은 boe당 0.062∼0.164CO2eq,이고, 지하회수법과 개질 과정을 거쳐 생산하는 오일샌드 인공합성원유의 생산과정에서의 온실가스 배출량은 boe당 0.099∼0.176CO2eq이다. 이러한 결과는 전통 원유에 비해 오일샌드가 단위 생산당 3∼7배 많은 온실가스를 배출한다는 것을 의미한다.
셰일가스의 경우에도 천연가스가 매우 치밀한 암석층인 셰일층에 넓게 분포해 있기 때문에 전통 가스와 달리 시추 및 생산 과정에서 넓은 지역의 저류층에 접촉할 수 있도록 하는 수평시추 공정과 유체를 흐를 수 있게 하는 수압파쇄 공정이 추가로 필요하다. 또한 전통 가스생산보다 더 많은 시추정을 필요로 한다. 이 과정에서 셰일가스는 전통 가스보다 훨씬 많은 에너지 연소와 디젤엔진 사용, 배기, 탈루성 누출 등으로 단위 생산당 배출되는 온실가스는 더 많아지게 된다. Broderick et al.(2011)은 셰일가스 시추 및 생산 시 연료 연소로 인한 온실가스가 전통 가스보다 가스정당 약 348∼438tCO2eq 추가로 발생되는 것으로 분석하였다. 이와 더불어 전통 가스와 비교하여 셰일가스는 생산과정에서 배기와 탈루성 누출로 인한 CH4배출이 더 많은 것으로 나타난다. 특히 수압파쇄 후 다시 지표로 회수된 파쇄유체를 환류유체라 하는데, 이 과정에서 전통 가스 생산과정에서는 발생하지 않는 다량의 CH4가스가 배출된다. Howarth et al.(2011)에 따르면 셰일가스정당 환류유체의 탈루성 누출로 인한 CH4배출량은 370천∼6,800천㎥로 매우 넓은 범위를 나타낸다.
전통 가스 대비 셰일가스 생산 과정에서 발생하는 추가 온실가스의 배출원단위 크기는 가스정당 회수율에 따라 다르게 나타난다. 즉, 대상사업별로 단위 생산당 추가 온실가스 배출량은 다르게 나타날 수 있다. 가스정당 천연가스 생산량이 많을수록(즉, 생산성이 높을수록), 파쇄공정으로 인한 추가 배출량이 전체 온실가스 배출량에 미치는 영향은 낮아지므로 전통 가스와 셰일가스의 온실가스 배출원단위 차이는 좁아질 것이다. Broderick et al.(2011)은 셰일가스 생산과정에서 전통 가스보다 TJ당 약 3.01∼16.9tCO2eq(boe당 0.02∼0.10tCO2eq)의 온실가스를 추가로 발생시키는 것으로 분석하고 있다. 한편 Howarth et al.(2011)은 CH4의 지구온난화지수를 Shindell et al.(2009)에 따라 20년 기준으로 적용하면 셰일가스의 전주기 온실가스 배출량이 단위 열량당 석탄보다 20%에서 2배 가까이 큰 것으로 나타나는 등 석탄과 비교한 셰일가스 전주기 온실가스 배출량이 논란이 되고 있다.
나. 석유ㆍ천연가스 개발사업에 대한 기후변화 리스크
석유ㆍ천연가스 개발사업은 기후변화에 따른 규제 강화와 기후조건 변화, 소비자 행동 변화 등으로 과거에는 없던 새로운 리스크에 직면하고 있다. 즉, 석유ㆍ천연가스 개발사업에 탐사 리스크, 가격 리스크등 기존의 고유한 리스크에 더해 기후변화로 인한 규제 리스크와 물리적 리스크, 소비자 행동 변화 등의 기타 리스크는 석유ㆍ천연가스 수요 변화, 운영 및 자본비용 증가, 생산성(능력) 감소, 조업지역 제한등의 직ㆍ간접적인 영향을 미쳐 석유ㆍ천연가스 개발사업의 경제성과 확인매장량의 가치 변화, 기업 가치 변화 등을 가져올 것으로 예상된다. 다만 이들 기후변화 리스크의 발생 가능성과 영향 정도는 지역, 국가에 따라 다르게 나타날 것으로 보인다.
규제 리스크는 석유ㆍ천연가스 수요 변화와 운영비용 증가 등을 초래해 석유ㆍ천연가스 개발사업의 경제적 리스크를 심화시킬 것으로 전망된다. 즉, 기후변화의 영향이 점차 확대되고, 기후변화 규제뿐 아니라 물리적ㆍ기술적ㆍ소비자 행동 변화 등의 복합적 요인들로 인해 저탄소 경제로의 이동이 이루어지면서 석유ㆍ천연가스 수요는 변할 것이다. OECD/IEA(2014b)에 따르면, 석유 수요는 에너지ㆍ기후변화정책(규제)에 크게 영향을 받을 것이다. 이에 산업화 이전 대비 장기간 평균 상승온도를 2℃ 이내로 억제시키기 위한 강력한 에너지ㆍ기후변화정책(규제) 도입을 가정한 450시나리오 하에서, 2040년 석유 수요는 신(新)정책시나리오와 현(現)정책시나리오보다 각각 32.0mb/d와 44.7mb/d 감소할 것으로 전망된다. 이는 2013년 세계 석유 수요(90.1mb/d)의 각각 1/3과 1/2에 해당하는 규모이다. 더욱이 450시나리오 하에서는 2012년 현재 석유 소비의 1/2이상을 차지하는 수송부문에서 에너지효율 개선 정책이 시행되고 전기 및 가스, 수소자동차 등이 확대되면서, 석유 소비는 2012∼40년 동안 연평균 0.9%씩 감소할 것으로 예측하였다. 이러한 석유 수요의 감소는 이를 공급하는 석유개발사업의 매출액 급감과 자산가치 하락으로 이어져 막대한 재정적ㆍ경제적 리스크로 작용할 수 있다. 또한 석유 수요가 급감하면서 신(新)정책시나리오보다 450시나리오 하에서는 유가도 낮은 수준에서 형성될 것으로 전망되어 그 리스크 영향은 더욱 클 것으로 보인다.
천연가스 수요도 450시나리오 하에서, 신(新)정책시나리오와 현(現) 정책시나리오보다 2040년에 각각 1.1tcm(2012년 세계 천연가스 수요의 1/3에 해당)과 1.6tcm(2012년 세계 천연가스 수요의 1/2에 해당) 감소할 것으로 전망된다. 이는 천연가스를 공급하는 천연가스 개발사업의 매출액 급감과 자산가치 하락으로 이어져 막대한 재정적ㆍ경제적 리스크로 작용할 수 있다. 다만 한 가지 주목할 점은 가장 강력한 기후변화정책(규제)가 도입되는 450시나리오 하에서도 천연가스 수요는 2040년까지 증가세를 나타내는 것으로 전망된다는 것이다. 즉, 천연가스가 석유보다는 파급효과가 낮을 것으로 평가된다. 다른 화석연료에 비해 친환경적인 천연가스는 탄소제약환경에서 석유, 석탄에 비해 경쟁력을 가지며, 이는 천연가스가 저탄소 에너지체계로 나아가기위한 과도기적 구실을 할 수 있는 에너지원으로 작용할 수 있게끔 하기 때문이다.
또한 기후변화 규제에 따른 추가적인 탄소 비용 발생은 석유ㆍ천연가스 개발사업의 운영비용 및 생산비용 증가로 이어져 상류부문 사업의 경제성에 리스크 요인으로 작용할 수 있다. OECD/IEA(2013a)에 따르면, tCO2eq.당 50불의 탄소 비용이 부과될 경우 합성원유와 초중 질유, 비투멘, 케로젠 등은 생산 비용이 배럴당 10불 이상 증가하여 경제성 확보가 어려워질 수도 있다. 탄소세 인상 등의 더 강한 경제적 조치들이 취해져 탄소 비용이 150불/tCO2eq.로 증가할 경우에는 유가가 배럴당 100불 이상을 유지해야 비전통 석유자원의 경제성이 확보되는 것으로 나타난다.
다만 석유ㆍ천연가스 개발사업의 온실가스 배출량이 증가하고 있기는 하지만 여전히 최종소비부문에 비해 미미하다는 점과 EU ETS의 경우 석유ㆍ천연가스 개발사업이 탄소누출사업으로 분류되어 2019년까지 무상할당한다는 점을 고려할 때, 당분간 기후변화 규제는 석유ㆍ천연가스 개발사업의 경제성에 직접적인 리스크 요인으로 작용하지는 않을 것이다. 그보다는 석유ㆍ천연가스 수요를 변화시킴으로써 그 파급 효과가 이들 에너지원을 생산ㆍ공급하는 석유ㆍ천연가스 개발사업에 리스크로 작용하는 간접적인 형태로 나타날 것으로 평가된다. 물론 앞으로 배출권거래제가 강화되고 노르웨이의 탄소세와 같은 규제가 확산된다면, 이러한 규제는 석유ㆍ천연가스 개발사업의 경제성에 직접적인 리스크 요인으로 작용할 것이다.
물리적 기후요인 변화, 즉 해수면 상승과 평균 기온 및 강수량의 변화, 허리케인, 태풍 등의 열대성 저기압 등의 변화는 석유ㆍ천연가스 개발기업에게 운영 및 자본비용 증가, 생산성(능력) 감소, 조업지역 제한 등의 직ㆍ간접적인 영향을 미쳐 석유ㆍ천연가스 개발사업의 경제성과 확인매장량의 가치 변화 등을 가져올 것으로 예상된다. 특히 석유ㆍ천연가스 개발지역이 기후변화에 취약한 해양 및 심해, 초심해로 확대되고, 개발자원이 물(水) 스트레스 지표 변화에 취약한 셰일가스 등 비전통 자원으로 확대되면서 물리적 기후요인 변화의 영향은 더욱 커질 것으로 보인다. 더욱이 물리적 리스크는 물리적 기후변화의 결과로 규제 신설, 평판 하락, 지역사회와의 마찰이나 사회적 소요, 손실책임을 둘러싼 운영권자와 지분참여기업 간 법정 소송으로 번질 수 있어 다른 리스크들, 즉 규제 리스크와 평판 리스크, 법정 소송의 리스크, 국가ㆍ지정학적 리스크 등을 심화하는 것으로 나타난다.
규제적 리스크와 물리적 리스크 외에, 기후변화는 소비자 행동 변화와 평판 하락, 불안정한 사회ㆍ경제적 환경 등의 리스크를 발생시켜 석유ㆍ천연가스 개발기업에 석유ㆍ천연가스 수요 변화, 생산성(능력) 감소, 기업가치 하락 등의 영향을 미칠 것으로 예상된다. 다만 이러한 리스크는 석유ㆍ천연가스 개발사업의 경제성에 직접적으로 영향을 미치기보다는 간접적으로 영향을 줄 것으로 평가된다. 다만 이들 리스크의 발생가능성과 영향 정도는 지역, 국가에 따라 다르게 나타날 것으로 보인다. 또한 이들 리스크는 가까운 미래에 영향을 주지는 않을 것으로 보인다. 기후변화에 대한 소비자와 투자자의 이해가 선진국을 중심으로 확산되고 있기는 하나 경제적 상황 등에 밀려 직접적인 행동 변화로 나타나기에는 아직 많은 시간이 필요할 것으로 보이기 때문이다.
다. 주요 석유ㆍ천연가스 개발기업의 대응전략
자원개발 부문도 다른 산업 부문과 기후변화 대응을 위한 온실가스 감축 노력이 가시화되기 시작하였다. 최근 관련 기업들이 탄소가격을 상류부문 사업의 수익성 평가에 고려하는 등 기후변화 대응에 좀 더 적극적인 행보를 보이고 있다. CDP, SEC 등에 제출한 석유ㆍ천연가스 개발기업의 공개자료에 따르면, 대부분의 석유ㆍ천연가스 개발기업은 기후변화 리스크를 인식하고 이에 대한 대응방안을 마련하고 있다. 물론 기업별로 세부 리스크 요인과 그 영향에 대한 평가는 다르게 나타난다. 그러나 여전히 자원개발을 포함한 석유ㆍ가스 부문의 기후변화에 대한 대응정도 및 공개정도는 낮은 것으로 평가하고 있다.
본 연구에서는 메이저 기업인 Chevron과 Total, 상ㆍ하류 일관체계를 구축하고 있는 대규모 국제석유기업인 Eni, 독립계 기업이면서 셰일가스 개발사업을 적극적으로 추진하고 있는 Anadarko, 그리고 대표적인 오일샌드 개발기업인 Suncor의 온실가스 배출현황과 기후변화 위험 및 기회요인, 대응전략을 분석하였다. 세부 대응전략에서 차이를 보이기는 하지만, 이들 기업은 기후변화 대응을 위한 주요 전략으로 i) 기후변화 리스크 및 기회요인을 충분히 분석하여 이를 기업의 전사적 위험관리프로그램에 통합하여 관리하고 있다. Chevron의 사례를 살펴보면, Chevron은 전사적 수준에서 기후변화 위험 및 기회요인을 이사회 산하 공공정책위원회와 HSE그룹, 경영계획, 탄소시장팀, 세브론기술벤처에서 평가하고 있으며, HSE그룹은 운영 리스크와 기회들을 지속적으로 인지하고 내부 위험 관리 프로세스를 개발하여 운영 리스크를 확인ㆍ해결하고 있다. 또한 탄소규제로 인한 재정적, 운영상의 영향을 예측하여 이를 경영계획에 반영하고 있으며, 탄소시장팀은 기존 및 향후 정책과 규제에 대한 영향을 평가하는 툴을 개발하고 탄소가격 예측을 통해 잠재적인 재정적 리스크를 평가하고 있다. 세브론기술벤처는 에너지효율 개선, 바이오연료 생산기술 등을 개발하여 Chevron이 새로운 사업기회를 개척할 수 있도록 하는 역할을 담당한다. 전사적 수준과 함께, 자산 및 프로젝트 수준에서도 기후변화 위험과 기회요인을 평가하고 있다.
다음으로, ii) 기후변화를 고려한 단기 및 장기 사업전략을 수립하여 추진하고 있다. Total의 사례를 살펴보면, Total은 2008년부터 기존설비의 자본지출을 포함한 모든 신규 투자결정 시 탄소 비용을 고려하고 있으며, 장기적으로 탄소원단위 감축을 위해 원유와 가스 간, 전통 자원과 비전통 자원 간 균형 있는 자산 포트폴리오를 설정할 계획이다.
세 번째, 기후변화 관련 위험을 관리하고 그 영향을 저감시키기 위한 전략으로 iii) 모든 설비에 대한 총괄적인 인벤토리 작성과 온실가스 배출자료를 포함한 통합정보시스템 개발을 추진하고 있다. Chevron과 Anadarko, Suncor 등은 온실가스 배출 인벤토리를 작성하고 온실가스 배출 및 에너지사용량 보고 시스템 개선을 지속적으로 추진하고 있다.
네 번째, 기후변화 대응을 위한 온실가스 감축방안으로 iv) 상류부문의 가스 소각 감축을 추진하고 있다. Total의 사례를 살펴보면, Total은 전체 온실가스 배출의 약 30%가 수반가스의 소각으로부터 발생하고 있어 온실가스 감축에 있어서 가스 소각 감축은 매우 중요하다고 할 수 있다. 이를 위해 Total은 2005년부터 세계은행의 GGFR 파트너십의 회원국으로서 2005∼14년 간 Total 조업지역에서의 가스소각을 1/2로 감소하는 목표를 자발적으로 설정하여 추진하고 있다. Eni도 직접적 온실가스 배출량 중 약 20%가 가스 소각으로부터 발생하고 있어 가스 소각 감축을 적극적으로 추진하고 있다.
다섯 번째, 온실가스 감축과 수익 창출을 위해 v) 에너지효율 개선을 추진하고 있다. Total은 에너지효율 개선을 통해 에너지소비를 감소시켜 온실가스 배출을 감축시키는 전략을 추진하고 있으며, 상류부문의 경우 설비의 에너지진단과 다른 형태의 설비들과의 에너지 효율성 비교를 통해 신규 프로젝트 설계의 최적화를 추진하고 있다. Suncor는 에너지효율 및 플랜트 신뢰성 개선이 단기간에 온실가스 배출을 감축할 수 있는 가장 효과적인 방안으로 보고 모든 육상 설비에 대한 총괄적인 에너지관리시스템을 구축하여 에너지효율 개선을 도모 하고 있다.
여섯 번째, 온실가스 감축과 수익 창출을 위해 vi) CCS 기술개발을 추진하고 있다. Total은 CCS가 에너지소비로 인한 온실가스 감축에 주요한 역할을 할 것으로 보고, 오일샌드 개발과 고농도의 CO2,를 함유한 천연가스의 LNG 개발 및 생산에 대한 CCS 적용의 타당성 평가등의 CCS R&D와 파일럿 프로젝트에 참여하고 있으며, Suncor도 오일샌드 개발ㆍ생산과정에서의 온실가스 저감을 위해 CCS 기술개발을 적극적으로 추진하고 있다. Suncor는 대표적인 오일샌드 개발기업으로 상류부문 온실가스 배출량의 대부분이 오일샌드 개발 및 생산으로 부터 발생하고, 향후에도 이러한 추이가 바뀌지 않을 것으로 보여 온실가스 저감 방안으로 에너지효율 개선과 함께 CCS 개발을 적극 추진하는 것으로 보인다.
그 외 vii) 재생에너지원 개발과 viii) 기후변화 정책입안자 및 산ㆍ학ㆍ연과의 공조 강화, ix) 기후변화 관련 정보 공개 등을 기후변화 대응전략으로 추진하고 있다.
한편 오일샌드 개발기업인 Suncor를 제외한 Chevron과 Eni, Total,Anadarko는 x) 기후변화 대응에 있어 천연가스가 주요한 역할을 수행 할 것으로 보고 천연가스 생산 증가 및 생산효율성 개선도 추진하고 있다. 예컨대 Suncor와 같이 자산이 대부분 석유로 구성되어 있는 기업을 제외하고는 탄소규제 하에서 천연가스가 경쟁력 있는 에너지원으로 자리매김할 것으로 보고 기후변화 대응전략으로 천연가스 개발확대를 추진하고 있다.
또한 셰일가스 개발사업을 대규모로 추진하고 있는 Anadarko는 xi) 운영 과정에서의 배기와 탈루성 누출로 인한 CH4 배출을 감소시키기위해 가스회수시스템 설치와 공압펌프의 전력원을 가스에서 태양발전으로 대체, 비효율적인 압축기 교체 등을 추진하고 있다. 장기적으로 는 환류유체로부터 천연가스를 분리하여 판매하는 시스템 개발을 통해 CH4배기 배출량을 크게 줄이는 전략을 가지고 있다. 이는 새로운 수익원 창출로도 이어질 수 있어 Anadarko에 새로운 좋은 사업기회가 될 것으로 보인다.
다만 xii) 온실가스 배출감축 목표 설정은 기업 여건에 따라 기후변화 대응전략으로의 적절성 여부가 달라질 것으로 보인다. 배출감축 목표 설정은 중ㆍ소규모 기업에는 경제적으로 큰 부담으로 작용할 수 있으며 자칫 사업축소로 이어질 수 있기 때문이다. Anadarko도 신규 개발로 인해 향후 5년 간 온실가스 배출이 늘어날 것으로 예측하여 온실가스 배출량 감축 목표를 설정하지는 않고 있다. CDP(2013b)에 따르면, 석유ㆍ천연가스 개발기업을 포함한 에너지 부문이 온실가스 저감 목표가 없는 최다의 기업군으로 조사되었다. 즉, 이들 기업은 기업 수준의 온실가스 저감 목표보다는 운영상이나 프로젝트 수준에서 에너지효율 개선을 목표로 운용하는 것을 선호하는 것으로 나타났다. 그러
나 이들 기업도 장기적인 관점에서는 기후변화 규제 강화에 대비하여 온실가스 배출감축 목표설정이 필요하다고 판단된다.
Abstract
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3. Research Results and Policy Suggestions
Resource developers have to deal with stricter regulations associated with climate change and physical changes in climate conditions. Demand for oil and natural gas will change and carbon costs will grow on the back of regulatory revisions, hurting profi
3. Research Results and Policy Suggestions
Resource developers have to deal with stricter regulations associated with climate change and physical changes in climate conditions. Demand for oil and natural gas will change and carbon costs will grow on the back of regulatory revisions, hurting profitability of upstream areas. The resource development sector will undergo significant changes, taking into account new challenges. Recently, global oil development companies have intensified their efforts for greenhouse gas emission reduction for climate change mitigation. For example, companies have decided to involve carbon costs in their feasibility tests for upstream areas. Chevron is one of energy developers that received positive reviews on their climate change mitigation efforts. Chevron has realized that regulatory revisions and changes in other elements, including climate conditions, consumer behaviors and company reputation, will bring new risks and fresh opportunities because pressure is mounting on climate change mitigation. In the end, it will bring significant impacts on the company’s financial and operational performances such as business operations, profits and costs. Chevron has come up with business strategies to deal with climate change. For example, the company introduced the risk management process, revised a business portfolio and participated in campaigns for climate change.
Korean oil developers should follow the footsteps of global oil producers. Comprehensive evaluation and management of risk factors and opportunities are imperative. Companies need to remain flexible to climate change and stay vigilant against new risk factors and business opportunities even though the speed and magnitude of climate change remain uncertain. In addition, companies have to reflect cost growth related to climate change in their capex calculations. An overhaul in the risk management and application of long-term strategies, including carbon dioxide capture and storage and reduction in natural gas burning, should be promoted together.
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