서론
CCS 경제성 관련 연구는 2015년 파리협정 등 실질적인 행동을 촉구하는 기후변화협약의 추이로 인해 국가경제에 미치는 영향을 추정하는 관점으로까지 확대되고 있다. 이는 CCS 사업 등 이산화탄소 배출량 저감 공정이 기존의 생산활동에서 경제적으로 무시되어 온 비용요소를 제도 범위 내에 포함시킴으로써 기존의 경제질서에 부담을 지우는 효과를 초래할 것이기 때문이다. 한편, 석유 및 가스개발 사업 실적이 충분하지 않은 여러 나라들은 CCS 사업의 비용을 쉽게 예측하기 어렵다. 따라서 CCS를 정책적 대안으로서 고려하고 있는 많은 나라들은 석유 및 가스개발 사업 실적이 많거나, CCS 사업을 일정수준 이상으로 시행 및 실험한 나라들이 축적한 자료를 활용하여 자국에서의 CCS 사업비용을 추정해 볼 수밖에 없다. 이미 최근 수년에 걸쳐 다른 나라의 자료를 이용해 자국의 CCS 비용을 추정한 나라들은 기술개발과 자국 여건의 장점 활용을 극대화 시킬 필요성을 인지하여 비용 효율적인 대안을 찾기 위해 노력하고 있다.
우리나라도 석유 및 가스 개발 사업의 경험이 많지 않다. 또한 CCS 사업을 위한 실측작업도 충분하지 않기 때문에 현재 가능한 비용 예측 방법은 다른 나라의 선행 자료를 활용하는 것이다. CCS 사업의 구조는 일반적으로 포집부문, 수송부문, 저장부문으로 구분하는데, 이중 포집부문은 국가 혹은 지역적 차이로 인해 다른 기술을 요구하는 부분이 아니며(Akimoto et al., 2007), 따라서 선행연구 자료 혹은 실측자료를 통해 비용예측이 상대적으로 용이하다 할 수 있다. 또한 수송부문은 주로 파이프라인을 이용하는데, 우리나라는 도시가스 수송용 파이프라인을 비롯한 여러 파이프라인 건설 실적을 축적하고 있고, 동해 가스전 개발에도 파이프라인을 이용했기에 비용을 가늠해 볼 수 있는 상당한 자료를 보유하고 있다. 그러나 저장부문은 국내 석유 및 가스 개발 사업 실적이 많지 않아 상대적으로 비용예측에 어려움이 있어 관련분야 경험이 많은 나라들의 실적 자료를 이용해서라도 저장비용을 추정할 필요가 있다. 이에 본 연구는 관련 국내외 자료와 여러 선행연구가 제시한 모형 및 자료를 통해 저장비용을 추산하고자 한다. CCS 사업 전체 비용은 현재 CO2 저감 톤당 40-100USD 정도 소요되는 것으로 알려져 있어 비용절감 문제도 많은 관심을 받고 있다. 본 연구에서는 우리나라의 유가스 생산지를 저장소로 활용 가능하며, 기존 설비를 재사용할 수 있다는 전제하에 신규설비를 구축하는 경우와 재사용하는 경우 소요될 것으로 예상되는 비용을 추정한다.
선행연구
CCS 경제성 관련 연구는 실측 비용자료를 취득 및 정리하는 분야와 정리된 실측자료를 응용하여 계획된 사업에 비용을 예측하는 분야로 크게 나누어 볼 수 있다.
실측 비용자료는 주로 축적된 석유 및 가스 개발사업 실적을 통해 취득되는 것이 일반적이며, CCS 사업이 관심을 얻게된 초기 실증사업들을 통해 확인된 자료를 포함한다. 전자의 경우 저장소 여건에 따라 육상과 해상을 구분하여 구축하는데, 이는 육상과 해상의 경우 수송, 저장의 과정에서 육상과는 상이한 공정이 요구되기 때문이다. 후자의 경우는 육상과 해상뿐만 아니라, 석유‧가스전과 염대수층으로 구분하여 각각의 조합을 통해 크게 4가지 기준으로 구분하여 해당하는 소요비용을 구분별 합산하여 결과치 중심으로 공개한다.
CCS 사업은 대규모 공간과 설비, 고도의 기술을 달성한 고가 장비 등이 동원되며, 이에 따라 다량의 금전적 비용요구도 수반되는 사업인데 비해 아직은 정형화, 안정화된 공정이 검증되지 않은 상태이므로 사회 수용성도 높다고 보기 어렵다. 다만, 다수의 석유 및 가스 개발사업 등 유사공정을 요하는 사업을 기수행하여 지중 여건에 대한 정보가 충분하고, 저장소로서 여건이 검증된 경우에 한해 경제적 비용을 부담할 능력에 따라 시행할 수 있어 자료구축 단계에서도 많은 어려움이 있다.
그러나 현실적으로 CCS의 여건과 CO2 저감 필요성은 항상 호의적으로 조합되는 사항은 아니다. 때문에 많은 나라들은 CO2 저감의 방법으로 CCS를 고려하고 있지만 저장소를 선정하거나 저장소 운영의 비용을 예측할 만큼 충분한 정보를 축적하고 있는 경우가 지배적인 것은 아니다. 따라서 많은 연구는 공개된 실측자료를 이용해 자국 혹은 선정된 특정 사업의 비용을 가늠하는 방향으로 진행되었다.
한편, CCS 경제성 관련 연구의 최근 흐름은, 기준의 설정에 따라 다양한 방법이 있겠으나, 크게 3가지로 구분할 수 있는데, ① 지역에서의 CCS 사업 비용예측, ② 비용절감 방안 탐색, ③ 사회경제적 파급효과 추정이 그것이라 할 수 있다.
지역에서의 CCS 사업 비용예측은 실측자료를 통해 비용을 평균적으로 일반화한 선행연구에 따라 연구자의 관심 지역에 대해 CCS를 시행할 경우 소요되는 예산을 추정하는 것을 주요 내용으로 하는 연구를 뜻한다. 이와 같은 분야의 연구는 CCS가 관심의 대상이 되던 초기부터 진행되었던 것인데, 유가스전 개발 실적이 다수 축적되지 않은 지역에서 CCS사업의 비용을 예상하고자 할 때 주로 수행되는 기초연구이다. Jakobsen et al.(2017)은 시멘트 플랜트로부터 발생하는 CO2 문제를 완화하기 위해 CCS 적용을 고려하였으며, 비용추정 과정에서는 McCoy and Rubin(2008), ZEP(2015) 등의 자료를 원용하였다. Valentic et al.(2016)은 석탄화력발전의 문제점을 CCS를 통해 완화할 대안을 연구하였는데, CCS가 연계된 석탄화력발전의 비용을 추정하는 과정에서 ZEP(2011a, 2011b, 2013, 2014, 2015)의 평균적으로 제시된 자료를 적극 활용하였다. SACCCS(2013)은 남아프리카공화국의 CO2 저감방안의 연구와 관련하여 CCS 사업 시행의 비용을 ZEP(Zero Emission Platform)이 제시하는 일반화된 값들을 이용해 추산하였다.
비용절감 방안 탐색은 CCS 시행의 비용을 최소화시킬 수 있는 방안을 찾는 것이다. 대기 중의 CO2 문제는 20세기 말에 비로소 인식되었고, 21세기에 들어 실제적인 대응이 시작된 것이어서, 모든 CO2 저감기술은 비용절감의 이슈를 무시할 수 없다. 이와 같은 맥락에서 CCS의 비용절감 연구도 진행되고 있는데, 대부분은 특정 발전방식과 CCS 사업을 연계하여 발전방식별, CCS사업별 혹은 포집방식이나 에너지공급 방식의 조합에 따른 비용추정을 통해 경제적인 부담이 최소화되는 대안을 탐색하는 형태로 진행되고 있다. Craig et al.(2017)은 CCS를 유연하게 적용한 발전전략을 활용할 경우 발생하는 경제적 편익을 계량적으로 연구하였다. Pettinau et al.(2017)은 석탄발전의 경우에 대해 CCS가 결부된 다양한 CO2 완화방식 간 기술-경제성 비교를 연구하였다. Van der Wijk et al.(2014)는 대규모 풍력발전을 연계하여, 유연하게 CCS를 결부한 석탄발전의 편익을 추정하여 CO2 완화와 석탄발전의 활용에 대해 긍정적인 대안을 탐색하는 연구를 진행하였다. Siefert and Litster(2013)은 IGCC-CCS와 ICFC-CCS 방식의 총에너지 생산과 경제적 효과의 분석을 통해 상대적으로 효과적인 방안을 탐색하였다.
사회경제적 파급효과 추정 또한 CO2 완화의 모든 대안이 거쳐야할 과정이다. 사회경제적인 관점에서 CO2는 20세기말까지 비용에도, 생산물에도 고려하지 않았으나, 21세기에 들어 환경에 대한 문제와 관심이 증가함에 따라 재화생산에 부가 생산되는 비재화로서 경제에 포함되었다고 볼 수 있다. 따라서 기존에 고려하지 않았던 비재화에 대한 분석이 요구되어 부분적, 정태적 형태의 분석뿐만 아니라 거시적, 동태적 분석이 요구된다. 최근에는 CGE(Computable General Equilibrium) 혹은 DSGE(Dynamic Stochastic General Equilibrium) 등 경제시스템 형태의 분석이 주를 이루고 있는 것으로 보인다. Li et al.(2017)은 전기자동차의 경제적 파급을 추정하였는데, 전기자동차가 사용하는 전기의 생산 단계에서 CO2가 발생하므로 여기에 CCS를 연계할 때의 효과를 CGE 형태의 계량적 분석을 통해 추정하였다. Koelbl et al.(2016)은 CCS를 도입한 저탄소 발전방식 구성과 CCS를 도입하지 않은 저탄소 발전방식 구성간 사회경제적 파급효과를 bottom-up방식의 경제시스템을 적용하여 추정하였다. Koelbl et al.(2015)는 CCS를 도입한 발전방식 구성에 따른 경제적 비용과 효과를 bottom-up방식의 경제시스템을 적용하여 추정하였다. Berghout et al.(2013)은 CO2 포집을 정유 및 석유화학 등 산업부문에 적용하였을 때 발생하게 되는 산업적 파급효과에 대해 사례연구(case study)를 수행하였다.
선행연구 자료를 이용한 저장비용 산정
국내 실측자료는 충분하지 않기에 본 연구의 저장비용 추정에 해외 선행연구들을 활용하였는데, 이들은 각각 관심지역 혹은 구축목적은 다르지만 모두 실측자료를 근거로 만들어졌다.
EPA(2008)은 미국내 CCS와 관련한 규칙(regulation) 혹은 표준(standard)의 역할을 하는 지침(guide)을 선정하고 이를 전제로 비용분석을 시행하여 일반화된 비용자료를 작성하였다. CO2 저감 방법 선택을 용이하게 하고자 비용분석을 수행할 때의 표준 구조 및 비용자료를 일반화한 것이며, CO2 저감 잠재량을 일반화된 경제성 범위 내에서 파악할 수 있게 하였다(Kim and Kim, 2013).
본 EPA 사례는 특정 배출원과 저장소 간의 실제 비용 산출에 적합하다기 보다는 CCS 프로젝트 일반에 대해 적용할 수 있는 비용시산의 기준을 공표한 것으로서 CCS 프로젝트 수행을 위한 계획단계에서 배출원, 저장소, 수송경로 선택 등을 포함한 주요 관련요소들의 일반적인 비교를 통해 대안 간 우선순위를 결정할 수 있도록 하였다는 점에 의의가 있다. 다만, 이 연구는 육상의 사례를 검토하고 있다는 점에서 한국의 사례와 상이하나 추정방식의 유형과 구조에 대한 정보를 얻을 수 있다는 장점이 있다.
EPA(2008)은 저장부문의 주입정 건설비용 추정에 있어 부지선정, 부지 임차 및 권리 취득비용, 인허가 비용, 굴착 및 장비비용, 펌프 등 주입장비 비용 등으로 대별할 수 있는 16가지 항목을 고려하도록 하고 있다. 본 연구의 관심부문인 굴착비용에 관해 9,000 ft(2,743 m) 이내 범위에서 ft 당 210~280 USD를 상정하고 있다. 또한 tubing, casing, cemen-ting에 관해서는 추가적으로 ft 당 4 USD를 부가하도록 하고 있는데, 주입정 지름에 따라 다소간 조정하도록 한다. 또한 well head와 control equipment는 well 당 일별 처리량의 0.6제곱한 값에 500 USD를 곱한 값을 상정하였다. EPA(2008)의 이와 같은 일반화된 추정치는 McCoy and Rubin(2008)과 같이 Joint Association Survey on well drilling costs의 자료를 이용해 평균값을 산출하여 적용한 것이다.
Vidas et. al.(2012)의 CCS 비용추정 사례는 미국 DOI(Department of Interioir), BOEM(Bureau of Ocean Energy Management) 및 ICF international이 진행하였으며, 미국 내의 CCS의 가능성과 여건을 검토하였는데, 미국 육상뿐만 아니라 해상 지역에 대해서도 분석하였다. 이는 지질학적, 공학적 가능성과 비용측면의 가능성에 대해서도 분석하였으며, 저장부문에 대해서는 DOE(Department of Energy)와 EPA(Environmental Protection Agency)의 비용추정기법을 토대로 시행하였다. 따라서 pump, pipeline, injection well 및 기타 설비 등에 대해서 capital cost와 operating cost를 구분하여 비용추정을 시도하였고, 아울러 G&G(Geological and Geophysical) survey와 관련 행정비용(인허가류 비용 등)은 별도로 고려하였다. 세분화된 설비요소 혹은 비용요소에 대해서는 EPA의 “Geologic CO2 Squestration Tech-nology and Cost Analysis”, API의 “Joint Association Survey of Drilling Costs”를 주로 활용하였으며, 그 외 Land Rig Newsletter, Petroleum Services of Canada의 자료를 이용하였다. 이들은 이와 같은 비용추정을 수행하는 과정에서 GeoCAT(Geologic Sequestration Cost Analysis Tool)을 개발하였는데, 석유 및 가스개발 기업의 축적된 실적 자료를 근간으로 단위 부문별 평균치를 도출하고 여건에 따라 조정하여 적용하는 체계로 구축하였다. GeoCAT의 세부부문 구분은 크게 9가지 주요 부문으로 이루어지는데, 지질학적 부지 특성, 모니터링, 주입정 건설, 조정, 운영비용, mechanical integrity test, 주입후 관리, 재원조달 비용, 일반 행정 관리비용이 그것이다.
저장부문에 관해 이 연구는 전기한 바와 같이 축적된 실적의 평균치를 이용하여 주요 비용에 대해 적용하고 있는데, 이는 Table 1에 제시하였다.
Table 1. Platform and well construction cost assumption
* Vidas et al.(2012), p.78
McCoy & Rubin(2008)은 심부염대수층 저장의 비용분석을 위해 먼저 capital costs를 지질학적 부지특성 파악 비용, 사업의 고정자본 비용, 운영 및 관리비용, 기타 모니터링 및 폐기 등 비용으로 구분하였다. 이 부분의 비용추정은 기본적으로 aquifer performance 구조에서 도출한 특성들을 주어진 여건으로 설정하여 관련 비용 항목들에 평균적 수치를 대입하여 산출하는 형태로 진행된다. aquifer perfor-mance 구조는 injectivity model과 wellbore flow model을 통해 그 특성들을 도출할 수 있는데, injectivity model은 수송되어온 이산화탄소의 density, viscosity, injectivity, injection rate, bottom hole pressure를, wellbore flow model은 pressure gradient, wellhead 압력을 주요 facts로 도입하여 특성에 관한 값을 산출한다. 이와 같은 aquifer performance의 특성값에 저장소 깊이, 위치, 자본비용, 에너지 비용, monitoring and verification 비용, 폐기비용 등을 고려하여 저장부문의 자본비용, 유지관리비용을 추정한다.
세부항목별로 보면, 지질학적 부지특성 파악 비용으로는 평방마일당 100,000 USD, 3-D seismic에 3,000,000 USD 그리고 자료처리에 각각 30%의 비용을 설정하였다. 사업의 고정자본 비용에 해당되는 drilling and completion 비용은 Joint Association Survey on well drilling costs의 자료와 EIA(Energy Information Administration)의 Oil and Gas Lease Equipment and Operating Cost Index의 자료를 이용하여 Lewin and Associates Inc.(1981)에 나타난 식(1)의 형태로 각 모수를 추정하였다.
| $$COST_{DC}=a_1e^{a2d}$$ | (1) |
식의 형태는 사업의 고정자본 비용에 해당되는 injection well equipment 비용의 추정에도 적용되었다. 위 식을 이용해 추정된 모수 a1와 a2의 값은 지역별로 제시되었는데, 그 결과치는 다음의 Table 2에 제시하였다.
Table 2. A parameter estimation of fixed capital cost (McCoy and Rubin 2008)
사업의 고정자본 비용에 해당되는 compression equipment 비용은 다음의 식을 통해 추정하는데, C는 백만달러 단위로 표시된 compressor의 자본비용이며, P는 MW로 표시된 installed booster station power이다. 식 (2)와 같이 평균적으로 kW 당 8,346 USD의 비용이 요구되는 것으로 나타났다.
| $$C=8.35P+0.49$$ | (2) |
운영 및 관리비용에 관해서는 위 식의 형태의 모형에 축적된 실적 자료를 대입하여 모수를 추정하였다. 그 결과는 Table 3에 제시한다. 그리고 기타 모니터링 및 폐기 등 비용은 처리되는 이산화탄소 톤당 0.02 USD를 가정하여 산입하였다.
Table 3. Estimating the results of operations and maintenance costs parameters (McCoy and Rubin 2008)
McCoy and Rubin(2008)의 연구는 육상 저장을 전제하였으므로 해상의 저장후보지에 관심을 두고 있는 우리 여건에 적합하지 않다. 본 연구에서는 이와 같은 상황을 고려하여 IEA(2007)과 ICCSEM(2012)의 육상과 해상 well construction 비용 간 비율(차이의 비율)의 대푯값을 산출하여 McCoy and Rubin(2008)의 추정치에 반영하여 국내 비용 시산에 적용하였다.
ICCSEM(2012)는 호주 CO2CRC가 개발한 CCS 경제성 분석 모형이다. 1차 모형은 2006년 개발되었으며, 2012년에 2차 모형이 개발되었다. CO2CRC는 호주의 여러 연구기관, 대학, 기업, 공공부문들이 참여하고 있으며, 호주 이외 국가의 연구진들과 석유메이저 등 대기업들도 많은 관심을 보이고 있다. Wandoan, Otway 등 실증 사업을 진행하고 있어, 과정에서 얻어진 경험과 실증사항을 토대로 연구결과를 제시하고 있어 많은 기대를 받고 있다.
ICCSEM(2012)에 적용된 주입정 건설비용은 Allinson et al.(2006), Bukhteeva(2009)의 모형과 유사한데, water depth, well depth, well diameter, platform 개수, 주입펌프 규격, bottom hole pressure 등의 여건 정보를 통해 산출되도록 구성하였다. well capex에 관해서는 water depth 100 m 당 0.35 mUSD, 100 m 이상의 water depth에 대해서는 100 m 당 2.33 mUSD를 적용하도록 상정하였으며, 각종 opex와 abex는 각각 capex의 2%, 25%를 일괄 적용한다.
국내의 유사사례로는 동해 유가스전 사례가 유일한 상업화 사례이다. 그러나 이 사례는 외국의 전문 업체에 위탁하여 사업을 진행하였기에 구체적인 세부 비용을 확인할 수는 없으며, 단지 개략적인 사항만 추정치 수준으로 검토할 수 있었다. 대략적으로 총 depth 3,000 m를 적용하여 well 당 약 40 mUSD가 소요되었을 것으로 추정되고 있어 이에 근거하여 water depth 200 m 이내 해상 주입정 건설비용이 총 well depth 100 m 당 0.6 mUSD가 소요된 것으로 나타났다.
Kim and Choi(2014) 및 Kim and Choi(2016)는 상기 정리한 ICCSEM(2012)의 방법론을 기본모형으로 국내 수송실적과 주입정 건설 실적을 적용하여 우리나라에서 CCS를 시행할 경우 소요될 것으로 예상되는 비용을 추정하였다. 이는 ICCSEM(2012)의 비용구조에 EIA(Energy Informa-tion Administration)의 Oil and Gas Lease Equipment and Operating Cost Index의 자료와 IEAGHG(2010)의 booster pump의 가격자료를 적용하였으며, Park et al.(2009)에 제시된 표본 주입정의 평균여건(깊이, 공극율)을 가정하여, 20년간 2백만 tCO2를 저감하는 것을 가정하여 주입정과 플랫폼을 각 1기 신규 구축할 경우 예상되는 비용결과를 산출하였다. 동일한 모형과 자료를 이용해 주입비용만 요약하면 Table 4와 같다.
Table 4. The results of injection cost for sample well
Vidas et al.(2012)의 비용추정 방법을 이용한 결과는 고려한 방법 중 가장 높은 비용을 요구하는 것으로 나타났는데, 저장부문 비용 중 상대적으로 높은 비용을 플랫폼 구축에 계상한 결과이다. ICCSEM(2012)의 방법으로 추산한 결과는 고려한 방법 중 가장 낮은 비용을 요구하고 있는데, 플랫폼 운영과 주입정 건설부분에서 다른 모형보다 적은 비용을 산정하고 있기 때문이다. Kim and Choi(2014)에 나타난 결과는 국내 유일한 유가스전 실적을 활용한 값으로 ICCSEM(2012)를 제외하고는 가장 작은 값을 보였다.
선행연구 자료를 이용한 기존 설비 재사용을전제한 저장비용 산정
본 절에서는 기존의 유가스 개발사업을 목적으로 구축되어 있는 설비를 활용할 수 있을 경우, 저장부문에서 요구될 비용을 추정한다. 기존의 설비를 재사용할 수 있는가는 별도의 요건이 검토되어야 하겠으나, 여러 선행연구들은 그 가능성을 의미 있게 언급하고 있다. 설비 재사용은 신규설비를 갖추는 비용에 비해 낮은 값을 보일 것인데, 비용완화 정도에 따라 재사용 여부가 판단될 수 있어 필요성 높은 과정이다.
Table 4는 신규 주입설비를 건설하여 주입과정을 진행할 때 요구되는 비용을 표본주입정의 평균여건에 따라 추산한 결과이며, 이를 20년간 활용할 경우 CO2 저감 톤(tCO2 avoided)당 요구되는 주입비용은 Table 6의 둘째 열에 제시하였다. 다음으로 기존 설비 재활용에 대한 자료로 ZEP(2011c)을 들 수 있는데, 자체적인 기준에 따라 991개 potential deep saline aquifers 와 1,388개 depleted oil and gas fields로 구성된 EU GeoCapacity Project database를 이용해 가중평균의 방법으로 CCS storage costs를 추정하였다. ZEP(2011c)의 실측자료를 정리한 결과에 따르면, well completion 비용은 재사용 well의 경우, 평균비용에 있어서 편차가 약 67~75% 수준으로 작고, injection well 구축비용 측면에서는 CAPEX에서 약 48% 정도의 비용이 요구되는 것으로 나타났다. 한편, BERR(2007)는 노르웨이와 영국의 oil and gas field 개발실적을 근거로 작성한 분야별 비용가정에 따라 292개 offshore 저장소를 대상으로 CCS 비용을 추정하였다. 이는 CCS 인프라 구축의 실측자료를 사용한 것은 아니나, 해상 oil and gas field를 저장소로한 시나리오별 비용분석을 실시하였다. 이 연구에서는 플랫폼 조정(platform modification)을 통해 유가스 개발사업을 EOR 혹은 CCS 사업으로 변경하는 시나리오를 고려하였는데, 여기서 플랫폼 조정의 비용은 기존 플랫폼 건설비용의 50% 가 소요되는 것으로 나타났다.
우리나라는 동해-1 가스전을 저장소로 활용하는 것을 고려할 수 있는데, 동해-1 가스전은 가스생산 설비가 구축되어 있어 여건에 따라서는 이미 갖추어져 있는 설비를 CCS 용도로 재사용할 수 있는 기회가 있을 수 있다.
동해가스전의 활용기회를 전제하여 ZEP(2011c)와 BERR(2007)의 자료를 근거로, 포집, 수송부분 가정을 고정시키고, 기존 선행연구의 신규 주입정 건설비용을 재사용 주입정 구축비용으로 바꾸어 주입비용을 추정할 수 있다. Table 5와 같이 새로운 설비 구축과 재사용에 대한 시나리오를 설정하여 각각의 주입비용을 추정하였다. Table 4에는 주입부문에 대한 총비용 관점에서 추정치를 제시하였는데, Table 6에는 20년간 연간 300만 톤을 처리하고 240만 톤을 저감하는 상황을 상정하였다. 처리량을 상정하였으므로, CCS 분야에서 일반적으로 사용하는 단위 저감량 당 소요비용(usd per tCO2 avoided)의 관점으로 추정치를 제시하였다.
Table 5. Input scenarios
| No legacy (new) | Legacy | |
| Platform | New | Recycling |
| Injection well(s) | New (3) | Recycling (3) |
| Brine extraction well | New (1) | New (1) |
Table 6. Estimating results of injection cost reduction by legacy equipments use
Table 6의 둘째 열은 Table 4의 총비용을 tCO2 저감 당 차지하는 비용으로 환산한 것이다. 셋째 열은 설비 재사용 전제에 따른 주입정별 CO2 저감 톤당 주입 비용을 제시하였고, Table 5의 시나리오에 의한 저장비용 산정결과는 4-6열에 정리하였다. 신규 시추공과 신규 플랫폼만 적용한 경우와 재사용 설비를 활용하는 경우 간에는 평균적으로 약 50.8% 정도의 주입비용 절감이 가능한 것으로 나타나 재사용 설비를 활용할 때에 비용 측면에서 장점이 있는 결과를 보였다.
결론
본 연구는 우리나라의 동해가스전 개발실적을 기회로 삼아, 생산정, 생산 플랫폼을 재사용(legacy well, legacy platform)하는 대안이 유효하다는 전제 하에, 어느 정도 비용절감의 기회가 될 것인지 선행연구들의 저장비용 체계를 응용해 추산하였다. 이 과정에서 이용된 자료는 국내 석유 및 가스전 개발이 충분하지 않기에 부득이 공개된 선행 문헌자료 상의 평균적으로 정리된 값을 적용하였다. 4기의 관정과 1기의 플랫폼을 상정하여 문헌 자료를 통해 확인한 값들을 적용한 결과, 저장부문에서 재사용 설비를 활용할 때, 약 51% 정도의 비용 절감 효과를 보이는 것으로 나타났다.
전체 CCS 사업에 소요되는 비용 중 수송 및 저장분야가 차지하는 비율이 지배적이지는 않다는 점, 충분한 자료가 구축되어 있지 않아 부득이 해외사례에 나타난 자료를 활용했다는 점 등의 한계가 있으나 가능성 높은 저장소에 대해, 기존 설비 활용의 비용절감 대안이 채택될 수 있을 때의 효과를 추정했다는 점에서 의미가 있다고 판단된다.
