기존 발전소와 전원별 온실가스 집약도를 비교하고자 공통분모가 되는 집단에너지 열병합발전소의 생산품중 하나인 전력 생산에 따른 온실가스 집약도를 산출하였다. 이를 위해 2011년부터 2014년까지 23개 집단에너지 주요 사업자의 온실가스 배출량, 열생산량, 전기생산량 데이터를 수집하고, 열병합발전에서 배출되는 온실가스를 열과 전기의 기여도에 따라 분리하는 온실가스 할당방법론으로서 가장 보편적으로 사용되고 있는 Alternative Generation Method와 Power Bonus Method를 적용하여 산출하였다. Alternative Generation Method는 식 (1)과 같이 별도의 대체 설비에서 열과 전기를 생산할 때, 필요한 에너지의 비율로 배출량을 배분한다(Kallhovd, 2011). 이 때 대체되는 설비의 열, 전기 생산 효율은 분배되는 배출량 비율에 직접적으로 영향을 미치게 되는데, 대체되는 설비의 열 및 전기 생산에 대한 효율은 Table 5와 Table 7에서와 같이 지역냉난방 부문과 산업단지 부문으로 나누어 통계자료를 이용하여 산출하였다. 열과 전기에 대한 각각의 온실가스 배출량을 구한 후 전기 생산에 따른 온실가스 배출량을 발전량으로 나누어 열병합발전에서 전기 생산에 대한 온실가스 집약도를 산정하였다.

f_h: Allocation factor for heat, f_n: Allocation factor for power
n_{alt heat}: Heat production efficiencies of producing thermal energy via an alternative plant
n_{alt power}: Power generation efficiencies of producing power energy via an alternative plant
H: Heat production
P: Power generation

　　Source: Allocation of GHG Emissions from a Combined Heat and Power(CHP) Plant. 2006. http://www.ghgprotocol.org

Power Bonus Method에서는 CHP에서 생산된 전기에 분배된 1차 에너지가 대체설비에서 생산에 사용된 에너지와 같아지며, 대부분 열병합발전소에서 생산된 전기를 대체하게 된다. 지역난방 열에 대한 1차 에너지 계수는 식 (2)와 같이 계산되며, 열에 대한 분배 비율은 식 (3)에 의해 계산된다.

f_p,DH: Primary energy factor for the district heating system
f_P,F,i: Primary energy factor of the i-th fuel or final energy input
f_P,alt: Primary energy factor of replaced electrical power
Q_c,j: Sum of the heat energy consumption
W_CHP: Power generation of CHP plants
Q_F,i: Fuel input to the heating plants and to the CHP plant of the i-th fuel
Source: Euroheat & Power. 2006. ECO HEAT COOL WORK package 3, Guidelines for assessing the efficiency of district heating and cooling system.

Source: Magnhild K. 2011. Analysis on methods and the influence of different system data when calculating primary energy factors for heat from district heating systems.

할당방법론에 따라 산업단지를 포함한 배출권거래제 대상 23개 집단에너지의 전력생산에 따른 온실가스 집약도는 Power Bonus Method의 경우 0.44 tonCO₂e/MWh이며, Alternative Generation Method의 경우 0.43 tonCO₂e/MWh로 분석되었다. 특히 LNG연료를 주로 사용하는 지역냉난방 사업자의 경우, 0.35∼0.40 tonCO₂e/MWh으로 가스복합 발전소보다 약간 높거나 유사하게 나타났다. 집단에너지 외의 다른 발전시설의 온실가스 집약도는 직접 분석하기에 데이터에 한계가 있어 기존의 문헌자료를 인용하였다(Cho et al., 2010).

Fig. 1. 
Carbon intensity by energy sources of power plants and district energy.

온실가스 한계저감비용(Marginal Abatement Cost)은 온실가스를 한 단위 더 감축하는데 필요한 비용으로, 집단에너지 관련 기술의 한계저감비용을 구하기 위해서 국제에너지기구(International Energy Agency)에서 ETSAP(Energy Technology Systems Analysis Program)의 일부로 개발된 감축수단별 감축 잠재량과 감축비용을 분석하고, 감축비용 측면에서 감축수단을 상호 비교하는데 유리한 상향식(Bottom-up)의 TIMES 분석 모형을 사용하였다. 발전부문과 지역난방 부문에서 온실가스 감축수단을 도입할 구체적인 계획이나 자료가 없기 때문에, 온실가스 감축수단 도입에 관한 시나리오를 설정하였고, 설정한 시나리오상의 온실가스 감축 수단은 고효율 발전기술 도입, 이산화탄소 포집 및 저장시설 도입, 신재생에너지발전 확대, 열병합발전 확대, 지역난방부문 배열손실 축소 등 기술적으로 도입 가능한 기술들을 우선 고려하였다.

온실가스 감축 시나리오의 감축수단별 비용은 Table 4와 같이 감축수단별로 가정하여 분석모형에 반영하였는데, 감축수단별 비용에 관한 자료가 이용 가능한 경우에는 조사된 비용자료를 사용하였으며, 그렇지 않은 경우 에너지경제연구원의 전문가 자문을 반영하여 비용을 가정하였다.

집단에너지의 열병합발전 확대 시나리오를 기준안의 온실가스 배출량 및 비용과 비교하였으며, 이때 기준안은 정부의 제2차 에너지기본계획을 적용한 에너지 수요 전망과 전원별 전력공급 비중을 기초로 하여 산출하였다. 온실가스 한계저감비용($/tCO₂e)은 기준안의 비용과 온실가스 배출량을 시나리오와 비교하여 비용의 변화를 온실가스 배출량의 변화로 나눈 값으로 분석결과는 Fig. 2에 나타내었다. ‘이산화탄소포집 및 저장’ 수단이 온실가스 1톤당 $1,120으로 가장 많은 감축비용이 소요되고, ‘지역난방 배관손실율 감소’와 ‘열병합발전 확대’는 온실가스 1톤당 각각 -$136과 -$134로 음(-)의 감축비용이 소요되는 것으로 분석되었는데, 한계저감비용이 음(-)의 값을 나타내는 것의 의미는 이 감축수단을 도입할 경우 추가적인 감축비용이 소요되는 것이 아니라, 경제적인 수익을 창출할 수 있음을 의미한다.

Fig. 2. 
Greenhouse gas marginal abatement costs by emission reduction technologies.

따라서, 열병합발전은 비용 효과적인 온실가스 감축 수단일 뿐만 아니라, 온실가스 감축비용이 음(-)의 수준이라는 점에서 온실가스 감축의 규제 대상으로 설정하기보다는 국가적인 차원에서 보급을 촉진시켜야 하는 온실가스 감축수단으로 활용하는 것이 바람직할 것으로 사료된다.

지역냉난방 부문 감축잠재량 산정을 위해 지역냉난방사업자의 열생산에 대한 대체설비인 개별 난방설비의 열 생산량은 (지역냉난방 열생산량 × (1-지역난방손실률))로 계산하였으며, 전력생산에 대한 대체설비인 화력발전의 전력 생산량은 (지역냉난방 전력 생산량 × (1-송변전손실률))로 산출하였다. 이때 지역난방열 수송에 따른 열 손실은 열수송관을 이용하여 장거리까지 열공급을 하는 지역냉난방의 특성을 고려하여 한국지역난방공사 통계치인 10%로, 송변전손실률은 한국전력통계 자료인 1.59%로 적용하였다.

개별난방설비의 연료사용량 산출을 위한 개별난방 보일러의 열 생산 효율은 85%로 가정하였으며 사용연료는 가정용 개별보일러에서 주로 사용하고 있는 천연가스를 기준으로 하였다. 화력발전의 전력생산량에 대한 연료사용량 산출을 위한 발전 효율은 한국전력통계 자료에 있는 국내 발전원별 가중 평균값인 연료 Mix와 가스발전의 두 가지 시나리오로 나누어 각각 43.1%와 49.1%를 적용하여 산출하였고, 각각 산출된 연료량에 IPCC 배출계수를 적용하여 온실가스 배출량을 산출하였다. 2011년부터 2014년 실적을 활용하여 산출한 결과, 연평균 연료 Mix의 경우 41.8%, 가스발전의 경우 12.1%의 온실가스 감축잠재량이 있는 것으로 분석되었다.

산업단지 부문 감축잠재량 산정을 위해 산업단지 사업자의 열생산에 대한 대체설비인 산업용보일러의 열 생산량은 (산업단지 집단에너지 열생산량 × (1-손실률))로 계산하였으며, 전력생산에 대한 대체설비인 화력발전의 전력 생산량은 (산업단지 집단에너지 전력 생산량 × (1-송변전손실률))로 산출하였다. 이때 손실률은 산업단지 사업자의 경우, 지역냉난방 사업자와 달리 인접거리에 수요처가 위치하므로, 열수송에 따른 이송거리가 짧아 열손실을 0으로 적용하였고, 송변전손실률은 지역냉난방사업자와 같이 한국전력통계 자료인 1.59%로 적용하였다.

산업단지 사업자의 주요 연료가 석탄이므로 전력에 대한 대체설비로는 석탄 화력 발전소만을 고려하였으며, 연료사용량 계산을 위한 효율은 석탄화력발전 통계치인 38.9%를 적용하였다. 열생산에 대한 대체설비인 산업용 보일러의 사용연료 비율은 통계청자료(산업부문 보일러 업종별 에너지원별 에너지 사용량, 2015)를 이용하였고, 연료사용량 계산을 위한 산업용 보일러 효율은 Technology Brief I01 Industrial Combustion Boilers IEA ETSAP, May(2010) 자료를 사용하여 연료종류별 비율에 따른 가중평균 효율을 적용하였다. 온실가스 배출량은 산출된 연료사용량에 IPCC 배출계수를 적용하여 산출하였다.

2011년부터 2014년까지의 실적을 적용하여 산출한 결과, 연평균 약 10.1%의 온실가스 감축 잠재량이 있는 것으로 분석되었는데, 이는 지역냉난방 부문의 온실가스 감축 잠재량이 12.1∼41.8%인 것에 비하면 낮은 값으로 이는 전력부분 대체에서 감축잠재량이 효율차이에 의해 높게 나타나는데, 산업단지 사업자의 경우 전력보다는 열을 주로 생산하고, 사용연료 또한 석탄을 주로 사용하기 때문으로 분석된다.