폐쇄형 해수온도차발전의 실증 적용을 위한 지역 경제성 분석 시뮬레이션

편익/비용 분석(Benefit-Cost ratio: B/C ratio)은 경제적 가치를 판단함에 있어 이해가 용이하고 사업규모를 고려함에 따라 널리 활용된다.

총 편익과 총비용에 대해 할인된 현재가치 금액의 비율, 즉 미래에 발생될 편익과 비용을 현재가치로 환산한 후 편익에 따른 현재가치를 비용에 따른 현재가치로 나눈 값이다. 일반적으로 B/C ratio ≥ 1.0이면 경제적 타당성이 있다고 판단되며, B/C ratio의 계산방법은 식 (1)과 같다

사업에 수반된 모든 비용과 편익을 기준연도의 현재가치로 할인하여 총 편익에서 총비용을 뺀 값을 나타낸다. 일반적으로 분석결과 NPV ≥ 0이면 경제적 타당성이 있다고 판단되며, NPV 계산방법은 식 (2)와 같다.

편익과 비용을 현재가치로 환산한 값이 같아지는 할인율을 구하는 방법으로서, 즉 사업의 시행으로 인한 순현재가치를 0으로 만드는 할인율(r)을 구하는 방법을 의미한다. 일반적으로 분석결과 IRR > 사회적 할인율보다 크면 경제적 타당성이 있다고 판단되며, IRR 계산방법은 식 (3)과 같다.

여기서 t는 운영 연수이며, t₀는 사업의 개시시전, n는 사업의 완료시점(분석기간), B_t는 t시점의 편익, C_t는 t시점의 비용, r은 할인율을 나타낸다.

총비용은 크게 초기설치에 필요한 소요비용인 총사업비와 사업이후 소요되는 운영비로 구분되며, 매년 운영비가 필요하기 때문에 총 사업비의 약 5%를 연간 운영비로 가산하여 비용을 산정한다. 총사업비는 초기 설치비용(Capital Costs)과 운영비용(Operating Costs)으로 나누며, 운영비는 초기설치 이후 소요되는 시설·장비 유지보수비, 관리 운영비를 포함한다.

경제적 타당성 분석 절차는 Fig. 3과 같이 시뮬레이션 결과를 바탕으로 비용 추정, 편익 추정, 경제적 타당성 평가 순으로 실시한다.

Fig. 3

Economic feasibility analysis procedure

편익 추정은 해수온도발전에서 발생하는 편익 항목 중에서 효용성이 높고 가시적인 결과를 확인할 수 있는 전력 생산량으로 계산되며, 냉난방 및 농/어업 이용 등과 같은 부수적인 이익 항목은 고려하지 않는다.

편익항목 결정 방법에 따라 NPV 및 IRR 분석결과에 영향을 미치기 때문에 향후 변경 개선될 요지가 있으며, 일반적인 경제적 타당성 평가 절차는 Fig. 4와 같다. 또한 일반적으로 편익항목들의 측정에는 수많은 가정과 복잡한 절차가 동반되며, 이러한 편익추정의 어려움으로 인하여 전력 생산량만을 고려하였다.

Fig. 4

Economic feasibility analysis procedure

Table 1은 지역별 표층해수의 온도와 소비전력을 나타낸다. 온도차는 적도지역으로 갈수로 늘어나며 개절에 따라 최대 25℃의 표층과 심층의 온도차를 보인다. 상대적 고위도인 일본의 경우 평균 표층온도가 24.95℃를 보이며, 적도에 인접한 키리바시의 경우 평균 29.05℃의 최대 수온을 보인다.

Table 1

Expected country to apply

Fig. 5는 지난 2016년에 조사된 키리바시 타라와 지역의 수심에 따른 연간 해수온도를 나타낸다. 표층 온도는 계절 변화에 따라 3~4℃의 차이를 나타내지만 심층수의 온도는 1,000 m 지점에서 연간 5℃를 유지한다.

Fig. 5

Annual seawater temperature changes in Kiribati

선정된 10개의 해수온도차발전적용지에서 생성되는 전력의 비용 경제성을 비교하기 위해서 각 지역의 전력 판매단가를 분석하였다. 선정된 지역은 평균 0.17 $/kWh의 판매단가를 보였으며, 남태평양 도서국인 키리바시는 전력 단가가 0.327 $/kWh의 높은 수준을 보였다.

해수온도차발전으로부터 생산되는 전력 생산가격을 통하여 초기 투자비용 대비 순현재가치(NPV)와 내부수익률(IRR)을 비교하였으며, 초기 투자대비 최적 적용지를 선정하였다.

Table 2는 순수출력 변화에 따른 폐쇄형 온도차발전의 초기 투자비용을 나타내고 있다. 온도차발전은 실증 플랜트 개발이 전무한 만큼 초기 투자비용에 대한 정보가 부족하다. 그러나 Vega 및 Kim 등은 육상형 폐쇄형 온도차발전 초기 설비비용을 통해 경제성 분석을 수행하였으며, 1 MW의 전력생산을 위해 1일 100,000톤의 취수가 가능한 대용량 취수관을 개발하여 설치하는 것으로 가정하였다. Vega는 50 MW의 발전의 경우 열교환기 설치비용을 215 $/m²에서 100 $/m² 가량 발생할 것으로 적용하였으며, 해수의 취수 설비는 수심 1 km까지 도달하기 위한 10 km 이내의 해안을 가정하였다.⁹⁾

Table 2

Initial investment cost for CC-OTEC system(Unit : 1 Million)

또한 Vega는 본인의 경제성 비교에서 기술의 발달이 향후 초기 투자비용의 감소를 야기할 것으로 예측하였으며, 약 30%의 감소율을 적용하였다. Kim도 초기 투자비용의 15%와 30%의 변화를 적용하여 경제성 분석을 수행하였다.¹⁰⁾

본 논문에서는 비관적인 관점으로 초기 투자비용 변화를 적용하였으며, 15%의 비용 변화와 설비 용량을 적용하여 경제성을 비교하였다. Table 3은 15%의 초기 투자비용 저감을 적용한 해수온도차발전 초기 투자비용을 나타내고 있다.

Table 3

Initial investment cost for CC-OTEC system with 15% cost reduction(Unit : 1 Million)

해수온도발전의 지역 비교를 위하여 폐쇄형(CC-OTEC) 발전을 설계하였고 순수 지역 해수온도 조건을 적용하여 발전 성능을 확인하였다. 폐쇄형 온도차발전을 설계하기 위하여 동일 표층수 유량으로 설계하였다. 지역에 따라 다양한 표층온도를 적용하였기 증발기 해수측 온도차를 5℃로 설계하였다. 표층수의 유량은 1,864 kg/s의 설계유량을 적용하였으며, 심층수의 유량은 동일 응축기 입출구 온도차에서 표층수 온도 변화에 따라 변화한다.

해수 펌프의 효율과 터빈의 효율은 각각 75%와 85%를 적용하여 설계하였으며, 표층수와 심층수에서 발생하는 손실 수두는 육상형 라이저와 열교환기, 감압 챔버, 피팅 등의 다양한 요인으로 발생하며, 손실 수두는 표층해수에서 5.5 m, 심층해수에서 8.2 m로 설계하였다. 폐쇄형 온도차 발전의 설계 값은 Table 4와 같다.

Table 4

Parameters of CC-OTEC

폐쇄형 온도차발전의 열교환기 설계를 위하여 핀치 온도를 1.5℃로 가정하였으며, 과열도는 1℃로 설계하였다. 작동유체의 유량은 해수 온도에 따라 변화되며, 적용 지역에의 선택에 따라 온도차발전 구성장치의 소비 전력과 순수출력 발생량을 비교하였다.

동일 발전 조건에서 지역별 특성을 비교하였다. 24.95℃의 상대적 저온의 표층 해수 조건을 가진 일본에서는 동일 유량 조건에서 727.9 kW의 발전량을 보였다. 그러나 해수온도 증가에 따라 29.1℃의 키리바시의 경우 최대 1,159 kW의 출력을 보여 59.2%의 출력 차이를 보였다. 피지와 필리핀의 경우에서 보면 1℃의 온도 증가에 따라 약 105 kW의 출력 증가가 발생하는 것을 확인하였다.

Fig. 6은 폐쇄형 온도차발전의 지역별 총 출력을 나타낸다.

Fig. 6

Gross power for OTEC in application areas

순수 출력을 구하기 위하여 해수온도차발전 구동을 위한 소요 전력을 분석하였으며, 심층, 표층,

작동유체의 펌프 소요동력을 비교하였다. 키리바시 지역 조건의 폐쇄형 사이클에서 최대 399.1 kW의 소요 동력을 보이고 일본에서는 374.4 kW의 소요 동력일 발생하여 약 24.7 kW의 출력차가 발생하는 것을 확인하였다. 이와 같이 펌프의 소요 동력 변화가 적은 것은 해수 온도조건과 관계없이 동일한 해수 취수량을 설계하여 도출된 것으로 판단된다. 소요 동력의 차이는 작동유체 펌프의 순환 유량과 밀접하게 관계되어 있으며, 해수 온도가 높은 지역에서 다량을 사이클 순환 작동유체가 소요되므로 지역별 차이를 보였다. Fig. 7은 온도차발전의 소요 전력을 나타낸다.

Fig. 7

Power consumptions for CC-OTEC

Fig. 8은 폐쇄형 온도차발전의 지역별 순수 출력을 나타낸다. 최대 순수 출력을 보이는 키리바시는 약 759.9 kW를 보이며, 일본의 경우 353.5 kW를 보인다. 지역별 평균 발전량은 약 590.9 kW이며, 일본과 미국을 제외하고는 지역별 약 637.2 kW를 보여 전력 수급이 부족한 도서지역 발전에 유용할 것으로 판단된다.

Fig. 8

Net power for OTEC in application areas

해수온도차발전이 가능한 적용지의 전기 요금을 적용하여 총 판매 비용을 분석하였다. 최대 판매수익은 키리바시에서 연간 2,068천 달러의 수익이 발생하였으며, 최저 수입은 미국에서 410천 달러를 기록하였다. 호주의 판매비용은 약 1,278천 달러로 해수 온도는 낮으나 전력비용이 높아 수입이 높으며, 키리바시의 경우 전력비용과 해수온도가 함께 높아 판매비용이 상승한 것으로 예상된다. 각 지역별 전력 생산금액은 Fig. 9와 같다.

Fig. 9

Total selling cost for CC-OTEC in application areas

1 MW급 온도차발전의 초기 투자비용과 20년간의 총 운영비용은 약 506,000천 달러로서 20년간의 발전 판매비용이 이를 상외해야 1 이상의 B/C ratio를 확보하게 되며, 판매량이 가장 높은 키리바시의 경우에도 0.817의 경제성 확보가 불가한 것으로 판단되었다.

하지만 10 MW급 이상에서는 1.38의 B/C ratio를 확보하는 것을 확인하였다.

1 MW 용량의 해수온도차발전은 높은 초기 투자비용 대비 순이익 측면이 적어 NPV와 IRR과 같은 경제적 가치를 도출하기 어렵다. 따라서 경제적 가치가 발생하는 10 MW급 해수온도차발전과 50 MW급 해수온도차발전을 비교하였다.

10 MW급 규모의 해수온도차발전은 키리바시에서 전기료 대비 경제성이 우수한 것으로 판단되었다. 호주는 키리바시 다음으로 높은 전력 판매 단가를 보이나 –86,947천 달러의 NPV를 보였으며, –3.14%의 내부수익률을 보여 경제성 확보를 위한 발전 용량 증가 및 단가 감소가 필요할 것으로 예상된다. 10 MW급 온도차발전에서도 경제성을 확보한 키리바시에서는 7,505천 달러의 순현재가치와 6.10%의 내부 수익률을 보였다.

향후 기술 개발에 따라 초기 투자비용이 15% 감소될 것으로 예상되며, 감소된 초기 투자비용을 적용 할 경우 호주에서 0.04% 내부수익율을 보여 향후 온도차발전의 적용이 가장 유력할 것으로 예상된다.

반면 해수온도차발전의 초기 설비를 50 MW급으로 증가하였을 경우 키리바시와 호주에서 높은 NVP와 IRR을 보인다. 키리바시는 증가된 발전용량에서 최대 580,682천 달러의 NPV를 보였으며, 19.67%의 높은 내부수익률을 보였다. 또한, 호주에서도 108,419천 달러의 NPV를 보였으며, 8.51%의 내부수익률을 보여 경제성을 확보하였다.

그밖에 멕시코와 필리핀에서도 각각 3.3%와 3.59%의 IRR로 차기 해수온도차발전 도입이 예상되었다. 50 MW급 해수온도차발전 초기 투자비용을 적용한 경제성 분석 결과는 Table 5와 같다.

Table 5

Internal rate of return and net present value of 50MW CC-OTEC(Unit : 1 Thousand)

또한 50 MW급 설비의 초기 투자비용이 15% 가량 감소되었을 경우 멕시코에서 27,044천 달러의 NPV와 6.41%의 IRR의 확보가 가능하며, 필리핀에서는 35,753천 달러의 NPV와 6.7%의 IRR 확보가 가능하다. 키리바시의 경우 NVP증가가 최대 678,929천 달러의 가치를 갖게 되며, IRR은 24.35%라는 최고 수치를 보인다. Table 6은 초기 투자비용이 15% 감소된 50 MW급 해수온도차발전의 NVP와 IRR의 변화이다.

Table 6

Internal rate of return and net present value of 50MW CC-OTEC including 15% cost reduction(Unit : 1 Thousand)

초기 설비 용량의 증가 또는 초기 투자비의 감소는 경제성 지표인 NVP와 IRR 상승에 영향을 미친다. 하지만 피지와 인도와 말레이시아의 경우 50 MW 용량에서도 최대 IRR 지표가 –10% 이하를 보여 발전소 온배수 또는 지열과 같은 미활용열을 활용한 열원 온도 증가 또는 200 MW급 이상의 대형 플랜트를 정부의 지원 등으로 구축되어야 경제성이 확보될 것으로 판단된다.