해외 타당성평가 최종보고서 최종본 수정 0817webbook.me.go.kr/DLi-File/096/007/002/5527756.pdf · 제 출 문 한국환경공단 이사장 귀하 !"#$%&' 년 월 〃

해외 폐자원 및 바이오매스

에너지화 및

CDM 사업개발

(베트남 바이오매스 에너지화 시설 설치 사업)

최종보고서

2012. 02.

한국환경공단

제 출 문

한국환경공단 이사장 귀하

본 보고서를『해외 폐자원 ∙바이오매스 에너지화 및 CDM 사

업 개발』용역의 최종보고서로 제출합니다.

2012년 02월

연구 책임자 바라카글로벌(주) 남 훈

참여 연구원 〃 우훈청 헨리

〃〃 김정아

〃〃 최신

〃〃 전지예

〃 (주)선일에너지 김완구

〃〃 권오진

탑에이스 엔지니어링(주) 김민수

〃〃 배수영

〃 한비나에너지 윤중

바라카글로벌(주)

대표이사 우훈청 헨리

- i -

- 목 차 -

○ 최종 보고서 요약본

○ 최종 보고서 본문

Ⅰ. 개요 ···············································································································3

1. 과업개요 ······································································································3

2. 베트남 바이오매스 에너지화시설 설치사업 개요 ······························7

Ⅱ. 베트남의 일반 현황 ·················································································13

1. 베트남 지형 및 기후 ··············································································13

2. 경제 ············································································································14

3. 정치 및 사회 동향 ··················································································14

4. 발전사업 동향 ··························································································15

Ⅲ. 베트남 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 현황 ····························19

1. 베트남 바이오매스 에너지화 사업 현황 ············································19

1.1 바이오매스 자원화 시장의 잠재력과 기회요인 ···························19

1.2 바이오매스 에너지화 사업 효과 ·····················································21

1.3 베트남 바이오매스 사업 ·································································22

2. CDM 사업 현황 ·······················································································24

2.1 CDM 사업 ····························································································24

2.2 CDM 사업 추진 현황 ········································································25

2.3 향후 CDM 사업 전망 ········································································30

3. 현황 조사결과 ··························································································32

3.1 베트남 바이오매스 에너지화 사업 ·················································32

3.2 베트남 CDM 사업 추세 검토 ··························································32

Ⅳ. 해당 사업 타당성 평가 ·········································································35

- ii -

1. 기초 자료 분석 ··························································································35

1.1 바이오매스 현황 조사 및 특성 평가 결과 ···································38

1.2 바이오매스 공급처 조사 결과 ·························································43

1.3 열에너지(스팀) 및 전기 수요처 조사 결과 ··································65

1.4 바이오매스 에너지 정책 및 제도 ···················································69

1.5 사업 관련 법규 및 법적 규제사항 ·················································71

2. 사업 부지 ··································································································83

2.1 Tan Duc 공단 ·····················································································83

2.2 Nam Tan 공단(FU-I) ·······································································86

2.3 Dhuc Hoa 공단(사포로 맥주) ·························································88

2.4 부지 선정 평가 및 결론 ···································································92

3. 펠릿기 방식 선정 ····················································································94

4. 바이오매스 발전시설 ············································································113

4.1 열병합 발전시설 구성 ·····································································113

4.2 열배관망 공사 ···················································································146

4.3 롱안성 바이오매스 펠릿 발전 방식 요약 ···································150

5. CDM 타당성 검토 및 적용 ·································································151

5.1 CDM 사업 추진 관련 법규 및 법적 규제사항 검토 ················151

5.2 CDM 사업 추진 주요 고려사항 검토 ··········································153

5.3 방법론 적용성 검토 ·········································································160

5.4 베이스라인의 선정 ···········································································163

5.5 CERs 판매 경제성 분석 ·································································166

5.6 모니터링 방안 ···················································································169

6. 경제적 타당성 평가 ··············································································172

6.1 초기투자 비용 ···················································································172

6.2 연간 운영비용 ···················································································177

6.3 연간 수입 ···························································································179

6.4 경제성 분석 ·······················································································184

6.5 민감도 분석 ·······················································································186

6.6 시나리오 분석 ···················································································187

7. 환경 및 행정적 타당성 검토 ······························································191

- iii -

7.1 환경 타당성 검토 ···········································································191

7.2 행정적 타당성 검토 ·········································································193

8. 위험 분석 ································································································198

Ⅴ. 사업추진 세부 계획 수립 ·····································································201

1. 세부 추진 일정 및 계획 ······································································201

1.1 추진 일정 ···························································································201

1.2 건설공정 계획 ···················································································203

1.3 설비운전 계획 ···················································································204

1.4 인력운영 계획 및 유지관리비 산정 ·············································205

1.5 환경오염방지계획 ·············································································209

2. 환경오염 방지 공정계획 ······································································211

3. 사업비 조달 방안 ··················································································219

4. 세부 일정 ································································································220

Ⅵ.공단의 참여방안 수립 ·············································································223

1. 재정 투자 방안 ······················································································223

2. 사업수행시 참여방안 ············································································225

3. 정부간 협력 ····························································································228

Ⅶ. 사업 타당성 검토 항목 ·········································································231

Ⅷ. 결론 ···········································································································235

- iv -

<표 차례>

[표 Ⅰ-1] 용역 추진 개요 ····································································································· 6

[표 Ⅱ-2] 베트남 GDP 현황 ······························································································ 14

[표 Ⅱ-3] 베트남 전력산업 현황 ······················································································ 16

[표 Ⅲ-1] 베트남 대규모 경작지 및 생산량 ·································································· 20

[표 Ⅲ-2] 바이오매스 연료 및 화석 연료 가격 비교 ··················································· 21

[표 Ⅲ-3] 베트남 내 바이오매스 에너지화 사업 ························································ 22

[표 Ⅲ-4] 베트남 CDM 사업 현황(2011.12) ································································· 25

[표 Ⅲ-5] 베트남 CDM 사업 목록 (수력 사업 제외) ·················································· 27

[표 Ⅳ-1] 배압식, 추기복수식의 비교 ············································································· 37

[표 Ⅳ-2] 베트남 내 주요 바이오매스 원료 연간 생산량 ··········································· 38

[표 Ⅳ-3] 롱안성 쌀 생산량 ······························································································ 39

[표 Ⅳ-4] 왕겨의 성상(Rice Husk Characteristics) ·················································· 41

[표 Ⅳ-5] 왕겨의 화학적 조성 ·························································································· 42

[표 Ⅳ-6] 각종 펠릿 연료의 조성 및 발열량 ································································ 42

[표 Ⅳ-7] 발전에 필요한 왕겨의 수량 ············································································ 43

[표 Ⅳ-8] 1차 조사시, 파악된 도정공장 현황 ······························································· 44

[표 Ⅳ-9] 2차 조사시, 방문한 도정공장 현황 및 특징 요약 ····································· 46

[표 Ⅳ-10] Tan Duc 공단 주변 도정공장 현황 ··························································· 51

[표 Ⅳ-11] 도정공장별 왕겨 공급량 ················································································ 56

[표 Ⅳ-12] 도정공장별 운송거리 ···················································································· 59

[표 Ⅳ-13] 직영 운송비용 산정 기본 자료수집 ·························································· 60

[표 Ⅳ-14] 운송비용 산정 ································································································ 61

[표 Ⅳ-15] 왕겨 펠릿 1톤 원가 산정 ·············································································· 64

[표 Ⅳ-16] 펠릿 일간 및 연간 생산비용 산정 ···························································· 64

[표 Ⅳ-17] 베트남 재생에너지 지원제도 ········································································ 70

[표 Ⅳ-18] 베트남의 건설프로젝트 구분 ······································································ 71

[표 Ⅳ-19] 법인 설립 시 요청 서류 목록 ······································································ 74

[표 Ⅳ-20] 건설 투자프로젝트 승인기관 ········································································ 80

[표 Ⅳ-21] 사업예정 공단의 기본 사항 ·········································································· 89

[표 Ⅳ-22] 사업 예정부지 일반현황 비교 ······································································ 90

- v -

[표 Ⅳ-23] 사업예정부지의 장단점 비교 ········································································ 91

[표 Ⅳ-24] 사업에 소요되는 왕겨와 펠릿의 운송비(1일당) 비교 ····························· 94

[표 Ⅳ-25] 집중형과 분산형 펠릿 제조 장치 비교 ······················································ 95

[표 Ⅳ-26] Mechanical Work(집중형과 분산형의 장비 차이) ································· 96

[표 Ⅳ-27] 집중형과 분산형의 설비 비교 ······································································ 97

[표 Ⅳ-28] 집중형 및 분산형의 가격 비교 ·································································· 100

[표 Ⅳ-29] 집중형과 분산형의 비용 차이 ···································································· 101

[표 Ⅳ-30] 세부항목별 금액 비교 ·················································································· 102

[표 Ⅳ-31] 집중형 분산형의 가격 비교 ········································································ 105

[표 Ⅳ-32] 집중형과 분산형의 비용 차이 ···································································· 105

[표 Ⅳ-33] 세부항목별 금액 비교(건축/기타 제외) ················································· 106

[표 Ⅳ-34] 국내 분산형 펠릿기와 국외 분산형 펠릿기의 금액 비교 ···················· 112

[표 Ⅳ-35] 소각로 중 Stoker 와 FBC의 특성별 장․단점 비교 검토 ···················· 114

[표 Ⅳ-36] 설비 운전 조건 ······························································································ 115

[표 Ⅳ-37] Stoker Type 와 FBCB Type의 비교 ···················································· 115

[표 Ⅳ-38] 증기 터빈 형식별 특징 비교 ······································································ 122

[표 Ⅳ-39] 터빈 형식의 선정기준 ·················································································· 123

[표 Ⅳ-40] 배압식, 추기복수식의 비교 ········································································· 129

[표 Ⅳ-41] 냉각탑의 종류 ································································································ 138

[표 Ⅳ-42] 열배관 설계 조건 ·························································································· 146

[표 Ⅳ-43] 열배관 재료 ···································································································· 146

[표 Ⅳ-44] 배관의 길이와 설치단가 ·············································································· 147

[표 Ⅳ-45] 베트남 CDM 승인 세부 기준 ···································································· 152

[표 Ⅳ-46] 베트남 CDM 타당성 검증 수행기관 ························································ 154

[표 Ⅳ-47] 등록된 CDM 사업 (TÜV-Nord) ······························································ 155

[표 Ⅳ-48] 등록된 CDM 사업 (KEMCO) ···································································· 156

[표 Ⅳ-49] 등록된 베트남 CDM 사업 (TÜV-Rheind) ············································· 157

[표 Ⅳ-50] 등록된 베트남 CDM 사업 (DNV) ···························································· 158

[표 Ⅳ-51] 등록된 베트남 CDM 사업 (TÜV-SÜD) ················································· 159

[표 Ⅳ-52] 탄소 배출권 예상 판매액 ············································································ 167

[표 Ⅳ-53] CDM 등록 단계에 따라 발생하는 비용 산정 ········································ 168

[표 Ⅳ-54] 총 사업비 산정 ···························································································· 172

[표 Ⅳ-55] 조사비 세부내역 ···························································································· 173

[표 Ⅳ-56] 설계비 세부내역 ···························································································· 173

[표 Ⅳ-57] 공사비 세부 내역 ·························································································· 174

[표 Ⅳ-58] 토지 구매비 세부내역 ·················································································· 175

[표 Ⅳ-59] 부대비 세부내역 ···························································································· 175

- vi -

[표 Ⅳ-60] 기타 공사비 항목 ·························································································· 176

[표 Ⅳ-61] 베트남의 연도별 물가 상승률 ···································································· 177

[표 Ⅳ-62] 1차년도 연간운영 비용 산정 (단위: 천원, VAT 별도) ······················· 178

[표 Ⅳ-63] 연간 수입 산정 ······························································································ 179

[표 Ⅳ-64] 송월비나 스팀 판매가격 산정 ·································································· 180

[표 Ⅳ-65] 2009년 유연탄 월별 가격 동향 ································································ 182

[표 Ⅳ-66] 2010년 유연탄 월별 가격 동향 ································································ 182

[표 Ⅳ-67] 2011년 유연탄 월별 가격 동향 ································································ 183

[표 Ⅳ-68] 전력가 인상률 ································································································ 183

[표 Ⅳ-69] 경제성 분석- 167ton용량의 발전시설 ·················································· 185

[표 Ⅳ-70] 민감도 분석 결과 ·························································································· 186

[표 Ⅳ-71] 시나리오에 따른 경제성 분석 ···································································· 187

[표 Ⅳ-72] 경제성 분석 - 최상의 시나리오 ······························································· 188

[표 Ⅳ-73] 경제성 분석 - 적정 시나리오 ··································································· 189

[표 Ⅳ-74] 경제성 분석 - 최악의 시나리오 ······························································· 190

[표 Ⅳ-75] 화력발전소의 배기가스에 있는 NOx, SO2, 먼지의 최대허용농도 ··· 192

[표 Ⅳ-76] 민간 발전 사업 분류 기준 ·········································································· 197

[표 Ⅴ-1] 사업 추진 일정(F/S 완료 이후) ··································································· 202

[표 Ⅴ-2] 운영인력 조직도 ······························································································ 205

[표 Ⅴ-3] 발전소 운영인력의 구성 ················································································ 206

[표 Ⅴ-4] 대기오염 방지 설비계획 ················································································ 210

[표 Ⅴ-5] 대기오염 방지공정의 구성장치 ·································································· 211

[표 Ⅴ-6] 대기오염 방지공정의 설계반영사항 ·························································· 212

[표 Ⅴ-7] 주요설비의 구성 및 원리 ·············································································· 213

[표 Ⅴ-8] 기타환경오염방지 공정 ·················································································· 214

[표 Ⅴ-9] 환경오염 방지설비 산정기준 ········································································ 214

[표 Ⅴ-10] 국내 대기오염물질 설계기준 ······································································ 216

[표 Ⅴ-11] 베트남의 폐수처리규정 ················································································ 217

[표 Ⅴ-12] 열병합시설의 예상 폐수 수질 ···································································· 217

[표 Ⅴ-13] 소음, 진동 설계기준 ····················································································· 218

[표 Ⅴ-14] 기기별 소음, 진동 방지계획 ······································································· 218

[표 Ⅴ-15] 참여회사 및 회사별 분담 금액 예상안 ···················································· 219

[표 Ⅴ-16] 타당성 조사 (F/S) ························································································ 220

[표 Ⅵ-1] 탄소 배출권 예상 거래가격 ·········································································· 223

[표 Ⅶ-1] 사업 타당성 검토 항목 ·················································································· 231

- vii -

<그림 차례>

<그림 Ⅰ-1> 열병합 발전시설 설치 사업 추진 구도 ······················································9

<그림 Ⅲ-1> CDM 사업 분야 (CD4CDM 2011.12) ·······················································24

<그림 Ⅲ-2> 베트남 CDM 사업 분야(CD4CDM, 2011.12) ··········································26

<그림 Ⅲ-3> CDM 사업 분야별 CERs 발생량(CD4CDM 2011.12) ···························30

<그림 Ⅲ-4> 2012년 CDM 예상 사업 분포(CD4CDM 2011.12) ·································31

<그림 Ⅲ-5> CERs 가격 동향 예상 ················································································31

<그림 Ⅳ-1> 롱안성 지역의 쌀 생산량 (1995～2010년) ···············································40

<그림 Ⅳ-2> 왕겨(좌) 및 왕겨 펠릿(우) 형상 ······························································41

<그림 Ⅳ-3> 분쇄되어 판매되는 왕겨 ············································································50

<그림 Ⅳ-4> 브리켓으로 판매되는 왕겨 모습 ································································51

<그림 Ⅳ-5> 발전소 기준 반경 15km의 도정공장 분포도 ··········································52

<그림 Ⅳ-6> 발전소 기준 반경 30km 도정공장 분포도 ··············································52

<그림 Ⅳ-7> 발전소 기준 반경 50km내 도정공장 분포도 ··········································53

<그림 Ⅳ-8> 원재료(왕겨) 공급 의향서 체결한 도정공장 9곳 ···································56

<그림 Ⅳ-9> 베트남 운송 업체의 운송 단가표 ······························································60

<그림 Ⅳ-10> 롱안성 인민 위원회와의 회의 ··································································67

<그림 Ⅳ-11> Tan Duc공단과의 회의 ·············································································68

<그림 Ⅳ-12> 공단 부지 내의 본 사업 예정 부지 ························································84

<그림 Ⅳ-13> Tan Duc공단 내 토지 관련 회의 ···························································84

<그림 Ⅳ-14> Nam Tan 공단 위치 ··············································································87

<그림 Ⅳ-15> Nam Tan 공단(FU-I)와의 회의 ······························································87

<그림 Ⅳ-16> Dhuc Hua 공단 위치 ·············································································88

<그림 Ⅳ-17> Tan Duc공단의 전경 및 발전부지 ·························································93

<그림 Ⅳ-18> 공단 부지 내의 본 사업 예정 부지 ························································93

<그림 Ⅳ-19> 분산형 펠릿 성형기의 구조 ··································································112

<그림 Ⅳ-20> 열병합 발전 방식 ······················································································116

<그림 Ⅳ-21> 배압 터빈방식 개념도 ··············································································118

<그림 Ⅳ-22> 추기배압 터빈방식 개념도 ······································································119

<그림 Ⅳ-23> 추기복수 터빈방식 개념도 ······································································120

<그림 Ⅳ-24> 조합 터빈방식 개념도 ··············································································121

<그림 Ⅳ-25> 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG) 조합 개념도 ·····························125

- viii -

<그림 Ⅳ-26> 가스터빈, HRSG 및 배압터빈을 조합하는 복합방식의 개념도 ····126

<그림 Ⅳ-27> 가스터빈, HRSG 및 추기복수터빈을 조합하는 복합방식 개념도 ··127

<그림 Ⅳ-28> 가스터빈, HRSG, 배압 및 복수터빈을 조합하는 복합방식 개념도 128

<그림 Ⅳ-29> 추기 복수식 Heat & Balance ································································131

<그림 Ⅳ-30> 바이오매스 화력시스템 ············································································132

<그림 Ⅳ-31> 바이오매스 화력 발전설비-00발전소 모식도발췌 ······························132

<그림 Ⅳ-32> 바이오매스 연소로 및 보일러 외관도-00발전소 보일러외관도 발췌 ·· 135

<그림 Ⅳ-33> 터빈 모형도 ································································································136

<그림 Ⅳ-34> 탈기기 운전도 ····························································································137

<그림 Ⅳ-35> 냉각탑 외형도 ····························································································139

<그림 Ⅳ-36> 열배관 구조도 ··························································································147

<그림 Ⅳ-37> Tan Duc 공단 열 배관 관로도-공급관 ···············································148

<그림 Ⅳ-38> Tan Duc 공단 열 배관 관로도-회수관 ···············································149

<그림 Ⅳ-39> 추가성 검증 단계 ······················································································164

<그림 Ⅳ-40> 모니터링 운영 구조 계획도 ····································································171

<그림 Ⅳ-41> 인·허가 절차 ······························································································194

<그림 Ⅵ-1>사업 운영구도 ································································································227

<그림 Ⅷ-1> 열병합 발전 시설 설치 추진 구도 ··························································236

- ix -

<부록 차례>

<부록 1> 왕겨를 이용한 발전 사업 목록 240

<부록 2> Tan Duc 공단 (Google Map) 242

<부록 3> 의향서 244

1 열(스팀) 공급 의향서 246

2. 전기 구매 의향서 249

3. 원료(왕겨) 공급 의향서 250

4. 운송 의향서 259

<부록 4> MOU 체결안 260

<부록 5> 이동식 펠릿기 특허 사본 272

<부록 6> 베트남 환경영향 평가 항목 (베트남어) 274

<부록 7> 롱안성 원료 수급 지도 342

<부록 8> 발전소 송·수전 Diagram 및 발전소 레이아웃 344

<부록 9> 부지 Layout 350

<부록 10> 열배관도 354

<부록 11> 건설공정표 358

<부록 12> 집단 에너지 공급 규정안 362

<부록 13> 열 공급 계약서 형식 402

<부록 14> 건설 예정 공정표 410

<최종 보고서 요약본>

- 3 -

Ⅰ. 개요

1. 추진 배경

본 사업은 베트남 롱안성에 40ton/hr용량의 바이오매스 열병합 발전 시설을 설

치하는 사업으로 급격한 인구 성장과 도시화에 따른 베트남의 전력 생산 및 주

변 산업단지에 스팀을 공급하여 에너지 문제를 해결하는 동시에 이를 CDM사업

으로 추진하는 사업이며, 용역의 추진 배경은 아래와 같다.

해외 폐자원 에너지화사업 및 CDM사업은 그 기대효과는 높으나, 이를 추진함

에 있어 당사국의 제도 등 현황에 대한 이해부족 및 전문성 부족에 따른 해당

사업의 기술성, 경제성 등의 불충분한 검토로 인한 사업 중단 및 실패 우려가 제

기되는 상황이다.

이에 따라 국내 환경기술의 해외진출 불확실성을 해소하고 실질적 진출 통로

를 구축하기 위한 초기 연구비용 지원 및 환경 공단과 관계 전문기관이 함께 참

여하는 해당분야 해외진출 시스템을 운영함으로써 보다 안정적인 해외 폐자원

에너지화사업을 진행토록 한다.

2. 추진 목적

본 연구 용역 목적은 크게 아래와 같이 분류된다.

①사업 관련 현황 분석 및 바이오매스 특성 평가를 통한 타당성 평가

②사업 추진을 위한 마스터플랜의 수립

③환경 공단의 참여 방안 제시

이를 통한 장기적인 목적은 해외 폐자원 및 바이오매스 에너지 CDM 대상 사

업 확보 그리고 유사 사업의 해외 진출을 위한 시스템 구축 및 목록화에 있다.

최종적으로는 본 연구 사업을 통한 해외 폐자원 및 바이오매스 에너지 CDM 사

업 진출에 있다.

- 4 -

<그림 Ⅰ-1> 열병합 발전시설 설치 사업 추진 구도

3. 과업 개요

본 베트남 바이오매스 열병합 발전 시설은 베트남 남부에 위치한 Long An에

서 운영될 예정이며 Long An 지역 내 Tan Duc공단이라는 공업 단지 내에 입주

할 예정이다. 세부적인 시설개요는 아래와 같다.

- 과업명: 해외 폐자원 및 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 개발

- 사업 규모: 전력 3.6MW + 스팀 23tons/hr 열병합 발전

- 건립예정부지: 롱안성 Tan Duc공단내 유휴부지 (공단 관리 회사 소유)

- 발전 방식: 연소로 – 스토커 방식(Stoker) - 추기복수식

- 발전 연료: 왕겨를 원재료로 왕겨펠릿 (왕겨 약 167ton/day 소요)

- 펠릿화: 왕겨 발생지에서의 분산형 펠릿제조기를 이용한 왕겨 펠릿 생산

본 사업의 개략적인 추진 구도는 <그림 Ⅰ-1>과 같다.

또한 본 사업으로 인해 발생할 수 있는 배출저감량(CERs)은 CDM 방법론

ACM 006을 적용하여 산정한 결과 연간 약 46,398.64 tCO2로 예상된다.

- 5 -

Ⅱ. 베트남의 일반 현황

1. 베트남 지형 및 기후

베트남의 국명은 “베트남 사회주의 공화국(The Socialist Republic of Vietnam

)으로 국가면적은 한반도의 약 1.5배에 해당한다. 베트남은 인도차이나 반도의

동쪽에 가늘고 긴 S자 형태로 북으로는 중국과 국경을 접하고 있고, 동으로부터

남서쪽에 이르기까지 남중국해와 타일랜드만에 접하고 있으며 서쪽으로는 ”쯩

“산맥을 경계로 라오스, 캄보디아와 접하고 있다.

국토는 지리학적으로 크게 북부 고원지대, 홍강 삼각주의 통킹 삼각주, 안남

산맥, 해안저지대, 메콩강 삼각주의 다섯 지역으로 이루어진다.

기후는 북부지역의 경우 아열대 기후이나 남부는 열대몬순기후로 계절풍의 영

향을 받으며, 대체로 5∼10월이 우기, 11월에서 4월까지가 건기이다. 베트남의 기

후를 지역별로 나누어 살펴보면 북부에서는 6∼7월, 중부와 남부에서는 8∼9월에

강우량이 많다. 남부의 평균 강수량은 2,330mm이고 평균기온은 26.5° C이며 북

부의 산악지역은 평균 강우량이 3,000mm이고 평야지역은 2,000mm 정도인데 연

평균 기온은 23° C이지만 겨울의 평균기온은 15.5° C이다.

2. 경제

2011년 베트남 경제는 중동 지역의 정치적 분쟁으로 인한 국제유가 상승 등으

로 인하여 물가상승률은 전년 대비 18.13%를 기록하였고 경제 성장은 다소 둔화

된 5.9%를 달성하였다. 하반기 들어서는 상반기의 충격 요인들이 다소 완화되며

세계경제가 진정세로 접어드는 듯 보였으나, 8월 미국의 국가부채 문제로 인해

국가 신용등급이 하향조정 되었다.

연도 2007 2008 2009 2010 2011

GDP

(억 달러)710 895 915 1,016 1,218

[표 Ⅱ-1] 베트남 GDP 현황

※출처: 호치민 KBC, KOTRA

- 6 -

아시아에서 중국, 인도 다음으로 높음 경제 성장률을 기록하고 있으며 2010년

에는 세계금융위기 여파에서 회복세로 6.78%의 경제 성장률을 기록했다.

3. 정치 및 사회 동향

베트남은 1970년대 말까지 서방 주요국가들, UN을 포함한 국제기구와의 관계

개선을 시도하였다. UN, 세계은행, WTO, 아시아개발은행(ADB), ILO, FAO,

UNESCO, IBRO, IMF, ITU, IFC 등 많은 국제기구에 정식으로 가입하였다.

현재 2011년 8월 꾸려진 신정부(2011년∼2016년)를 출범하였으며 2008년 말부

터 최대 정책 목표인 “인플레이션 우려 해소”에 초점을 맞추어 거시경제 안정화

및 장기 성장 잠재력 확충, 빈부격차 및 사회불안 요인 해소 등에 역점을 두기로

정책방향을 수정했다.

4. 발전사업 동향

베트남에서는 28개 발전소가 운영되고 있으며 연간 17,300MW의 전력이 생산

되고 있다. 2006년 전력생산 비율은 수력 40%, 석탄 13%, 천연가스 38%, 중유

9%순이다.

구분 2005 2006 2007 2008 2009

설비용량(MW) 12,135 12,270 12,788 15,660 17,300

발전량(TWh) 52.1 57.9 64.2 71.0 80.7

판매전력량(TWh) 45.7 51.3 58.4 65.9 74.8

[표 Ⅱ-2] 베트남 전력산업 현황

※출처: 베트남 EVN

주요 발전소는 석탄(8개), 중유(4개), 천연가스(8개), 수력(8개)발전소가 있으며,

매년 15%씩 전력 수요가 증가할 것을 예상하여 2010년 19,000MW, 2020년

44,000MW 생산을 계획하였다. 2025년까지 발전소 75개를 건설, 연간 50억 달러

가 소요될 계획이다.

베트남 전력발전소 개발은 베트남 산업무역부(MOIT: Ministry of Industry

and Trade)에서 관할하고 있다. 베트남 정부는 최근 잦아지는 전력부족 현상을

해결하기 위해 발전소산업 프로젝트 진행에 집중하고 있다.

- 7 -

Ⅲ. 베트남 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 현황

1. 베트남 바이오매스 에너지화 사업 현황

베트남은 세계 2위의 쌀 수출국, 5위의 쌀 생산국으로서 쌀 생산 과정의 부산

물인 왕겨 생산량도 상당히 높은 수준이다. 구체적으로 베트남 쌀 생산량의 약

54%가 생산되는 메콩델타(Mekong Delta) 지역에서 대규모형태로 집중적으로 쌀

생산이 이루어지나, 현재 이곳에서 생산되는 왕겨의 활용률이 15～20% 이내로

매우 낮은 실정이다.

현재 메콩델타(Mekong Delta) 지역에 약 10건의 왕겨 화력 발전소가 준비 중

에 있지만, 전력 생산을 시작한 발전소는 아직 존재 하지 않는다. 이처럼 베트남

내의 바이오매스 사업이 초기 단계에 있지만, 향후 왕겨를 이용한 발전 사업이

활발해 질 것으로 예측되므로 본 사업의 빠른 추진과 현지의 왕겨 공급의 안정

성을 확보하기 위한 방안 마련이 중요한 사항이다.

년도 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

쌀생산량(천톤) 1015.8 1181.2 1240.6 1400.5 1522.8 1573.3 1626.2 1738.6

왕겨생산량 203.2 236.2 248.1 280.1 304.6 314.7 325.2 347.7

전년대비증감율 　 116% 105% 113% 109% 103% 103% 107%

년도 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

쌀생산량(천톤) 1772.8 1902.7 1934.2 1769.4 1950.6 2178.1 2158.6 2275.8

왕겨생산량 354.6 380.5 386.8 353.9 390.1 435.6 431.7 455.2

전년대비증감율 102% 107% 102% 91% 110% 112% 99% 105%

베트남 남부의 롱안성은 몬순기후와 풍부한 수자원으로 연간 3모작이 가능하

다. 롱안성의 2010년 총 쌀 생산량은 2,275.8천톤이며 왕겨의 생산량은 455천톤

이다.

[표 Ⅲ-1] 롱안성 쌀 생산량

※출처: 베트남 통계청(2011)

- 8 -

2. CDM 사업 현황

바이오매스 에너지화 사업은 세계적으로 전체 CDM 사업 분야에서 약 11%를

차지하며, 배출 저감량 누적 통계에 따르면 총 저감량의 6%에 해당한다. 2012년

바이오매스 에너지화 사업을 통한 예상 배출 저감량은 전체 CDM 사업 중 6%

에 달할 것으로 조사된다.

2011년 12월 기준, 베트남에서 Validation 중인 사업은 총 138건, 등록된 사업

은 82건, 등록이 거절된 경우는 1건으로 베트남에서 CDM 사업 실패율은 1% 미

만이다. 국가적 측면에서 CDM 추진 리스크가 낮으며, 등록을 이미 완료한 82건

의 사업과 아울러 현재 추진 중인 148건의 사업들을 본 사업의 추진을 위한 잠

재적 여건이 갖추어 진 것으로 판단된다.

따라서 베트남 내의 CDM 사업 진행에 있어 발생할 리스크 요인은 없을 것으

로 보인다. 베트남 내에서 추진 중인 주요 CDM 사업은 수력(80%), 메탄회수

(11%) 그리고 바이오매스 에너지(4%)이다. 2011년 CDM 사업에서 재생에너지

사업이 증가하는 추세를 보였다.

- 9 -

Ⅳ. 해당 사업 타당성 평가

1. 바이오매스(왕겨) 수급

베트남 남부의 롱안성은 연간 3모작이 가능하며 2010년 총 쌀 생산량은

2,275.8천 톤이고, 왕겨의 생산량은 455천 톤이다. 롱안성 지역의 쌀 생산량은

1995년부터 꾸준한 증가세를 보이고 있다.

2009년 화학시험 연구원과 2010년 국내 P연구소의 왕겨 성상분석 결과, 왕겨

의 발열량은 습윤 기준 저위 발열량이 약 3,000kcal/kg으로 에너지화 하기에 적

합한 것으로 나타났다.

구 분 단 위

왕 겨(2009, 화학시험연구원)

왕 겨(2010, 국내 P연구소)

1차 2차 평균

함수율 % 6.7 6.5 6.6 7.2

가연성분 % 65.6 65.8 65.7 70.6

회분 % 12.18 12.86 12.52 12.15

고정탄소 % 15.5 16.2 15.85 17.73

고위 발열량(HHV) kcal/kg 3,166 3,287 3,226 3,362

저위 발열량(LHV) kcal/kg 2,849 2,958 2,903 3,021

밀도 kg/㎥ 130 131 130 -

[표 Ⅳ-1] 왕겨의 성상

※출처: 국내 P연구소의 왕겨 분석

또한 본 사업단에서는 왕겨를 펠릿화하여 회분 및 수분의 감소, 연료의 발열량

상승, 운송비 감소를 도모하였다. 왕겨펠릿의 성상표는 <표Ⅳ-2>와 같다.

구분저위발열량

(Kcal/kg)수분(%) 회분(%) 염소(%) 황(%)

WCF 3,500 10이하 8이하 0.3이하 1.2이하

RDF 3,500 25이하 20이하 2.0이하 0.6이하

RPF 6,000 10이하 20이하 2.0이하 0.6이하

TDF 6,000 10이하 8이하 2.0이하 2.0이하

우드펠릿 4,040 15이하 6이하 0.05이하 0.05이하

왕겨펠릿 4,211 6.74 13.1 0.07 0.08

[표 Ⅳ-2] 왕겨펠릿의 성상

※출처: Report No. TAH-003323, Korea Testing&Research Institute

- 10 -

운송비 및 도로 상황을 고려하여 규모가 비교적 큰 도정공장을 중심으로

60km이내의 13곳을 방문하였다. 방문한 결과, 최근 왕겨 처리 현황은 강가에 야

적, 왕겨 수거 전문 업체를 통한 수거, 왕겨 분쇄 또는 브리켓(Brakett)화 하여

판매하는 방식으로 나누어 처리되었다.

총 9곳의 도정공장과 원재료(왕겨) 공급 의향서를 체결하였으며 일일 465ton의

왕겨를 확보하였다. 이는 본 사업에서 요구되는 왕겨 소요량 192ton/day에서 펠

릿화되어 소모되는 양을 고려한 후, 공정 운영 안정성을 위한 추가 여유율 30%

를 고려한 목표 왕겨 확보치인 약 250ton/day보다 많은 양이므로 원료 공급의

안정성이 확보되었다.

베트남 현지 전문 운송업체의 단가표를 바탕으로 8ton 트럭을 기준으로 산정

시, 전문 운송 업체의 경우 왕겨 펠릿 톤당 25,334원이 소요된다. 그러나 직영 운

송 방식을 채택할 경우 차량 구매비를 제외한 운송비용을 산정하였을 때 왕겨

펠릿 톤당 약 1,990원이 소요될 것으로 예상된다.

따라서 운송비용 및 운송의 효율성 등을 고려하였을 경우 운송이 편리하고 유

지관리가 용이한 육상 운송의 선정이 타당하며, 직접 운영하는 것이 위탁 운영에

비해 톤당 운송비가 23,344원 저렴한 것으로 나타나, 직접 운영하는 방안이 타당

한 것으로 판단된다.

또한 발전시설 운영기간 20년 동안 왕겨를 안정적으로 공급할 수 있도록 원료

수급 보증을 20년으로 하고 가격 변동 및 계약 체결 유지를 위하여 3년마다 도

정공장과 원료 구매비 등 계약 조건을 재협의하는 방식을 택하고자 한다.

이러한 원료 계약 구도를 통해 장기계약이 가질 수 있는 연료 수급 안정성을

확보하며 또한 단기계약이 갖고 있는 발전소 손실분 최소화의 장점을 동시에 취

할 수 있다.

또한, 장기 계약 시 판매 단가를 고정하고 원료 공급처의 사업 지분확보 또는

수익금 일부를 취하는 방식을 통해 원료 공급자의 보다 적극적인 사업 참여를

유도할 수 있다.

2. 열(스팀) 공급처

Tan Duc공단 내의 열시설을 이용하는 공장을 대상으로 총 24개소를 방문하였으

며 그 중 ①송월비나(주), ②LIEN HUY HOANG, ③Y VINH 총 3곳과 열(스팀)

구매 의향서를 체결하였다.

- 11 -

송월비나의 경우 3차 현지답사 및 회의를 통해 조사한 바, 공장 증설로 인하여

향후 시간당 약 20ton 이상을 소모할 것으로 확인 되었다. 하지만 공장 증설 전

인 현재기준으로 송월비나에서 안정적으로 수급할 물량은 약 7.2ton으로 조사되

었으며 2011년 11월 22일자로 스팀 공급 의향서를 체결하였다.

현지 조사를 통해 수집된 스팀 수요처 중 시간당 약 20ton이상의 스팀을 소비

예정인 송월비나에 안정적인 스팀을 공급하는 방법이 배관망 설비도 줄이면서

안정적으로 스팀을 판매할 수 있을 것으로 판단된다.

현재 송월비나의 향후 스팀 수요량이 적을 경우에는 두 번째 스팀 공급 계획안

으로, 스팀 수요량 시간당 7.2ton을 공급하며, 추가로 조사된 2곳의 스팀 공급 업

체에 일일 시간당 약 4ton의 스팀을 공급함으로서 최소 시간당 15.2ton을 안정적

으로 공급할 수 있을 것으로 판단된다.

또한 송월비나는 2013년 10월까지 현재 72대인 직기설비를 102대로 증설한 계획

을 수립하였으며, 이에 대한 추가적인 스팀이 요구되고 있다. 따라서 사업 완공

이후 총 23ton의 스팀 공급이 충분히 가능할 것으로 판단된다.

3. 전기 구매처

전기 판매 구도는 계통 연계방식, 직접 판매로 크게 2가지로 나뉘는데 본 사업

에서는 전기 수요 및 사업 수익률에 따라 직접 판매 방식으로 진행하는 것이 적

합하다고 판단하였다.

Tan Duc 공단 관리사 또한 공단 내의 발전 플랜트 건설에 높은 지지를 보이

는데 이는 지속적인 전기 부족으로 특히나 건기시에 전기 수요를 맞추는데 어려

움을 갖고 있기 때문이다.

본 사업의 전력 수요처인 송월비나는 현재 중온수용 보일러를 이용하여 스팀

을 생산 및 공급하고 있으며, 소모하는 전기량은 월평균 약 630MWh이다.

- 12 -

4. 바이오매스 에너지 정책 및 제도

현재 베트남 정부는 친환경 에너지 개발에 대한 관심과 신재생 에너지 개발

우선권을 통하여 석유, 석탄, 신재생에너지를 포함한 통합적이며 합리적인 에너

지 시스템 개발을 지향하고 있다. 이를 반영하여 2020년에는 주요 산업 에너지

자원 중 5%, 그리고 2050년에는 11%에 해당되는 신재생에너지의 생산 비율을

증가시키려는 노력을 펼치고 있다.

또한, 2007년 이미 승인이 완료된 “2020년까지 베트남 국가 발전 전력과 2050

년까지의 비전” (문서 번호 No.1866/QD-TTg)을 통해 재생에너지로부터 전기

생산을 독려하는 발전 전략을 수립하였다. 이러한 정책계획에 발맞추어 베트남

정부가 제공하는 재정적 지원 제도는 [표 Ⅳ-3]와 같다.

지원 부분 세부 사항

법인 소득세

지원제도

① 15년간 10%의 법인 소득세 적용

: 재생에너지 전력 발전소 설립 업체

② 30년간 10%의 법인 소득세 적용

: 베트남 수상으로부터 대규모, 첨단 기술, 신기술 그리고

투자에 특별히 요구되는 사업으로 인정된 재생 에너지

투자 사업

전기 판매가

혜택 제도

① 베트남 전력 공사(EVN)의 전력 구입가 적용

:30MW 미만의 소규모 국가 전력망 연결형 전력 발전소

- 2008.06.18 (No. 18/2008/QD-BCT) & 2008.12.24

(No. 74/QD-DTDL)

장비 및 기계

수입 관세

① 신∙재생 에너지 생산 관련 장비 및 기계의 수입 관세

면제

- 2009.01.14 (No.04/2009/ND-CP의 조항 14조)

고정 자산 수입

관세

① 재생 에너지 개발 사업에 대한 고정 자산에 대해 수입

관세 면제

[표 Ⅳ-3] 베트남 재생에너지 지원제도

※출처: KOTRA 자료 10-020

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5. 사업 부지

베트남의 전력 예상 구매가는 6.8cent/kW이다. 이는 베트남 인근 동남아시아

의 전력 구매가에 비해 낮은 가격이며 이로 인해 발생하는 낮은 수익성을 보완

하기 위하여 스팀 판매를 병행해야 한다고 판단되며 펠릿의 수송 및 원재료 비

용 절감이 필요하다.

따라서 이를 평가하기 위한 항목으로는 수로 인접성, 수요, 스팀 배관 효율성

등을 고려하며 2차 현지 조사를 세부적으로 실시하였다.

롱안성 인민위원회와의 2차 회의 결과, Tan Duc 공단 내의 전력 생산을 위한

발전소 건설은 정부 차원의 부지 선정 지원과 협조를 받는 항목으로 수행함에

있어 어려움이 없을 것으로 예상된다.

또한, Tan Duc 공단 방문시 송월비나 소유 부지(4ha) 외에도 6ha 크기의 인근

유휴부지가 존재하며 본 사업에 요구되는 1ha(10,000m2) 크기의 부지 확보에 어

려움이 없을 것으로 확인되었다. Tan Duc 공단 내 부지의 경우, 주변 도로 설비

상태가 양호하고, 왕겨 도정공장과의 거리가 60km이내로 육상 운송이 용이하다

는 장점이 있다.

또 다른 예정 부지 후보지였던 Nam Tan 공단(FU-I)와 Dhuc Hoa 공단(사포

로 맥주)의 방문 및 조사 결과, Nam Tan 공단의 FU-I공장은 재정적인 어려움

으로 발전소 건설을 포기하였으며, EVN(베트남 전력 공사)와의 협의를 통해 전

력 수급협약을 맺었다. 또한, Dhuc Hoa 공단(사포로 맥주) 또한 Tan Duc 공단

과 비교하여 경쟁력이 낮은 것으로 판단된다.

따라서 후보지 3곳 중 Tan Duc 공단의 부지가 최적합하다고 판단하였으며,

스팀 배관의 효율성, 부지 확보 가능성, 원료의 수급 등을 고려하여 본 사업단은

Tan Duc 공단 내의 공단 관리 회사 소유 6ha 유휴 부지를 본 사업시설을 위한

최적합 부지로 판단한다.

최종 후보지인 Tan Duc 공단의 부지 시세는 m2당 70～80 USD이며, 본 사업

에서 요구되는 약 1ha 면적의 부지 구매를 위하여 초기 사업비 중 부지가격은

약 8.3억원이 소요될 것으로 예상된다. 토지 계약에 대한 사항은 소유주인 Tan

Duc공단과의 향후 구체적인 협의 후 계약하고자 계획하였다.

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<그림 Ⅳ-1> 공단 부지 내의 본 사업 예정 부지

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6. 펠릿기 방식 선정

6.1 펠릿기 설치 목적

운송비의 경우 집중형 펠릿화 장치가 본 사업의 효율성 제고를 위해 설치되므

로 펠릿화에 필요한 왕겨 운송비와 현지 왕겨 펠릿화 후 발전소 공급시 운송비

비교를 실시한 결과는 [표 Ⅳ-4]와 같다.

구 분 단위 왕 겨 왕 겨 펠 릿

겉보기 밀도 ton/㎥ 0.13 0.87

왕겨 1ton당 왕겨 펠릿량 ton 1 0.87

발전 여유율 30%적용

일일 발전 소요량 ton 191.6 166.7

ton 당 운송요금 천원 11.6 1.7

적재용량(50㎥) 운송가능 ton 1.7 11.6

운송 대수 64.03 9.57

일일 운송비용 천원 2,895.2 433.36

왕겨 대비 왕겨펠릿의 일일 운송비 차이 천원 1.461.85

320일 기준 연간 운송비용 천원 926,464 138,675.2

왕겨 대비 왕겨펠릿의 연간 운송비 차이 천원 787,788.8

[표 Ⅳ-4] 사업에 소요되는 왕겨와 펠릿의 운송비(1일당) 비교

[표 Ⅳ-4]의 경우 본 사업에 필요한 일일 발전에 소요되는 연료량을 운송하는

것을 기준으로 하였으며, 펠릿화 과정에서의 물질 손실이 없는 경우를 가정하였다.

비교 결과 왕겨로 이송하는 경우 일일 약 삼백만원이 소요되며 이는 왕겨펠릿

을 운송하는 경우와 비교해서 여섯배 이상 높은 것으로 나타났다. 따라서 왕겨를

펠릿화하여 운송하는 것이 적합한 것으로 나타났다.

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6.2 집중형 펠릿 제조 장치와 분산형 펠릿 제조 장치의 비교

펠릿화 장치의 선정을 위하여 본 사업단에서는 집중형 펠릿 장치와 분산형 펠

릿장치에 대하여 운송비와 설치비에 대하여 비교 분석하였다.

구분 집중형 펠릿제조장치 분산형 펠릿제조장치

장점

대규모의 시설 건립가능운영인력의 전문화대용량 제조 가능집중 관리 가능

원료구매비용 저렴원료 수급의 안정성운영인력비의최소화 가능운영 난이도 쉬움운송비용 미발생초기투자비용 저렴제조원가 낮음운송수단에 의한 이동 가능생산지의 변수 대응 가능

단점

제조원가 높음초기투자비용 많음원료 수급체계 필요운송수단에 의한 이동 불가능생산지 변수 대응 불가

생산 시간의 제한장비 고장시 가동 중지펠릿 수거체계 필요

선정 ◎

[표 Ⅳ-5] 집중형과 분산형 펠릿 제조 장치 비교

집중형과 분산형 펠릿제조장치의 구성별 역할을 동일하게 하여 산정한 결과,

집중형 펠릿제조시설의 1ton/hr당 건설비용은 379,250천원, 분산형 펠릿제조시설

의 건설비용은 200,007천원이다.

No 구분 집중형 분산형 집중형-분산형

1 건축 135,095 26,666 108,429

2 기계, 전기 242,555 172,841 69,714

3 기타 1,600 500 1,100

계 379,250 200,007 179,243

[표 Ⅳ-6] 집중형과 분산형의 비용 차이 (단위: 천원)

따라서 위와 같은 분산형 펠릿제조장치의 장점, 비용 차이에 따라 본 사업 운

영에는 분산형 펠릿제조 장치가 적합하다.

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구 분국내 분산형(자사개발품)

국외 분산형(Green Forze)

용량 1.5ton/hr 1ton/hr

비용 300,000천원 480,000천원

용량1ton 대비 금액 200,000천원 480,000천원

[표 Ⅴ-7] 국내 분산형 펠릿기와 국외 분산형 펠릿기의 금액 비교

[표 Ⅴ-7]와 같이 국내제작비용이 국외 비용에 비하여 저렴하며 또한 장비의

수리, 유지보수의 편의성에 따라 국내 개발품으로 선정하는 것이 바람직하다.

적용될 국내 설비는 2012년 상반기 시작품제작이 마무리되며 시험 운전을 통

하여 사업에 적용하고자 한다.

집중형과 분산형 펠릿제조장치의 비교결과 운송비, 제조시설비 측면에서 분산

형 펠릿제조장치로 선정하였으며 국외제품과 국내 제품의 비교 결과 국내 분산형

펠릿기 제품으로 선정하였다.

7. 바이오매스 발전시설

7.1열병합 발전시설 구성

1) 연소로 선정

화격자식(Stoker) 소각로는 소각 규모와 관계없이 안정연소가 가능하며 연소열

량 변동이 적으므로 폐열보일러에 의한 열회수 방식에 유리하다. 또한 유동상식

에 비해 소요전력이 적으며 전처리없이 소각 가능하며 유동상 소각로보다 분진

발생율이 낮다. 하지만 화격자식 소각로는 수분함량이 높은 연료, 열량이 높은

연료 소각에는 부적합하고 분체성 폐기물 소각에는 부적당하다. 그러나 본 사업

은 왕겨펠릿를 원료로 사용하므로 이와 같은 화격자식 소각로의 단점은 본 사업

에 해당하지 않는다.

화격자 소각 방식은 소각처리 기술 중 전세계 약 95%정도의 보급률을 갖고

있으며 안정적인 기술로 기술 신뢰도가 높다. 따라서 상대적으로 소요전력이 적

고 운전조작이 용이하며 설비 금액 및 운영비용이 비교적 적게 소요되는 화격자

식(Stoker)로 소각 방식을 최종 결정한다.

따라서 본 사업단은 건설의 용이성과 유지관리의 특성을 고려하여 스토커방식

을 선정하였다.

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2) 발전방식 선정

베트남 롱안성 TanDuc공단의 열병합발전 형식 및 설비용량은 (2.6MW +

23ton/hr)이하이므로 용량을 고려하여 발전 방식을 선정하였다.

일반적인 발전 방식에는 배압식과 추기복수식으로 나누어진다. 배압식의 경우

스팀판매를 주목적으로 하는 설비에서 스팀 생산 시 발생하는 소내 전기를 자체

생산하여 공급하는 목적을 가지는 발전설비로 증기터빈 1기로 구성되어 있다.

이에 비하여 추기복수식의 경우 배압식과 복수식의 중간 형태로 수요에 따라

전기 및 스팀의 양을 설계에 따라 공급하는 하이브리드적인 발전방식이다. 구성

은 증기터빈 2기 이상으로 구성되며 발전방법은 1차 증기터빈에서 사용된 증기

중 일부는 스팀수요처에 사용되고 일부는 2차 발전설비에서 발전 동력으로 최종

소모되는 방식이다.

구 분 배압식 추기복수식

보일러 효율 85% 85%

총 발전 효율 26% 26%

발생 스팀량(ton/hr) 40 40

발생 전기량(MW) 3.5 3.6

소내전기(MW) 1 1

전기 판매량(MW) 2.5 2.6

스팀 판매량((ton/hr) 34.95 23

[표 Ⅳ-8] 배압식, 추기복수식의 비교

[표 Ⅳ-8]에서 배압식 대비 추기복수식의 전기 판매량은 0.1MW 많으며 kWh

당 약 6.8cent 구매가 기준 시간당 7,820원의 수익이 발생된다. 그러나 스팀 판매

량에 있어 배압식은 추기복수식에 비하여 11.9ton 많아 톤당 23,000원 구매가 기

준 시간당 273,700원의 수익이 발생된다.

수익성에 의하여 스팀가격이 전력가격에 비하여 고가이므로 전력보다 스팀판

매에 중점을 둔 배압식을 선정하는 것이 경제적으로 타당하나, 2차 현지 조사 결

과 스팀 공급 업체의 시간당 스팀 수요량은 실질적인 장래분 포함 총 23톤이다.

따라서 배압식 발전방식은 스팀 수요에 맞지 않아 사업 운영에 적당하지 않다.

이에 전기와 스팀을 충족하는 추기복수 발전방식으로 운영하는 것이 바람직하다.

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<그림 Ⅳ-2> 추기 복수식 Heat & Balance

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7.2 열배관망 구성

열배관망의 구성은 사업대상지역인 TAN DUC 산업공단으로 열원공급 시 문

제발생에 의하여 일부 사용할 수 없는 경우에도 열공급이 가능토록 관로망 구성

방식을 “분기방식”으로 구성하였고, 중앙감시시스템을 채택하여 외부 손상 및 열

손실 등의 사고에 대비하여 즉각 유지보수 할 수 있는 시스템을 채택하였다.

열배관의 길이는 400mm의 주관이 약 580m 설치되며 각 수용처를 연결하기

위한 200mm 및 100mm 배관의 길이는 각각 2,997m와 1,286m 설치될 것이다.

총 설치비용은 약 11.2억원으로 산정되었다.

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8. CDM 타당성 검토 및 적용

8.1 방법론 적용성 검토

본 사업에 적합한 베이스라인의 선정을 위하여 바이오매스를 이용한 전기 및

스팀 발생에 관련하여 승인된 CDM 방법론 중 전력과 스팀 발생 사업을 위한

방법론을 검토하였다. 검토 대상으로 선정한 방법론들은 통합방법론

ACM0006(Version11.02)와 소규모 방법론 AMS.I.C(Version19)이다.

본 사업에 적용 가능한 방법론은 통합 방법론 ACM0006 (바이오매스 잔여물

을 이용한 열병합 발전)이다.

방법론 ACM 0006는 “바이오매스 부산물을 이용한 열병합 발전 방법론”으로

서, 아래의 경우에 적용이 가능하다.

⒜ 기존의 열병합 시설이 설치되지 않았던 곳에 새로운 발전 시설 설치

⒝ 열병합 발전이 시행되던 부지에 새로운 발전 시설 설치

⒞ 용량 증대를 기대할 수 있는 기존 시설의 에너지 효율 증대 사업

⒟ 기존 시설 또는 새로운 시설에서의 바이오매스 잔여물을 이용한 화석연료

대체 사업

(예, 베이스라인과 비교하여 바이오매스잔여물의 사용량 증가한 사업 등)

⇒ 이에 따르면, 해외 폐자원 및 바이오매스 에너지화 CDM 사업 활동은 위의

(a)～⒟의 조건들 중 ⒟에 해당된다.

본 사업은 바이오매스인 왕겨를 이용하여 전력과 스팀을 생산하는 열병합 발전

사업이므로 방법론 ACM0006을 적용 가능하다.

8.2 베이스라인의 선정

1) 베트남 폐자원 및 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업의 베이스라인 선정

CDM사업 가이드라인에 따라, 본 사업의 베이스라인 시나리오는 아래와 같은

단계에 따라 입증된다.

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- 1 단계 : 현행 법규에 부응하는 사업 활동 규명

사업 활동이 법률이나 규제에 의해 의무적 강제성 확인

- 2-3단계 : 투자 경제성 분석 또는 장애 요인 분석

1단계에서 규명된 시나리오들의 투자경제성 분석 또는 장애요인 분석

- 4 단계 : 보급현황 분석

유사한 형태의 사업이 없거나, 있다면 제안된 사업과의 차이점 제시

☞ 기술적으로 운영하기 어려운 장애요인이 있고 본 사업과 유사한 운영 사례가

적어 일반 사업으로 보기 힘들다. 따라서 CDM 사업으로 진행해야 할 추가성을

가진다.

2) 배출 감축량 산출

- 베이스라인 산출

․전력배출량(tCO₂/yr)

= 전기발전량(MW)*전력배출계수(tCO₂/MWh)*단위환산(hr/yr)

×××

․스팀배출량(tCO₂/yr)

=스팀열량(스팀아웃-스팀인)(GJ/y)/효율*갈탄배출계수(tCO₂/GJ)

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÷×

- 사업 배출량: 왕겨를 이용한 사업에 따른 배출량 = 123.51 (tCO₂/yr)

방법론에 따라 바이오매스 연료 운송에 따른 온실가스 배출량이 사업 배출량이

산출되며, 이를 산정하면 아래와 같다.

· 경유연료사용량(kg)*연료발열량(kg/TJ)*연료배출계수(kj/kg)(출처 2006 IPCC)

× × × ×

= 123.51 tCO₂/yr

⇒ 배출 저감예상량 = (전기 배출량 + 스팀 배출량) - 사업 배출량

= (12,909.31 + 33,612.84)tCO₂- 123.51 tCO₂= 46,398.64 (tCO/yr)

배출 저감량의 경우, 실제 운영 상황에 따라 변동될 수 있다.

8.3 CERs 판매 경제성 분석

1) 수익성 분석

CER의 판매의 경우 EU-ETS에 판매하는 것을 기준으로 하였으며, 본 사업

참여사인 바라카글로벌(주)를 통하여 중간 거래인을 거치지 않고 해외

compliance buyer에게 직접 판매하는 방안을 선정하였다.

본 보고서에서 적용된 예상 가격의 경우 2011년 10월 발행된 Baclays의 CER

예상 가격을 기준으로 작성하였으며, 현재 거래가격의 경우 2012년 2월

BlueNext에 고시된 가격을 기준으로 작성하였다.

구 분 최악의 경우 현재 거래가 2014년 예상 최상의 경우

탄소배출권 가격 1 EURO 4.35 EURO 11 EURO 15 EURO

연간 배출 저감예상량

약 46,398.64 (tCO2/yr)

판매액(EURO) 46,398.64 201,834.084 510,385.04 695,979.60

판매액(원) 6천 8백만원 2억 9천만원 7억 5천만원 10억 3백만원

[표 Ⅳ-9] 탄소 배출권 예상 판매액

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2) CDM 사업 추진 비용 산정 및 CERs 발급 비용

CDM 사업 추진 시 발생하는 비용은 크게 ①CDM 사업 등록시까지 발생하는

비용, ②사업 등록에 소요되는 비용, ③등록 이후 소요되는 비용 3단계로 구분된

다.

사업 단계 세부 해당 내역 비고

사업 준비

단계

- 사업 계획서 작성(베이스라인 및 모니터링

계획 설정) : 1억원

- DOE 타당성 검토 비용 : 6000만원

총 16,000 만원

사업 등록 - CDM 사업 등록비 2000만원 2,000 만원

등록 이후

사업 진행

- Verification &Certification 보고서 작성비용

: 2000만원/건

-10년간의 모니터링 보고서 작성 비용(DOE)

: 2000만원/1년 ✕ 10년 = 약 2억원

-개도국 기후변화 적응 비용: 80,665.68t CO2의 2%

4억원 + 개도국

적응 비용

총합약 1억8000만원 + 4억원(10년) + 배출 저감량

의 2% 차감5억 8000만원+α

[표 Ⅳ-10] CDM 등록 단계에 따라 발생하는 비용 산정

따라서, 현재 CER 거래 기준인 탄소 저감량 톤당 4.35 EURO을 적용하였을

때 CERs 판매에 따른 수익금은 연간 약 2억 9천만원이며 본 사업을 10년간 추

진 시 개도국 기후변화 적응 비용으로 지불되는 배출 저감량의 2%를 차감하면

10년간 약 29.3억원의 수익이 발생한다.

또한, CDM 사업 추진에 따라 단계별로 발생하는 비용은 기본으로 1.8억원이

소요되며 등록 후 10년간 약 4억원의 비용이 소요된다. 따라서 본 사업을 통해

10년간 생산되는 CERs를 통해 약 23.5억 원의 수익을 창출해 낼 수 있다.

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8.4 모니터링 방안

<그림 Ⅳ-4> 모니터링 운영 구조 계획도

<그림 Ⅳ-4>는 모니터링 운영계획이다. 각 구성원별 부여되는 역할은 다음과

같다.

① CDM 사업 담당자

총체적인 모니터링 과정 검토.

② 발전시설 관리자

-전력망에 공급하는 전력 측정 감독 및 일별 운영 보고 및 검토, 매주 모니터링

측정방법 감독 및 모니터링 보고서 검토, 재무 담당자로부터 판매 기록 및 영수

증을 제출 받고 이를 모니터링 보고서와 비교하며 재검토.

③ 모니터링 담당자

- 전력망에 공급하는 전력 측정 및 판매 영수증 수집.

- 구매된 왕겨는 문서로 정리되며, 해당 프로젝트의 운영 보고서 작성.

- 기록되어 있는 자료들을 검토하고 방법론에 따른 예상 배출 저감량과 함께

기타 계산에 적용된 문서들을 조합하여 제출 및 발전시설 관리자로부터 내부

검증 과정을 정기적으로 행할 수 있도록 함.

④ 기술 담당자

일정한 모니터링 절차를 위해 모니터링 기계의 교정 및 보수.

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9. 경제적 타당성 평가

9.1 초기투자 비용

총 사업비 산정 내역은 [표 Ⅳ-11]와 같으며 18개월 동안의 공사기간에 예상되

는 사업비용 합계는 약 286.5억원이다.

항 목 금액(백만원)

조사비 100

설계비 1,120

공사비 22,308

토지 임대비 825

부대비

①시공 감리비 1,678

②환경성 검토비 50

③공사 보험료 127

④사업 이행 보증 보험료 20

⑤금융 부대비용 381

⑥사업 타당성 분석비 100

합계 2,356

영업 준비금

①신주 발행비 113

②개업비 300

합계 413

운영 설비비 530

예비비 1,000

총사업비 28,652

[표 Ⅳ-11] 총 사업비 산정

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9.2 연간 운영비용

물가 상승률은 베트남 통계청에서 발표한 8년간 물가 상승률을 고려하여 평균

물가 상승률을 적용한다. 2004년부터 2011년까지의 베트남 연간 물가 상승률에서

2008년 미국 서브 프라임 사태 , 2011년 유럽 금융위기에 비정상적으로 변동한

물가증가율을 제외한 약 6년간의 물가상승률 평균을 적용한다. 따라서 7.99%의

물가 상승률을 연간 운영비용 항목에 일괄 적용한다.

물가상승 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

증가율(%) 7.8 8.3 7.5 8.3 22.97 6.88 9.19 18.58

[표 Ⅳ-12] 베트남의 연도별 물가 상승률

※출처: 호치민 무역관(KBC)

1차년도 운영비용은 [표 Ⅳ-13]와 같이 약 27.3억원이다. 또한, 금융조달로부터

발생하는 이자액, 공사완료 후 마지막 분기 지급액인 19.5억원이 추가적으로 소

요되므로 1차년도에 사업에 소요되는 총 연간 운영비용은 약 46.9억원이다.

2차년도 운영비용은 1차년도 운영비용에서 연간 물가 상승률 8%가 각각 반영

된 금액이며, 이자액 항목으로 대출 잔액의 8.5%가 지불된다.

운영비용 항목 금액 비고

원료비(왕겨) 285,987

약 8%의 연간

물가 상승률적용

원료 공급비 (펠렛 제조, 운송) 880,908

보조 연료비 139,955

분석비 55,982

약품비 177,276

폐기물 처리비(Ash) 24,881

용수비 303,236

인건비 525,998

보험료 4,665

경상 수선비 43,153

측정 및 검사 수수료 20,993

일반 경비 10,497

기타비용 262,416

연간 운영 비용 합계 2,735,947

[표 Ⅳ-13] 1차년도 연간운영 비용 산정 (단위: 천원, VAT 별도)

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9.3 연간 수입

설비를 연간 320일간 24시간씩 운전할 경우, 전력은 시간 당 2.6MW (판매 단

가: 6.8cent/kWh), 스팀은 시간당 23ton (판매 단가: 23,000원/톤) 생산됨을 예상

하여 연간 발생량을 산정하여 수입을 추정하였다.

연간 수익에서 전력 판매의 경우 베트남 전력 구매가격 평균 인상률을 적용하

였다. 스팀 판매 가격은 국제적인 석탄 가격 인상률을 조사하여 이의 70%만 간

접적으로 반영하였다.

수익 항목 산정 내역 비고

전력 판매

시간당 전력 판매량 2.6MW

연간 운전시간 : 320일 ✕ 24시간

전력 판매 단가 : 6.8cent/kWh

6년간의 베트남 전력

구매가격 인상률 적용

스팀 판매

시간당 스팀 판매량 : 23ton

연간 운전 시간 : 320일 ✕ 24시간

스팀판매 단가 : 약 23,000원/ton

3년간의 중국 석탄가격

인상률의 70% 적용

[표 Ⅳ-14] 연간 수입 산정

1) 석탄가격 인상율에 따른 스팀 판매 가격 상승률 산정

International Coal Report 자료를 바탕으로 공시된 자료에서 베트남과 가장 근

접한 국가인 중국을 기준으로 하여 석탄가격 인상률을 산정하였다. 2009년 인상

율은 24.71%이며 2010년은 4.632%, 2011년은 약 6.62%이다. 따라서 3년간의 석

탄 인상율을 바탕으로 연간 약 11.99% 증가한다고 예상하였으며, 이의 70%에

달하는 인상율 8.39%를 베트남 스팀가격 인상률로 보수적으로 반영하였다.

2) 전력 판매가 인상률 적용

Posco Power Vietnam에서 발표한 연도별 베트남 전력 인상률은 [표 Ⅳ-15]와

같다. 이에 따라 6년간의 평균 전력가 인상률 6.23%를 전력 판매가 인상률로 적

용한다.

년도 2006 2007 2008 2009 2010 2011

인상률(%) 0 10.1 5.7 6.6 0 15

[표 Ⅳ-15] 전력가 인상률

※출처: Posco Power Vietnam 발표자료

- 29 -

9.4 경제성 분석

초기 사업비를 30%는 자본, 나머지 70%는 금융조달을 통해 충당하기로 한다.

공사비는 분기별로 지급되며 금융 조달금에 적용되는 이자액은 2012년 현재 베

트남에서 조달 가능한 대출 금리 8.5%를 적용하였다. 초기 투자비 예치에 따라

발생하는 이자액은 최저 공시 이율인 6%를 적용하여 산정하였다.

따라서 본 사업단이 구상하는 가장 이상적인 사업구도는 발전용량은 시간당

40ton이며, 연료로서 왕겨 사용량은 192ton이다. 이와 같은 규모의 바이오매스

발전 시설을 통해 전력 3.6MW, 스팀 23ton을 생산하며 소내 전력으로 약 1MW

를 소비한다.

본 계획안은 대출금을 설비 운영 2차년도 부터 10년간 동일하게 대출금 상환

을 만료한다. 따라서 설비 운행 11년차에 대출금 상환이 만료되고 사업 내부 수

익률(IRR)은 약 12.8%이다.

- 30 -

　15년간 Cash Flow (단위: 천원)　 공사기간(24

개월)Escalation

1년차 2년차 3년차 4년차 5년차 6년차 7년차 8년차 9년차 10년차 11년차 12년차 13년차 14년차 15년차

연 간 수 입 　 - 　　　　　　　　　　

전력판매 　 6.23% 1,700,936 1,806,961 1,919,595 2,039,250 2,166,363 2,301,400 2,444,854 2,597,250 2,759,145 2,931,132 3,113,839 3,307,935 3,514,130 3,733,177 3,965,878

스팀판매 　 8.39% 4,775,733 5,176,589 5,611,090 6,082,062 6,592,565 7,145,918 7,745,717 8,395,861 9,100,575 9,864,440 10,692,421 11,589,898 12,562,707 13,617,169 14,760,138

총 연간수입 　　 6,476,670 6,983,550 7,530,686 8,121,312 8,758,929 9,447,318 10,190,571 10,993,111 11,859,720 12,795,572 13,806,260 14,897,834 16,076,837 17,350,346 18,726,017

연간 비용 　　　　　　　　　　　　　　　　　

연간운영비 　　　　　　　　　　　　　　　　　

연료비(왕겨) 　

8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%

285,987 308,852 333,545 360,212 389,011 420,112 453,700 489,973 529,147 571,452 617,139 666,480 719,765 777,310 839,456

연료비(펠릿제조 운송) 　 880,908 951,337 1,027,396 1,109,536 1,198,244 1,294,043 1,397,502 1,509,233 1,629,896 1,760,206 1,900,934 2,052,914 2,217,044 2,394,297 2,585,721

보조 연료비 　 139,955 151,144 163,228 176,279 190,372 205,592 222,029 239,781 258,951 279,654 302,013 326,158 352,235 380,396 410,809

분석비 　 55,982 60,458 65,291 70,511 76,149 82,237 88,812 95,912 103,580 111,862 120,805 130,463 140,894 152,158 164,323

약품비 　 177,276 191,450 206,756 223,286 241,138 260,417 281,237 303,722 328,005 354,229 382,549 413,134 446,164 481,835 520,358

폐기물 처리비 　 24,881 26,870 29,018 31,338 33,843 36,549 39,471 42,627 46,035 49,716 53,690 57,983 62,619 67,625 73,032

용수비 　 303,236 327,480 353,662 381,937 412,473 445,450 481,064 519,525 561,061 605,917 654,361 706,677 763,176 824,191 890,086

인건비 　 525,998 568,051 613,467 662,514 715,482 772,684 834,460 901,176 973,224 1,051,034 1,135,064 1,225,812 1,323,816 1,429,655 1,543,956

보험료 　 4,665 5,038 5,441 5,876 6,346 6,853 7,401 7,993 8,632 9,322 10,067 10,872 11,741 12,680 13,694

경상수선비 　 43,153 46,603 50,329 54,353 58,698 63,391 68,459 73,932 79,843 86,227 93,121 100,566 108,606 117,289 126,666

측정 및 검사 수수료 　 20,993 22,672 24,484 26,442 28,556 30,839 33,304 35,967 38,843 41,948 45,302 48,924 52,835 57,059 61,621

일반 경비 　 10,497 11,336 12,242 13,221 14,278 15,419 16,652 17,984 19,421 20,974 22,651 24,462 26,418 28,530 30,811기타 　 262,416 283,396 306,053 330,522 356,948 385,486 416,305 449,589 485,533 524,352 566,274 611,547 660,440 713,243 770,266

대수선비 　　　　　 455,175 491,566 530,866 573,309 619,145 668,646 722,104 779,836 842,184 909,517 　합계 　　 2,735,947 2,954,685 3,190,913 3,446,026 4,176,710 4,510,638 4,871,264 5,260,721 5,681,316 6,135,537 6,626,074 7,155,828 7,727,937 8,345,785 8,030,798

이자액(Loan*0.085) 4,459,063 　 1,954,312 1,704,829 1,534,346 1,363,863 1,193,380 1,022,897 852,415 1,042,954 782,216 521,477 260,739

총 연간운영비용 4,459,063 　 4,690,259 4,659,515 4,725,259 4,809,889 5,370,091 5,533,536 5,723,678 6,303,676 6,463,532 6,657,015 6,886,812 7,155,828 7,727,937 8,345,785 8,030,798

연간 운영수익 -24,193,528 1,786,411 2,324,035 2,805,427 3,311,423 3,388,838 3,913,782 4,466,893 4,689,435 5,396,188 6,138,557 6,919,447 7,742,005 8,348,900 9,004,561 10,695,219

대출금 상환 　 - 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 　　

대출잔액 20,056,813 20,056,813 18,051,132 16,045,451 14,039,769 12,034,088 10,028,407 8,022,725 6,017,044 4,011,363 2,005,681 　　

순 수익 　 1,786,411 318,354 799,745 1,305,741 1,383,157 1,908,101 2,461,211 2,683,754 3,390,507 4,132,876 4,913,766 7,742,005 8,348,900 9,004,561 10,695,219

누적수익 -24,193,528 1,786,411 2,104,765 1,118,099 2,105,487 2,688,898 3,291,258 4,369,313 5,144,965 6,074,261 12,212,818 4,913,766 12,655,771 16,090,905 17,353,461 19,699,780

자기자본 투자 -4,136,714 1,786,411 318,354 799,745 1,305,741 1,383,157 1,908,101 2,461,211 2,683,754 3,390,507 4,132,876 4,913,766 7,742,005 8,348,900 9,004,561 10,695,219

IRR 12.8% 　　　　　　　　　　　　　　　　

PVF 0.9608295 　 0.8494553 0.7829081 0.7215743 0.6650454 0.6129451 0.5649264 0.5206694 0.4798797 0.4422854 0.4076363 0.3757017 0.3462688 0.3191418 0.2941399 0.2710967

BENEFIT 　　 5501641 5467478 5433949 5401041 5368742 5337039 5305919 5275370 5245381 5215940 5187035 5158655 5130790 5103429 5076561

B-Total 79208972 　　　　　　　　　　　　　　　

COST -23245855 　 -3984165 -3647972 -3409625 -3198795 -3291571 -3126040 -2980145 -3025006 -2858726 -2713641 -2587387 -2477840 -2466307 -2454828 -2177123

C-Total 67645026 　　　　　　　　　　　　　　　

NPV 11,563,946 　　　　　　　　　　　　　　　　

B/C 1.170950 　　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅴ-16] 경제성 분석- 167ton용량의 발전시설 (전력 2.6MW + 스팀 23ton 생산) 및직접판매 (단위: 천원)

- 31 -

9.6 시나리오 분석

1) 시나리오의 선정

본 사업단은 사업의 최상의 경우와 최악의 경우를 산정하여 각각의 경제성 분

석을 하였으며, 향후 3년 내의 예측되는 경우를 적정 시나리오로 선정하였다.

최상의 경우는 스팀 판매 단가가 현재보다 15%포인트 인상되며, 공사 건설비,

물가 상승률이 예상보다 15%포인트 낮은 것을 기준으로 작성하였다. 최악의 시

나리오는 스팀 판매 가격이 예측보다 15%포인트 낮으며, 공사 건설비, 물가 상

승률이 현재 예상가 보다 15%포인트 높게 지출되는 것을 기준으로 작성하였다.

적정 시나리오의 경우 스팀 단가가 현재보다 5%포인트 상승되며, 공사비, 물

가 상승률 등의 다른 항목들은 현재 예상대로 산정되는 경우를 선정하였다.

최상의 경우 적정 시나리오 기준안 최악의 경우

IRR 19.0% 13.9% 12.8% 6.2%

NPV(천원) 26,984,862 14,585,726 11,563,946 -4,129,007

B/C 1.440286 1.215622 1.170950 0.944407

[표 Ⅳ-17] 시나리오에 따른 경제성 분석

- 32 -

10. 환경 및 행정적 타당성 검토

10.1 환경 타당성 검토

1) 환경영향평가

2009년 기준 베트남 환경법에 따르면, 본 사업과 같이 발전 시설 용량이

15MW 이하인 경우 반드시 CEP(Commitment to Environmental Protection)을

수행하여야 한다. CEP는 사업에서 발생할 수 있는 환경영향을 평가 완화할 수

있는 수단을 분석하는 작업으로 이는 국가 승인기관으로부터 승인된다. 평가하는

항목은 아래와 같다.

① 부지 승인 및 보상제도: 부지 규모 및 보상 해당 인원

② 폐수 처리 : 사업 공사 및 운영을 위해 발생할 수 있는 폐수처리

③ 소음 진동 문제 : 설비 공사 등에서 발생할 수 있는 소음 진동 문제

④ 고형 폐기물 : 사업 운영 및 건설기간 동안 발생할 수 있는 오염된 토양

및 잔여 폐기물

⑤ 사업운영으로 인해 발생할 수 있는 생태학적 영향

⑥ 사회 경제적 영향

2) 대기 오염 배출 기준

하단의 [표 Ⅳ-18]은 화석연료(석탄, 가스, 석유) 연소기술을 사용하는 화력발

전소에서 환경으로 배출되는 오염항목의 최대허용 농도를 규정한 것이다.

아래의 허용 농도 기준은 새로운 화력발전소를 건설하거나, 현재 운영이 되고

있는 화력발전소를 개선하고 확장하는 프로젝트에 대한 환경요구를 평가하고 심

사하는 것에 적용된다.

항목사용 연료

측정방법석탄 석유 가스

먼지 200 150 50베트남기준5977(1995)

NOx650(코팅물질함량이 10% 이상인 석탄)1000(코팅물질함량이 10% 이하인 석탄)

600 250베트남기준7172(2002)

SO2 500 500 300베트남기준6750(2000)

[표 Ⅳ-18] 화력발전소의 배기가스에 있는 NOx, SO2, 먼지의 최대허용농도

(단위: ppm)

※출처 : 베트남 환경국 KOTRA 자료(2011.06)

<그림 Ⅳ-5> 인∙허가 절차

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10.2 행정적 타당성 검토

1) 발전소 설립 인허가

본 사업단은 Tan Duc 공단 내의 발전 사업소 설립을 위하여 Tan Duc 공단

관리 회사와의 토지 계약 후, 롱안 공업 인민회 및 공업국으로부터 인허가를 받

을 계획이다.

2) 민자 발전 사업 정부 승인 절차

ㄱ. 입찰등록

ㄴ. 공개 낙찰

ㄷ. 감정 및 평가

ㄹ. BOT 계약서 협상

ㅁ. 투자허가서 발급

ㅂ. IPP 시공

ㅅ. 전기 면허 발급

- 34 -

11. 위험 분석

베트남은 국제 ODA의 최대 수혜국으로 이 같은 자국 환경보호와 환경 분야

CDM의 프로젝트에 별도로 국제기구 및 외국정부와 연계된 기업의 집중 참여가

예상되는 등 향후 유망한 시장으로 평가된다.

그러나 베트남은 인프라시설 부족, 부패와 관료주의, 법체계 미비, 기업 및 산

업별 경쟁력 기반이 취약하므로 향후 한국기업의 현지 진출 시 다양한 애로사항

이 발생할 가능성이 높다.

또한, 본 사업과 같이 민간전력공급사업(IPP) 구도로 추진함으로써 발생되는

위험이 있다. 그러므로 베트남에서 IPP 발전 사업에 투자하는 경우, 발전소 건설

이전에 전력 구입가 협상을 체결하는 것이 바람직 할 것이다.

베트남 현지 회사인 한비나 에너지(주)와 협력하여 위와 같이 베트남사업에서

발생할 수 있는 위험을 분석하여 보다 안정적인 사업구도 및 진행을 모색하고자

한다.

- 35 -

Ⅴ. 사업추진 마스터플랜

1. 사업 세부 실행 방안

1.1 사업추진 일정

본 사업의 타당성 조사 과업 완료 이후, 우선적으로 사업 추진 사업단(T/F팀)

을 결성하여 사업 출자자를 확정짓고 베트남 투자법인(SPC)을 설립한다. 이와

같은 추진항목이 완료된 뒤 스팀(열) 공급 계약 및 전력 구매 계약을 체결하여

본 사업의 수익 안정성을 확보하고 출자자들의 투자금 납입이 이루어지도록 추

진하여 베트남 정부 투자허가서 및 사업 허가 신청서를 제출 및 승인 받는다.

위와 같은 추진일정과 더불어 기본 및 실시설계를 시작하여 2013년 06월 이전

에 설계를 완료하도록 한다. 착수 가능한 건설공사 일자는 설계 작업이 완료된

2013년 07월경으로 예상하며 공사기간은 약 18개월이다. 따라서 2015년 01월 공

사 준공이 완료되면 발전소 운영이 시작되며 본 발전소를 통한 스팀(열) 및 전기

가 생산된다.

타당성 조사 완료 이후, 베트남 롱안성 Tan Duc 공단 열병합 건설사업 예상

사업추진 일정은 [표 Ⅴ-1]과 같다.

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항 목2012 2013

공사기간(18개월)

2015년 01월

12월 1월 2월 3월 4월 5월 6월 1주 2주 3주 4주

사업 출자자 확정 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

사업 추진 사업단 (T/F팀) 구성 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

열(스팀)공급계약 체결 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

전력 구매계약 체결(EVN/수용가) 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

출자자 투자금 납입 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

베트남 투자법인(SPC)설립 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

베트남 정부 투자허가서 제출/승인 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

사업허가 신청서 제출/승인 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

기본 및 실시설계 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

공사계약 및 착수 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

공사 준공 및 운영개시 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅴ-1] 사업 추진 일정(F/S 완료 이후)

- 37 -

1.2 건설공정 계획

1) 기본적 고려사항

건설 공정은 현재 열병합발전설비를 제작, 판매하고 있는 터빈 제작회사의 표

준 건설 공정과 열병합발전설비의 국내 건설 실적 자료를 참조, 검토하여 작성하

였으며, 공정표 작성에 필요한 주요 기본 사항은 아래와 같다.

- 입찰 안내서 작성

- 입찰 제의서 평가 및 주기기 계약

- 주 보일러 제작

- 터빈/발전기 제작

- 건설 및 시운전

2) 건설 공정

열병합발전설비를 건설하기 위하여 필요한 건설 기간은 기본 계획, 입찰안내서

작성과 평가, 부지정지, 주기기 제작과 운송, 건설기간을 가산하여 2년 정도의 기

간이 소요된다. 본 보고서에 첨부된 공정표는 건설 기간 중에 예상치 못한 공기

지연 요소가 발생했을 때 만회할 수 있는 여유를 고려치 않고 작성된 것이므로

열병합발전설비 건설이 확정되는 시점부터 정확한 공정 관리가 특히 요구된다.

절대 단위 주 공정(Critical Path)은 입찰 안내서 발급, 입찰 제의서 평가 및

주기기 계약이다.

건설공정은 부록 11의 “건설공정예정표”를 참조한다.

- 38 -

1.3 설비운전 계획

1) 설비운전 기본 방향

열병합발전시설은 롱안성 Tan Duc 공단의 열부하, 시간대별 전력가격 및 운

전특성을 고려하여 수익이 최대가 되는 방향으로 설비의 가동시간과 운전모드를

설정한다.

2) 열공급 운전계획

수용가에서 요구되는 열부하에 대한 열공급 설비의 열공급은 스팀 공급온도와

회수온도차에 공급량을 곱한 값이다. 회수 온도가 일정할 경우 스팀 공급/회수

온도차를 크게 하면 공급온도가 높아져 열손실이 증가되나 공급유량이 줄어서

동력이 절감된다. 열손실 보다 설비가동 동력절감이 더 이익인 점을 고려하고,

향후 열병합시설의 열공급 실적 (공급, 회수온도 및 공급유량)을 참조하여 경제

운전을 실시할 수 있도록 온수공급, 회수설계온도를 설정한다.

열병합시설의 열공급 방법에는 정온도 변유량 방식과 변온도 정유량 방식으로

크게 두 가지로 분류할 수 있다. 외기 온도에 따른 변온도 정유량 방식으로 채택

할 경우 열원시설에서 수용가에 공급되는 시간차에 따라 수용가 외기온도에 적

합하게 적응하기가 곤란하고 열원시설 내에 유량변동에 적응할 수 있는 유량변

속 펌프가 설치되어 수용가 부하에 따라 추종 운전이 가능하므로 일평균 외기온

도에 따른 정온도 변유량 운전 방식으로 선정한다.

부록12 “열병합 발전사업 - 집단에너지 공급규정”과 부록13 “열공급 계약서”

에 의하여 발전소와 수용가의 열 사용에 관한 계약을 체결하고 규정에 따라 운

영한다.

- 39 -

2. 사업비 조달 방안

사업비는 약 286.5억원이 소요된다. 사업비의 70%는 금융권에서 조달하므로

이를 제외한 총 사업비의 30%인 약 86억원에 대한 사업비 조달은 국내 자본으

로 할 예정이다.

본 사업단은 다양한 투자 주체와의 협의를 통하여 사업의 참여의사를 확인하

고 있으며, 다양한 조건을 바탕으로 검토 중에 있다. [표 Ⅴ-2]는 지금까지 조사

된 사업비 조달 방안 중 가장 실현성이 높은 방안이며, 이에 대한 세부적인 사항

은 금융권 및 각 투자 당사자와의 협의를 통하여 진행할 것이다.

참여 회사 투자 금액 지분율

자기

자본

열병합 사업단11.5억원(현물출자)

25.2%1억원 (타당성 조사비)

건설회사 10억원 10.1%

바이오그린에너지펀드 64억원 64.7%

계 86.5억원 100%

타인

자본금융권(대출)

200억원

(총 사업비의 70%)

합계 286.5억원

[표 Ⅴ-2] 참여회사 및 회사별 분담 금액 예상안

현재 논의 중인 건설사는 D, H1, H2사 이며, 이중 D사의 경우 본 사업 투자에

관하여 세부 논의가 진행 중에 있다.

- 40 -

Ⅵ. 공단의 참여방안 수립

1. 재정 투자 방안

한국환경공단은 2011년부터 본 사업에 대한 타당성평가에 대하여 9천2백만원

을 지원하였으며, 이에 상응하는 탄소배출권 또는 사업 참여권의 확보에 대한 권

리를 지니고 있다.

1) 탄소배출권 확보

한국환경공단은 향후 기후변화협약의 의무저감에 대비하여 탄소배출권을 통하

여 본 사업에 투여된 타당성 조사비용의 회수를 검토할 수 있다.

구 분 최상의 경우 현재 거래가 2014년 예상 최악의 경우

탄소배출권 가격1) 1 EURO 4.3 EURO 11 EURO 15 EURO

필요 CER2) 63,448 ton 14,755 ton 5,768 ton 4,229 ton

회수기간3) 3년 3년 3년 3년

1) 현재 거래가격의 경우 Blue Next 2012년 02월 기준 Green CER 톤당 Spot 가격을

적용하였음.

2) 탄소배출권 예상 가격의 경우 BACLAYS 예측자료를 활용하였음.

3) CDM 등록기간을 포함하는 것을 기준으로 하였음.

* 1EURO=1,450KRW를 기준으로 하였음.

[표 Ⅵ-1] 탄소 배출권 예상 거래가격

2) 지분의 확보

본 사업에 투입되는 자기 자본의 약 70%이상이 한국환경공단에서 운영에 참

여하는 바이오그린에너지펀드에서 지원될 것이다. 따라서 본 사업의 개발에 투입

된 한국환경공단의 투자비용을 선투자로 인정하여 지분율을 자기자본비율에 포

함하여 산정하는 것을 검토할 수 있다.

본 사업에 투입되는 자기자본의 총액은 약 86.5억원으로 한국환경공단의 선투

자비용의 경우 전체 지분의 약 3%의 투자가 인정한다.

이에 따라 한국환경공단의 기존 펀드 지분율(64%) 및 3%의 선투자금을 고려

한다면 한국환경공단이 본 사업의 운영에 있어 주도적인 역할을 갖고 주요 결정

사안을 추진할 수 있는 장점을 갖는다.

- 41 -

2. 사업수행시 참여방안

1) 바이오그린에너지펀드 참여

바이오그린에너지펀드는 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업을 국가적 성장

동력으로 육상하기 위한 금융계·산업계·정부의 상호 협력을 통해 활발한 녹색투

자와 적극적 사업비 지원체계 구축을 목적으로 추진된다.

바이오그린에너지펀드의 투자 대상 사업 및 대상 국가는 아래와 같다.

국내·외 폐자원·바이오매스 에너지화 분야 사업 및 CDM 사업의 경우, 가연성폐자원 에너

지화 사업, 유기성폐자원 에너지화사업, 매립가스(LFG) 에너지화 사업 그리고 바이오매스 에

너지화 사업으로 구분되며 대상 국가는 한국, 말레이시아, 베트남, 필리핀, 중국 등이다. 또한,

폐자원·바이오매스 에너지화 사업을 포함하는 환경에너지타운, 신재생에너지타운 조성 사업

등의 복합 사업도펀드투자대상 사업에 해당한다.

따라서, 본 사업의 경우 한국환경공단에서 운영에 참여중인 바이오그린에너지

펀드에 적합한 사업이므로 바이오그린에너지펀드를 통한 공단의 참여가 가능하

다.

바이오그린에너지 펀드 출자는 사업개발자 및 개별 참여기관과의 논의·협상을

통해 투자 사업에 대한 최종투자가 결정된 후에 결정된다. 출자 가능액은 환경공

단 출자금 약 64억원과 향후 펀드 수익배당금을 통한 재투자가 가능하다.

바이오그린에너지펀드 출자 검토는 1차로 환경에너지처에서 진행하며 1차안이

확정되면 검토 후 이사장(또는 환경시설본부장)의 내부보고를 거친다. 출자 필요

성, 사업개요, 관련사항 등을 기록하여 사업 계획서를 작성 후 환경부에 보고한

뒤 이사회 심의·의결을 통하여 최종 투자 여부 및 금액을 최종 결정한다.

바이오에너지그린펀드를 통한 한국환경공단이 가질 수 있는 기대효과는 다음

과 같다.

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<그림 Ⅵ->사업 운영구도

첫째, 환경공단의 우수한 기술인력, 다양한 사업경험 및 사업 검증체계 활용을

통한 국내․외 우수 프로젝트 발굴 지원으로 대한민국 공공기관의 충실한 역할

수행을 통한 공단의 위상을 제고한다. 또한, 정부기관인 환경공단의 펀드 참여와

직접 투자(펀드 참여기관과의 공동투자)를 통한 해외 사업대상국 환경사업 수행

시 한국사업자에 대한 신뢰도 제고에도 일조할 수 있을 것으로 판단된다.

둘째, 경제적 기대효과를 가질 수 있다. 펀드 운용 기간 동안 발생하는 수익금

과 발생수익의 재투자를 통한 추가 수익을 창출해 낼 수 있다.

셋째, 공단 해외사업 수행영역을 확대할 수 있는 기반을 마련할 수 있다. 실제

투자사업 시행 시, 공단의 축적된 설계․시공 관리감독 기능 활용을 통한 실제

사업 참여를 모색할 수 있고, 향후 공단의 해외사업 확대 시, 중요한 사업방안으

로도 활용 가능하다. 또한, 투자원금 및 발생 수익의 재투자를 통한 지속적인 펀

드 참여 확대가 가능하다.

2) 플랜트 건축 감리

본 사업의 경우 한국환경공단의 주요 업무 중 하나인 공사의 감리 및 검수를

반드시 필요로 하는 것으로 적절한 비용을 지불하여 한국환경공단의 참여를 통

하여 보다 신뢰할 수 있는 설비의 구축이 가능하다.

이는 또한 한국환경공단의 해외 진출 활성화에 기여할 수 있다는 장점을 가지

고 있다.

3) 사업운영방안

상단의 <그림 Ⅵ-1>과 같이 사업소 총괄팀을 조직하고 이을 통해 사업 관리

팀과 운영 정비팀을 총괄하여 본 사업의 원활한 운영을 가능토록 한다.

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사업 관리팀을 통해 회계, 지출, 사업계획 수립, 정산 등의 행정관리 관련 업무

를 처리하며, 운영 정비팀을 통해 공정관리, 정비업무, 시설운영 및 개선, 정비

계획 수립, 운영 정비팀 교육 그리고 운영 보완책 수립 및 공사하자와 관련하여

지속적이고 체계적인 검토가 가능하도록 <그림 Ⅵ-1>과 같은 구도로 본 사업을

운영한다.

4) 원료공급 안정성 확보 유도

원료 공급의 안정성 확보를 위하여 한국환경공단과 베트남의 롱안성 인민위원

회를 주체로 하여 2011년 11월경 구매 의향서를 체결한 도정공장 9곳과의 20년

의 장기적인 계약구도를 성립한다.

이를 통해 본 사업 운영에서 발생될 수 있는 가장 큰 위험요소인 주원료(왕겨)

공급의 안정성을 도모하여 결과적으로 사업 운영의 안정성을 확보한다.

5) 정부간 협력

본 사업 추진에 있어 롱안성 정부의 협력은 가장 중요한 요소 중 하나이다. 롱

안성 정부의 협력여하에 따라서 원료의 수급이 용이해질 수 있으며, 부지의 확

보, 인허가 절차에서 소요되는 시간과 자원을 절감시킬 수 있다.

따라서, 대한민국의 환경부를 대표해서 한국환경공단과 롱안성 정부와의 정부

간 협의 및 협력을 통해 원활한 사업수행이 가능할 것으로 기대한다.

- 44 -

Ⅶ. 사업 타당성 검토 항목

1. 원료 확보 안정성 검토

- 원료로서의 왕겨 가치

- 원료 수급 계획안 타당성 검토

2. 사업 부지 파악 및 선정

- 소요되는 토지 면적 및 소요 비용

- 부지의 외부 접근성 검토

3. 바이오매스 발전시설 구성

- 열배관망 구성

- 열병합 발전시설 구성방식 선정 타당성 검토

4. CDM 타당성 검토

- 방법론 적용성 검토

- 추가성 및 온실 가스 감축량 검토

- 모니터링 방안

5. 경제적 타당성 검토

- 초기 투자비 산정 적합성 검토

- 연간 운영 비용 항목 및 산정된 비용의 적합성 검토

- 연간 수입 항목 현실성 검토

6. 환경 및 행정적 운영 타당성 검토

- 환경 규제 사항 검토 및 대책안 검토

- 행정적 타당성 검토

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Ⅷ. 결론

1. 본 사업은 베트남 롱안성의 왕겨펠릿을 이용한 열병합발전시설 건설 사업이

다.

2. 설비용량은 40ton/h이며, 전력 2.6MW 및 23ton/h의 스팀을 생산한다.

3. 연소 방식은 스토커 방식(Stoker)이며 추기 복수식 전기 생산을 통하여 공급

한다.

4. 전력은 Tan Duc공단에 공급하되 공단과 협력하여 공급하며, 스팀은 공단 내

의 송월비나 등 3곳의 스팀 수요 업체를 대상으로 공급을 개시하고 이를 점차적

으로 확대하여 공급한다.

5. 적용된 CDM 방법론은 ACM006이며 본 사업을 통해 예상되는 배출 저감량은

46,398.64(t CO2/yr)이다.

6. 사업 소요비용은 총 286.5억원이며, 이중 약 86.5억원이 자기 자본에서 충당되

며 200억원이 타인 자본 즉 금융권 조달을 통해 운영된다. 자기 자본 86.5억원은

본 사업 개발자, 건설 회사, 바이오그린에너지펀드 등을 통해 조성되며, 타인 자

본은 국내 금융 기관을 통해 조달 받는다.

7. 본 사업을 통한 12.8%의 내부 수익률과 약 9년의 투자 회수 기간을 예상한다.

8. 한국환경공단은 본 사업의 주요 참여자로서, 사업 시공 및 운영 전반에 참여

할 수 있다.

Ⅰ. 개 요

1. 과업개요 2. 베트남 바이오매스 에너지화시설 설치 사업

- 3 -

Ⅰ. 개요

1. 과업개요

1.1 추진 배경 및 목적

전 세계적 기후변화와 함께 개도국의 환경관리와 신재생에너지 확보 경쟁이

본격화됨에 따라 폐자원 및 바이오매스 에너지화사업도 활성화 되고 있으며, 이

와 연계한 국내 기업의 해외진출도 활발히 시도되고 있다.







여하는 해당분야 해외진출 시스템을 마련함으로써 보다 안정적인 해외 폐자원

및 바이오매스 에너지화사업을 진행할 필요가 있다.

본 과업은 해외에서 추진 중인 폐기물 에너지화 사업 추진 타당성을 평가하기

위한 과업이며, 본 보고서에서는 베트남에서 왕겨를 이용한 열병합 시설 설치사

업의 타당성을 검토하였다.

사업 대상지역은 베트남 최대 곡창지역인 메콩강 하류에 위치하고 있으며, 몬

순기후로 작물(벼) 3모작이 가능하여 원료물질인 왕겨자원이 풍부하다. 또한 메

콩강 유역은 천연으로 조성된 운하가 발달되어 있어 저렴한 비용으로 원재료와

완제품의 대량 수상 운송이 가능하여 사업의 경제성을 촉진할 수 있다.

베트남은 지속적인 경제 성장으로 인하여 전력산업이 급속도로 발전하였다. 무

역산업부(MOIT)에 따르면 2001년부터 전기수요가 평균 13.8% 증가하였으며, 베

트남전력공사(EVN)는 2010년 전기수요는 전년대비 13～14% 증가할 것으로 예

상하고 있다.

또한 현지 정부는 버려지는 농림부산물의 판매를 통해 농민의 소득창출과 바

이오매스 자원화를 통한 수출증대와 국가 경제 발전을 위하여 지방 및 중앙정부

의 조세감면, 정책적 지원이 바이오매스 자원의 가격 경쟁력을 갖고 있다.

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본 과업의 목적은 크게 사업 발굴을 위한 현황 분석 및 바이오매스 특성 평가,

사업 추진을 위한 마스터플랜 수립 그리고 환경공단의 참여방안 제시를 통한 해

외 폐자원 및 바이오매스 에너지 CDM 대상 사업 확보 그리고 유사 사업의 해

외 진출을 위한 시스템 구축 및 목록화에 있다. 최종적으로는 본 연구를 통한 해

외 폐자원 및 바이오매스 에너지 CDM 사업 진출에 있다.

①사업 발굴을 위한 현황 분석 및 바이오매스 특성 평가

- 사업대상지역 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 추진현황 조사

- 베트남의 폐자원 에너지화 현황 조사

- 사업 추진 시 주요 고려사항 검토

- 베트남의 재생에너지 관련 정책과 법적ㆍ제도적 규제 사항 등 CDM 사업 추

진시 주요 고려사항 조사

- 바이오매스 열병합 CDM 사업의 타당성 평가

- 사업 추진의 비용 편익 분석 실시 및 사업 소유 구조와 수익 배분 검토

- 사업 추진에 대한 SWOT 분석, 리스크 분석 실시

- CDM 사업 추진을 위한 타당성 평가

- 본 사업 투자의사 결정을 위한 종합적 타당성 평가

②사업 추진을 위한 마스터플랜의 수립

- 타당성 조사 결과를 바탕으로 예상 투자비용과 세부적 재원조달 방안 수립

- 현지 실사팀을 통해 관계자들과의 접촉을 통한 수행사 선정과 전력 판매 계

약, 기타 관련 계약 체결

- CDM 사업의 초기 고려 및 추가성 입증 방안 수립

- 주요 일정 및 계획 등 사업 추진을 위한 마스터플랜 수립

③환경 공단의 참여 방안 제시

- 국내 폐기물 자원화 사업의 경험 및 기술을 바탕으로 기술적 자문 및 공동

투자 등 재정 투자 방안 수립

- 배출권 및 지분에 대한 할당사례 조사를 통한 최적의 수익 배분 방안 제시

- 사업 추진을 위한 현지 공조 네트워크 구성의 지원 및 단계별 공단의 역할

제시

- 5 -

1.2 과업 개요

- 과업명: 해외 폐자원 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 개발

- 과업 기간 : 2010년 12월 21일 ～ 2012년 2월 20일

- 용역 연구비 :구천이백만원 (￦92,000,000원, 부가세 포함)

- 주요 내용 : “베트남 바이오매스 에너지화시설 설치사업 및 CDM 사업” 타당성

조사

<주요 과업 내용>

1)사업대상지역의 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 추진현황 조사

2)사업 추진 시 주요 고려사항

3)해당 사업의 타당성 평가

4)사업추진 마스터플랜 수립

5)사업 추진 시 공단의 참여방안 수립

6)사업 추진 주요 체크리스트 작성

- 6 -

1.3 과업 추진 경과

본 연구 용역은 2010년 12월 환경공단의 필리핀 폐자원 에너지화 사업 타당성

평가 과제로 시작되었다. 2011년 3월, 예비 타당성 평가를 개시하여 추가 사항을

검토하였으나, 전력판매 계약사항 미확인, 관련 플랜트 운영 실적 부재, 전력 생

산량의 불확실한 산정에 따른 사업 신뢰도 부족으로 해당 타당성 평가가 중단되

었고 같은 해 5월 사업 변경을 검토하였다.

약 3개월간의 사업 변경 검토를 거쳐 사업주의 신뢰도가 보다 높고 사업 추진

이 용이한 베트남 바이오매스 열병합발전 사업으로 최종 변경되었다. 2011년 10

월 예비 타당성 평가 결과를 보고하였고 같은 해 12월 중간 보고회를 개최하였

다. 2012년 2월에 치러진 본 사업의 최종 보고회를 마지막으로 베트남 바이오매

스 열병합 발전 시설 및 CDM 타당성 조사 과업이 종료된다.

일 정 주요 사항

2010.12 용역 개시

2010.12 필리핀 폐자원 에너지화 사업 타당성 평가 제시

2011.02 예비타당성평가 자문회의 개시

2011.03타당성 평가 중단 결정(사업 신뢰성 및 타당성 부족)

※검토 사업: “ 필리핀 폐자원 에너지화 사업”

2011.05

사업 변경 검토

필리핀 폐자원 에너지화 사업 → 베트남 바이오매스 열병합 발전

사업

2011.10 예비타당성 평가 보고

2011.12 중간 보고회 개최

2012.01 현장 검증 및 MOU 체결

2012.02 최종 보고회 개최 및 용역 완료

2012.06 에너지 펀드 신청 제안서 제출 (예정)

[표 Ⅰ-1] 용역 추진 개요

- 7 -

2. 베트남 바이오매스 에너지화시설 설치사업 개요

1) 추진 배경

본 사업은 베트남 롱안성에 바이오매스 열병합 발전 시설을 설치하는 사업으

로 급격한 인구 성장과 도시화에 따른 베트남의 전력 생산 및 주변 산업단지에

스팀을 공급하여 에너지 문제를 해결하는 동시에 이를 CDM사업으로 추진하는

사업이며, 사업의 추진 배경은 아래와 같다.

- 몬순기후로 작물(벼) 3모작, 나무가 성목이 되기까지 3～7년으로 바이오매스

자원이 풍부하며, 지속성과 재생산성 우수

- 메콩강 유역에 천연으로 조성된 운하가 발달되어 있어 저렴한 비용으로 원재

료와 완제품의 대량 수상 운송 가능

- 저렴한 노동력이 풍부하여 원재료 수거비용 절감

- 버려지는 농림부산물의 판매를 통한 농민의 소득창출, 바이오매스 자원화를

통한 수출증대 및 국가 경제 발전을 위하여 지방 및 중앙정부의 조세감면, 정

책적 지원 등이 이루어지고 있어 바이오매스 자원에 대한 가격 경쟁력을 갖

추고 있음

- 통일 후 30여 년간 정치적 안정과 경제정책의 일관성, 외국자본에 대한 우호

적 대우 등에서 최적의 입지조건을 갖추고 있음

- 베트남은 세계 2위의 쌀 및 커피 수출국

- 베트남 정부에서 농민 수입 증대를 위해 "멜라누카 인공 조림사업"을 시행

(181,000 ha)

- 베트남 쌀 생산량은 4,749천톤 (2007.07 기준)으로 볏집 950만톤, 왕겨 190만

톤, 산림부산물 100만톤 등의 바이오매스에 대해 자원화 가능

- 8 -

2) 추진 목적

본 연구 용역의 목적은 베트남의 풍부한 바이오매스를 활용하며, 롱안성의 만

성적인 전력 부족 및 주변 공단에 열(스팀)을 공급하기 위한 에너지화시설의 설

치 계획의 타당성을 평가 하고 이를 CDM 사업으로의 추진에 대한 타당성을 평

가하여 국내 기술을 활용하여 베트남 바이오매스 에너지화 시설을 설치․운영하

여 수익을 창출하고자 한다.

에너지화 시설의 타당성 평가는 크게, 기술적 타당성과 경제적 타당성으로 나

누어지며, 각 평가의 목적은 다음과 같다.

① 기초자료 조사

- 베트남의 폐자원 에너지화 현황 조사

- 사업 추진 시 주요 고려사항 검토

- 베트남의 재생에너지 관련 정책과 법적ㆍ제도적 규제 사항 등 CDM 사업 추

진시 주요 고려사항 조사

② 기술적 타당성 평가

- 베트남의 유효한 바이오매스 자원 조사 및 공급 현황 평가

- 에너지화 시설 연소 방식 타당성 평가

- 열회수 방식 및 발전방식 타당성 평가

- 열배관 망 구성 및 타당성 평가

③ 경제적 타당성 평가

- 초기투자비용 산정 적합성 검토

- 연간 운영비용 항목 및 산정 적합성 검토

- 스팀 및 전력 공급의 안정성 검토

- 자기자본 비율 및 타인자본 이자율의 적합성 검토

④ CDM 타당성 평가

- 온실가스 배출 저감량 산정 및 CDM 경제성 평가

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3) 사업 개요

본 베트남 바이오매스 열병합 발전시설은 베트남 남부에 위치한 롱안성 Tan

Duc 공단내에 설치될 세부적인 시설개요는 아래와 같다.

- 사업 규모: 전력 3.6MW + 스팀 23tons/hr 열병합 발전

- 건립예정부지: 롱안성 Tan Duc공단내 유휴부지 (공단 관리 회사 소유), 6ha

- 발전 방식: 연소로 – 스토커방식(Stoker), 발전방식 - 추기복수식

- 발전 연료: 왕겨를 원재료로 왕겨펠릿 (왕겨펠릿 약 167ton/day 소요)


본 사업의 개략적인 추진 구도는 아래의 그림과 같다.

본 사업 운영 안정성에 가장 큰 영향을 미치는 인자는 발전 연료의 안정적인

공급에 있다. 따라서 본 타당성조사를 통해 베트남 현지 왕겨의 연료로서의 가치

및 베트남 롱안성의 15년간의 쌀 생산량 확인을 통한 장기적인 왕겨 공급 가능

성, 본 사업 발전 예상 부지 인근의 도정공장 파악을 통한 왕겨 공급 안정성을

확보한다.

왕겨 공급 안정성 확보를 위해 현지에서 공급 가능한 바이오매스 수량을 조사

하였다. 1차 현장 조사 시, Tan Duc 공단에서 근거리에 위치한 도정공장 16곳을

방문하여 발전소 예상 부지로부터의 거리 및 도로 상태, 확보 가능한 왕겨량을

조사하였다.

- 10 -

이를 기반으로 2차 현장 조사 시, 육상 운송의 1일 운송 한계선인 60km이내의

큰 규모의 도정공장을 중심으로 방문하여 왕겨 처리 현황 및 왕겨 예상 판매가

를 조사하였다. 60km 이내의 13곳을 방문하여 회의를 가졌으며 총 9곳의 도정공

장과 왕겨 공급 의향서를 체결하였다.

이러한 작업을 통해 일일 총 465ton의 왕겨를 확보할 수 있었다. 이는 본 사업

에서 요구되는 일일 왕겨량 192ton에 공급 안정성을 고려한 여유율 30%를 고려

한 왕겨량 약 250ton보다 많은 양으로 본 사업을 위한 왕겨 공급의 안정성은 높

다고 할 수 있다.

향후 장기적인 연료 수급의 안정적인 확보를 위하여 발전시설 운영기간 20년

동안 왕겨를 공급할 수 있도록 도정공장과 20년간의 원료 수급 보증을 계약하고

가격 변동 및 계약 체결 유지를 위하여 3년마다 원료 구매비 등 계약 조건을 재

협의하는 방식을 택하고자 한다.


확보하며 동시에 단기계약이 갖고 있는 발전소 손실분 최소화의 장점을 취하여

경제적이고 안정적으로 원료를 공급하고자 한다.

본 사업에서는 왕겨 자체를 연료로 사용하지 않고 연료 수송비를 절감하기 위

하여 펠릿화 과정을 거쳐 발전소로 이송한다. 일일 약 250ton의 왕겨 펠릿이 요

구되며 이를 통한 열병합 발전 시설이 가동된다. 본 발전 사업을 통해 열(스팀)

과 전력이 생산되며 스팀은 송월비나 등 Tan Duc 공단 인근 스팀 수요 업체에

판매되고, 전력은 Tan Duc 공단 내의 업체에 판매된다.


ACM 006을 적용하여 산정한 결과 연간 약 46,398.64.15 tCO2로 예상된다.

Ⅱ. 베트남 일반 현황

1. 베트남 지형 및 기후 2. 경제 3. 정치 및 사회 동향

- 13 -

Ⅱ. 베트남의 일반 현황

1. 베트남 지형 및 기후

베트남의 국명은 “베트남 사회주의 공화국(The Socialist Republic of Vietnam

)으로 국가면적은 한반도의 약 1.5배에 해당한다. 베트남은 인도차이나 반도의

동쪽에 가늘고 긴 S자 형태로 북으로는 중국과 국경을 접하고 있고, 동으로부터

남서쪽에 이르기까지 남중국해와 타일랜드만에 접하고 있으며 서쪽으로는 ‘쯩 산

맥’을 경계로 라오스, 캄보디아와 접하고 있다.

국토는 지리학적으로 크게 북부 고원지대, 홍강 삼각주의 통킹 삼각주, 안남

산맥, 해안저지대, 메콩강 삼각주의 다섯 지역으로 이루어진다.

1) 북부 고원지대

북서부에 있는 산악지대로 중국과 라오스 영토 안까지 뻗어 있다. 이 지역의

산들은 대부분 숲이나 밀림으로 덮여 있어 사람이 거의 살지 않는다.

2) 홍강 삼각주 (송코이강 삼각주)

북부 고원지대에서 통킹만까지 뻗어 있으며 거의 전역이 해발 3m 이하의 저

지대이다. 통킹 삼각주는 베트남 북부에서 주요한 농경지대로 예부터 베트남 민

족의 활동 무대이다.

3) 안남산맥

북부 고원지대에서 서부지역을 가로질러 호치민시에서 북쪽으로 약 80㎞ 떨어

진 지점까지 뻗어 있다. 중부는 대부분이 안남산맥으로 이루어지며, 평야는 해안

에 접해서 대상(帶狀)으로 좁게 달리고 있을 뿐이다. 게다가 산맥이 해안에 인접

해 있어 좋은 항만이 없다. 이 산맥의 고지에는 타이족 이외에 먀오족·모이족·몬

타냐족 등 많은 부족이 살고 있다.

4) 해안저지대

베트남의 중동부지역을 차지하고 있다. 산지에서 남중국해 쪽으로 비스듬히 비

탈져 있고, 송코이강 삼각주에서 메콩강 삼각주까지 펼쳐져 있다. 해안저지대 대

부분 지역에서 쌀을 생산한다. 해안에 사는 사람들은 대부분 어업에 종사한다.

5) 메콩강 삼각주

베트남의 남부지역을 모두 차지하고 있는 메콩강 삼각주는 해발 3m 이하의

저지대이다. 주요 농업 지대로 베트남 주민의 절반 이상이 이곳에 살고 있다.

- 14 -

기후는 북부지역의 경우 아열대 기후이나 남부는 열대몬순기후로 계절풍의 영

향을 받으며, 대체로 5~10월이 우기, 11월에서 4월까지가 건기이다. 베트남의 기

후를 지역별로 나누어 살펴보면 북부에서는 6∼7월, 중부와 남부에서는 8∼9월에

강우량이 많다. 남부의 평균 강수량은 2,330mm이고 평균기온은 26.5° C이며 북

부의 산악지역은 평균 강우량이 3,000mm이고 평야지역은 2,000mm 정도인데 연

평균 기온은 23° C이지만 겨울의 평균기온은 15.5° C이다.

2. 경제

2011년 베트남 경제는 중동 지역의 정치적 분쟁으로 인한 국제유가 상승 등으

로 인하여 물가상승률은 전년 대비 18.13%를 기록하였고 다소 둔화된 약 5.9%

의 경제성장을 달성하였다. 하반기 들어서는 상반기의 충격 요인들이 다소 완화

되며 세계경제가 진정세로 접어드는 듯 보였으나, 8월 미국의 국가부채 문제로

인해 국가 신용등급이 하향조정 되었다.

하단의 [표 Ⅱ-1]은 Kotra에서 제공하는 베트남 통계청 자료를 기반으로 작성

되었다. 베트남은 지난 2000년 이후 6%대 성장률에 진입한 이래 2002-2005년

7%대의 경제 성장에 이어 2005년 이후 8%대의 높은 경제 성장률을 기록했다.

아시아에서 중국, 인도 다음으로 높음 경제 성장률을 기록하고 있으며 2010년에

는 세계금융위기 여파에서 회복세로 6.78%의 경제 성장률을 기록하였다.

연도 2007 2008 2009 2010 2011

GDP(억 달러)

710 895 915 1,016 1,218

[표 Ⅱ-2] 베트남 GDP 현황

3. 정치 및 사회 동향

베트남은 1970년대 말까지 서방 주요국가들, UN을 포함한 국제기구와의 관계

개선을 시도하였다. 특히 서방측 국제원조 기관과의 관계 확대를 적극적으로 도

모하였고, 그 결과 UN, 세계은행, 아시아개발은행(ADB), ILO, FAO, UNESCO,

IBRO, IMF, ITU, IFC 등 많은 국제 기구에 정식으로 가입하였다.

- 15 -

91년에는 중국 및 캄보디아와의 관계정상화를 계기로 아시아 주변국들과의 외

교협력 관계증진에도 많은 노력을 기울였다. 2006년 4월에는 WTO가입을 위한

미국과의 무역협상을 타결하였고, 2006년 11월7일 WTO총회에서 WTO 정식 회

원국으로 가입되었다.

2011년 8월 신정부(2011년∼2016년)를 출범하였으며 2008년 말부터 최대 정책

목표인 “인플레이션 우려 해소”에 초점을 맞추어 거시경제 안정화 및 장기 성장

잠재력 확충, 빈부격차 및 사회불안 요인 해소 등에 역점을 두기로 정책방향을

수정했다.

2011년에 출범한 베트남 신정부의 경제 정책 주요 세부 목표는 다음과 같다.

- 연평균 7.5 ～ 8% 경제성장 달성, 일인당 소득 3000달러 달성

- 고부가가치 산업 비중을 45%까지 확대 및 자국산 생산 공업제품의 시장점유

율 40% 확대

- 베트남의 총 생산성 요소가 경제성장에 35%기여

- 숙련공 비율 55% 이상 확보

- 과학기술, 교육, 보건은 국제기준으로 향상

- 범세계적 기후 변화, 원자재 위기 문제에 동참함으로써 국제사회 발전에 기여

신정부의 경제정책 이행 지표를 달성하기 위해 베트남 총리는 사회주의 시장

경제 완성, 인적자원 개발, 인프라 시스템 구축을 3대 국정과제로 정했으며, 우선

적으로는 거시경제 안정, 산업생산성 향상 및 성장모델 재정립 등을 추진할 예정

이다. 그러나 베트남은 현재 대내적으로 고물가 기조, 무역수지 적자, 생산성 하

락, 소득격차 확대 문제와 대외적으로 주요 수출 시장인 미국과 유럽의 재정위

기, 국제 원자재 가격 상승, 대외개방 압력 등 신정부 출범 초기부터 난제가 난

적하고 있어 국정운영에 어려움이 예상된다.

4. 발전사업 동향

2009년의 베트남 전력생산량은 ‘08년 대비 11.4% 증가한 807억 kWh였다. 전체

생산전력의 49%는 산업 및 건설용 수요로 41.5%는 일반소비 용도로 공급되고

있으며 전력 공급망을 살펴보면 도심 인근지역 98%, 외곽 농촌 지역이 97.8%의

전력공급 혜택을 보고 있다.

28개 주요 발전소가 운영되고 있으며 발전용량은 17,300MW이다. 2006년 전력

- 16 -

생산 비율은 수력 40%, 석탄 13%, 천연가스 38%, 중유 9%이다.

주요 발전소는 석탄(8개), 중유(4개), 천연가스(8개), 수력(8개)발전소가 있으며,

매년 15%씩 전력 수요가 증가할 것을 예상하여 2010년 19,000MW, 2020년

44,000MW 발전용량을 계획하고 있다. 이를 위해 2025년까지 발전소 75개를 건

설, 연간 50억 달러를 소요할 계획이다.

베트남 전력발전소 개발 관련하여, 베트남 산업무역부(MOIT : Ministry of

Industry and Trade, www.moit.gov.vn)에서 관할하고 있다. 베트남 정부는 최근

잦아지는 전력부족 현상을 해결하기 위해 발전소산업 프로젝트 진행에 집중하고

있다.

구분 2005 2006 2007 2008 2009

설비용량(MW) 12,135 12,270 12,788 15,660 17,300

발전량(TWh) 52.1 57.9 64.2 71.0 80.7

판매전력량(TWh) 45.7 51.3 58.4 65.9 74.8

[표 Ⅱ-3] 베트남 전력산업 현황

※출처: 베트남 EVN

Ⅱ. 베트남 일반 현황

1. 베트남 바이오매스 에너지화 사업 현황 1.1 베트남의 바이오매스 자원화 시장의 잠재력과 기회요인 1.2 바이오매스 발전 사업 효과 1.3 베트남 바이오매스 사업 2. CDM 사업 현황 2.1 CDM 사업 2.2 베트남의 CDM 사업 추진 여건에 대한 검토 결과 2.3 2012년 CDM 사업 전망3. 현황 조사 결과 3.1 베트남 바이오매스 사업 3.2 CDM 사업 추세 및 베트남 CDM 사업 추세

- 19 -

Ⅲ. 베트남 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 현황

1. 베트남 바이오매스 에너지화 사업 현황

1.1 바이오매스 자원화 시장의 잠재력과 기회요인

세계 2위의 쌀 수출국(쌀 생산국 5위)인 베트남은 쌀 생산의 부산물인 왕겨 생

산량이 다대한 관계로, 이를 활용한 전력 생산의 잠재력이 높다.

2009년 베트남은 약 3,900만 톤의 쌀을 생산했으며, 도정 공정 중 발생한 왕겨

생산량도 상당히 높은 수준이다.

또한, 2010년에는 약 752만 톤, 그리고 2020년에는 약 790만 톤의 왕겨가 생산

가능 할 것으로 평가됨에 따라 바이오매스 자원화 시장의 잠재력이 높은 것으로

평가된다.

현재 베트남의 왕겨 활용 현황은 2010년 기준 매년 약 300만 톤 정도의 왕겨

만이 활용될 뿐이며, 나머지는 하천등지에 방치해 환경오염을 유발하는 실정으로

전력 생산을 위한 연료로는 거의 사용되고 있지 않으므로 이를 활용한 바이오매

스 자원화 시장의 잠재력이 높다.

또한, International Finance Corporation(IFC)에 따르면 베트남에서 왕겨 활용

발전지역으로 유망한 곳은 베트남 남부 곡창지대인 MeKong Delta지역으로서,

특히 Long An, Tien Giang, An Giang, Kien Giang, Can Tho, Soc Trang,

Dong Thap, Tra Vinh 지역 등이 높은 잠재력을 보유한 것으로 조사되었다.

아래의 [표 Ⅲ-1]는 GSO(General Statistical Office)에서 발표한 베트남 내의

주요 대규모 경작지와 왕겨 생산량을 조사한 표이다.

구체적으로 베트남 쌀 총생산의 약 54%가 생산되는 메콩델타 지역에서 대규

모 형태로 집중적으로 쌀 생산이 이뤄지나, 현재 이곳에서 생산되는 왕겨의 활용

률은 15～20%로 매우 낮은 실정이다. 또한 이 지역은 왕겨의 생산량이 많다는

장점 외에도, 대부분의 정미소들이 메콩델타의 강변 및 운하 수로주변에 위치해

왕겨 운송비를 크게 줄일 수 있다는 장점이 있다.

- 20 -

따라서 베트남 내의 바이오매스 발전 사업, 세부적으로는 왕겨를 원료로 이용

한 발전 사업에 대한 원료수급에 대한 안정성이 높을 것으로 전망된다.

No. 도시명 지역2009 쌀 생산량(단위: 천 ton)

2009 왕겨 생산량(단위: 천 ton)

1 Kien Giang Province Mekong RiverDelta 3,397.7 679.5

2 An Giang Province Mekong RiverDelta 3,383.6 676.7

3 Dong Thap Province Mekong RiverDelta 2,650.4 530.1

4 Long An Province Mekong RiverDelta 2,158.6 431.7

5 Soc Trang Province Mekong RiverDelta 1,780.4 356.1

6 Thanh Hoa Province North Middle 1,452.3 290.5

7 Tien Giang Province Mekong RiverDelta 1,308.0 261.6

8 Hanoi City Red River Delta 1,154.5 230.9

9 Can Tho City Mekong RiverDelta 1,138.1 227.6

10 Thai Binh Province Red River Delta 1,110.0 222.0

11 Tra Vinh Province Mekong RiverDelta 1,076.8 215.4

12 Hau Giang Province Mekong RiverDelta 993.8 198.8

13 Vinh Long Province Mekong RiverDelta 911.4 182.3

14 Nghe An Province North Middle 906.5 181.3

15 Nam Dinh Province Red River Delta 889.1 177.8

[표 Ⅲ-1] 베트남 대규모 경작지 및 생산량

※출처: GSO(General Statistical Office)

- 21 -

구 분 단 위 가 격

왕겨 브리켓 ㎏ 60원 (US$ 0.0584)

우드 펠릿 ㎏ 85～90원 (US$ 0.083～0.088)

Fuel Oil 3.0SLiter 727.75원 (US$ 0.708)

㎏ 815.05원 (US$ 0.793)

Fuel Oil 3.5SLiter 714.75원 (US$ 0.696)

㎏ 800.5원 (US$ 0.779)

Fuel Oil No.3 (308)Liter 726.8원 (US$ 0.707)

㎏ 814원 (US$ 0.792)

[표 Ⅲ-2] 바이오매스 연료 및 화석 연료 가격 비교

1.2 바이오매스 에너지화 사업 효과

바이오매스 연료의 경우 열효율은 화석연료보다 떨어지지만 석유에 비해 상대

적으로 저렴한 가격으로 인해 연료비의 약 20～30%를 절약하여 사업을 운영할

수 있다. 이러한 경제적인 이익뿐만 아니라 대체연료로서 사용되는 바이오매스

연료를 통해 환경오염 개선에도 이바지할 수 있다.

[표 Ⅲ-2]는 2009년 기준으로 바이오매스 연료와 화석연료의 가격비교표이다.

본 사업에서 시행하고자 하는 왕겨펠릿 가격차는 포함되어 있지 않지만 왕겨 브

리켓 및 우드펠릿과 같은 바이오매스 연료와 석유의 가격 비교를 통해 바이오매

스 연료화 사업이 상대적으로 경제적이며 환경에 이로운 사업임을 알 수 있다.

- 22 -

사업명 종류 현황 특징

Dinh Hai Rice

Husk

Combustion

Power

Co-Generation

Project

18MW 왕겨

바이오매스

전력발전소

건설

2006년 12월 건설 시작

1단계(3.7㎿): 2013년도

부터 국내 전력망에 전

력 공급을 시작하도록

계획됨.

현재: 증기발전기가 실

험 중이며 2010년 5월

부터 판매 시작함.

운영기간: 50년

Rice Husk

Power Project

4～6MW 왕겨

바이오매스

전력발전소

건설

2008년에 KEPCO와

Dong Thap 인민위원

회는 양해각서(MOU)

를 체결.

사업 타당성 조사는 이

미 완료됐지만, 본사로

부터 아직 승인을 얻지

못했음.

부지 규모: 10㏊

Lap Vo Rice

Husk Biomass

Power Project

10MW 왕겨

바이오매스

전력발전소

건설

지방자치로부터 이미 투

자 허가를 승인받았음.

현재 사업 준비 단계 중

으로 토지개간과 평판화

작업이 진행 중임.

운영 기간: 50년

부지 규모: 24ha

Rice-husk

Electric Power

Plant Project

9MW 왕겨

바이오매스

전력발전소

건설

총 예상 CERs감소:

연간 약 4만 1804 톤

운영기간: 25～30년

[표 Ⅲ-3] 베트남 내 바이오매스 에너지화 사업

1.3 베트남 바이오매스 사업

[표 Ⅲ-3]은 2009년 말, 코트라 호치민 KBC에서 조사한 자료로서, 베트남에서

실행되는 바이오매스 에너지화 사업들을 일부 발췌하여 표로 나열한 것이다.

- 23 -

사업명 종류 현황 특징

San Miguel

Pure Foods

Vietnam의

바이오가스를

이용한 전력사업

업체의 배설물 저장소

에서 바이오가스 포집

후 전력 생산

탄소배출권을 통해

이득 창출함.

지난 7월, 업체 배설

물 저장소 제방의 파

기로 인해 생산활동

이 중단됐음. 방치된

23만㎥의 배설물은

Ben Van 시내, Thi

Tinh강 그리고 Sai

gon강에 방출됐으며

이로 인해 수질이 심

각하게 오염됐음.

Go Cat 쓰레기

처리사업

쓰레기처리 중

메탄가스 포집

및 포집한

메탄가스를

전력으로 변환

2005년부터 계통-연계

형 전력 생산(10년)

투자자금의 70%는

네덜란드 정부 개발

원조로, 30%는

호치민시 예산으로

충당됐음

※출처: 호치민 KBC, KOTRA

위의 대표적인 사례들 뿐 아니라 현재 왕겨를 이용한 바이오매스 자원화 사업

이 점차 활성화되고 있으며 바이오매스 자원으로서의 왕겨의 가치가 상승하고,

이와 관련된 사업이 활발히 진행 중이다. 현재 Mekong Delta 지역에 약 10건의

왕겨 화력발전소가 준비 중에 있지만, 이 가운데 전력 생산을 시작한 발전소는

아직 없다.

현재 바이오매스 관련 사업이 초기단계에 있지만 향후 왕겨를 전력 생산에 이

용하기 위한 사업들이 본격화되면서, 왕겨의 시장가격 상승도 예상된다. 따라서

본 사업의 빠른 추진과 현지의 왕겨공급의 안정성을 확보하기 위한 방안 마련이

중요한 시점이라 볼 수 있다.

- 24 -

<그림 Ⅲ-1> CDM 사업 분야 (CD4CDM 2011.12)

2. CDM 사업 현황

2.1 CDM 사업

전세계 CDM 사업 분야는 아래 차트와 같이 크게 8개 분야로 나누어지며,

2011년 12월 기준 가장 활발한 사업 분야는 재생 에너지 사업으로 CDM 사업

중 66%에 달한다.

재생 에너지 사업에 해당하는 주 사업 분야로는 바이오매스 에너지, 지열, 수

력, 태양력, 풍력 그리고 조력이 있다.

바이오매스 에너지화 사업은 “New plant using biomass or existing ones

changing from fossil”으로 정의되며, 기존 화석연료를 사용하던 공정에서 연료

전환된 사업 또는 바이오매스를 사용하는 새로운 시설의 사업을 의미한다.

바이오매스 에너지화 사업은 CDM사업 중 약 11%를 차지하며, 2011년 기준

총 811건으로 조사되었다. 이러한 바이오매스 에너지화 사업을 통해 발생하는 배

출 저감량(CERs)은 누적 통계에 따르면 전체 저감량의 5%(52890t CO2)이며,

CD4CDM(Capacity Development For Clean Development Mechanism)의 조사에

따르면, 바이오매스 에너지화 사업의 2012년 예상 저감량은 약 6%(168426t CO2)

일 것으로 전망된다.

- 25 -

구분 프로젝트 수 배출 저감량 배출 예상 저감량(2012)

Validation 138 10,742 8,525

등록 요청 10 1,127 1,170

등 록 82 4,699 15,054

총 합 230(3.1%) 16,568 24,749

등록 거절 1

[표 Ⅲ-4] 베트남 CDM 사업 현황(2011.12)

2.2 CDM 사업 추진 현황

2011년 12월 기준 현재 추진 중인 총 230 여건의 CDM 사업들 중 82건이 등

록을 완료하였고, 138건의 사업들이 Validation이 진행 중인 상황이다.

※출처: CDM pipeline, CD4CDM

등록이 거절된 1건의 사업은 공장의 설비교체에 따른 에너지 효율개선 사업으

로, 해당 사업의 사업 시작일(CDM start date) 증빙과 감축량 산정을 위한 베이

스라인 선정이 문제가 되었으며, 본 사업 시행에 대한 시사점은 없어, 리스크 요

인으로 작용하지 않을 것으로 판단된다.

베트남에서의 CDM 사업 실패율은 1% 미만으로써, 국가적 측면에서 CDM 추

진 리스크가 낮으며, 등록을 완료한 82건의 사업과 아울러 현재 추진 중인 148건

의 사업들을 감안, 본 사업의 추진을 위한 잠재적 여건이 갖추어진 것으로 판단

된다.

<그림 Ⅲ-2>는 베트남 내에서 추진 중인 CDM사업 주요 분야를 나타낸 차트

이다. 현재 수력사업이 베트남 전체 CDM 사업 분야 중 가장 활발히 진행 중이

며, 그 다음으로 메탄회수 관련 사업이 25건으로 11%, 바이오매스 에너지 사업

이 총 9건으로 세번째(4%)로 활발히 개발되고 있다.

[표 Ⅲ-5]는 등록된 82건의 베트남 CDM 사업에서 수력 CDM사업을 제외한

나머지 18건의 베트남 CDM사업 세부목록이다.

베트남은 CDM 사업에 대한 정부의 적극적 지원책과 아울러 국가 승인 절차

의 원활한 프로세스 및 관련 사업에 대한 투자, 잠재성 있는 CDM 대상 사업 현

황에 있어서, 종합적으로 CDM 투자 순위 국가 12번째 국가로 선정되었다.

- 26 -

<그림 Ⅲ-2> 베트남 CDM 사업 분야(CD4CDM, 2011.12)

베트남은 상대적으로 CDM 발굴 잠재력이 크고 접근성이 높으며, CDM 추진

선호도 면에서도 높은 평가를 받고 있다. 따라서 베트남을 본 바이오매스 에너지

화 사업의 시행 국가로 선정하였으며, 실제 사업을 위한 보다 면밀한 사업 타당

성 조사를 시행하였다.

- 27 -

No Ref. TitleProvince /

StateType

Methodology

1stperiod

ktCO2e/yr

yrs.Creditstart

Creditstart to

2020ktCO2e

1 2228Wind Power Plant No.1 - BinhThuan 30MW

BinhThuan

Wind ACM2 58 7 22-Aug-09 659

2 2363Cao Phong ReforestationProject

Hoa Binh ReforestationAR-AM

S12.7 16 01-May-09 225

3 4291Methane Recovery andUtilization Project of Dai VietCo. Ltd, Vietnam

Dak NongMethane

avoidanceACM14 119 10 10-May-11 1193

4 2636

AVN08-S-01, MethaneRecovery and BiogasUtilization Project, Nghe AnProvince, Vietnam

Nghe AnMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C51 7 21-Dec-09 568

5 2639

VN08-WWS-04, MethaneRecovery and BiogasUtilization Project, Lao CaiProvince, Vietnam

Lao CaiMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C45 7 21-Dec-09 500

6 2640

VN08-WWS-05, MethaneRecovery and BiogasUtilization Project, Quang TriProvince, Vietnam

Quang TriMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C41 7 22-Dec-09 450

[표 Ⅲ-5] 베트남 CDM 사업 목록 (수력 사업 제외)

- 28 -

7 2638

VN08-WWS-03, MethaneRecovery and BiogasUtilization Project, Yen BaiProvince, Vietnam

Yen BaiMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C.40 7 22-Dec-09 437

8 2571

Wastewater treatment withAnaerobic Digester at TruongThinh starch processing plantin Tay Ninh, Vietnam.

Tay NinhMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C.42 10 20-Oct-09 424

9 2572

Wastewater treatment withAnaerobic Digester at Viet Mastarch processing plant in TayNinh,Vietnam

Tay NinhMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C.40 10 20-Oct-09 398

10 2637

AVN08-S-02, MethaneRecovery and BiogasUtilization Project, Nghe AnProvince, Vietnam

Nghe AnMethane

avoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C.31 7 21-Dec-09 342

11 4514

Quang Ngai APFCO Tapiocastarch wastewater biogasextraction and utilizationproject, Quang Ngai Province,Socialist Republic of Viet Nam

QuangNgai

Methaneavoidance

AMS-III.H.

32 7 20-Jun-11 308

- 29 -

12 4702

Vedan Binh Phuoc Planttapioca starch wastewaterbiogas extraction and utilizationproject, Binh Phuoc Province,Socialist Republic of Vietnam

BinhPhuoc

Methaneavoidance

AMS-III.H.+AMS

-I.C.30 10 01-Jun-11 299

13 3733Landfill gas recovery andutilization in Nam Son, TayMo landfills in Hanoi

Ha noi Landfill gas ACM1 374 7 16-Oct-10 3818

14 1910Dong Thanh Landfill gas CDMProject in Ho Chi Minh City

Ho ChiMinh

Landfill gasACM1+AMS-I.D.

148 7 01-Apr-09 1736

15 1913Phuoc Hiep I sanitary Landfillgas CDM project in Ho ChiMinh City

Ho ChiMinh

Landfill gasACM1+AMS-I.D.

132 7 25-Nov-09 1470

16 152Rang Dong Oil FieldAssociated Gas Recovery andUtilization Project

Dong Nai Fugitive AM9 677 10 01-Dec-01 6770

17 3482Lap Vo Rice Husk BiomassPower Plant

DongThap

Biomassenergy

AMS-I.D 40 7 01-Jan-11 395

18 4847

Boiler Fuel Conversion fromFuel Oil to Briquettes BiomassFuel at Saigon Ve Wong Co.,Ltd, Ho Chi Minh city,Vietnam

Ho ChiMinh

Biomassenergy

AMS-I.C.

25 10 29-Jul-11 249

- 30 -

<그림 Ⅲ-3> CDM 사업 분야별 CERs 발생량(CD4CDM 2011.12)

2.3 향후 CDM 사업 전망

CD4CDM(Capacity Development For Clean Development Mechanism)의 조사

에 따르면, 2012년에 국제적으로 진행될 CDM 사업은 약 7347건으로 예상되며

배출 저감량은 2,733,992t CO2이다. 하단의 <그림 Ⅲ-3>은 2003년 12월부터

2011년 8월까지의 CDM 사업분야별 CERs 발생량을 보여주는 그래프이다.

앞선 기간에서 진행된 CDM 사업에서 재생 에너지 사업 분야의 CERs 발생량

은 2006년을 기준으로 계속 증가 추세에 있으며, HFC&N2O 저감분야의 사업은

2006년부터 감축량이 증가하지 않는 것으로 보여 HFC&N2O 저감분야의 사업은

증가하지 않고 재생에너지 관련 CDM 사업이 증가 추세임을 알 수 있다. 이를

통해 향후 CDM 사업의 추세를 예상할 수 있다.

<그림Ⅲ-4>는 2011년 CDM pipeline기준, 현재 Validation 진행 중인 사업 분

야를 바탕으로 CERs량 기준으로 작성된 2012년 CDM 예상 분포도이다. 원형 차

트에서 알 수 있듯이, 총 26개 분야 중 수력 관련 사업이 CDM 사업에서 약

19%(110,019 t CO2)에 달할 것으로 예상되며, 풍력(15%), 에너지 절감사업, 바이

오매스 에너지 사업 등이 지속적으로 진행될 것으로 예측된다.

- 31 -

<그림 Ⅲ-6> CERs 가격 동향 예상

<그림 Ⅲ-5> 2012년 CDM 예상 사업 분포(CD4CDM 2011.12)

2011년초 10유로 이상으로 거래되고 있던 CER 가격은 2010년 멕시코 칸쿤에

서의 합의된 사항에 대한 후속조치의 지연과 EU-ETS의 CER 거래제한에 논의

등에 의하여 2013년 이후 시장에 대한 불명확성 등이 CER 가격의 하락에 영향

을 미치고 있다.

또한, CER의 주요 수요처인 유럽의 경제위기와 일본 후쿠시마의 원자력 발전

소 사고 등에 따라 CER의 수요가 타격을 받아 CER의 가격은 쉽게 반등하지 못

하고 있다. 다음의 <그림 Ⅲ-5>는 2011년 1월 이후의 CER 가격 동향을 보여주

고 있다. 2012년 2월 20일 현재 CERs의 거래가격은 4.9 EURO로 2011년 1월 3

일 거래 가격은 11.8 EURO의 50%이하의 가격에 거래되고 있다.

- 32 -

3. 현황 조사결과

3.1 베트남 바이오매스 에너지화 사업

베트남은 세계 2위의 쌀 수출국, 5위의 쌀 생산국으로서 쌀 생산 과정의 부산

물인 왕겨 생산량도 상당히 높은 수준이다. 구체적으로 베트남 쌀 생산량의 약

54%가 생산되는 메콩델타(Mekong Delta) 지역에서 대규모형태로 집중적으로 쌀

생산이 이루어지나, 현재 이곳에서 생산되는 왕겨의 활용률은 15～20% 이내로

매우 낮은 실정이다.

바이오매스 발전 사업의 경우, 바이오매스 연료를 사용하여 화석연료보다 열효

율은 떨어지나 석유에 비해 상대적으로 저렴한 가격으로 연료비를 약 20～30%

정도 절약할 수 있으며 환경적으로도 이로운 사업이다.

현재 메콩델타(Mekong Delta) 지역에 약 10건의 왕겨 화력 발전소가 가동준비

중에 있지만, 전력 생산을 시작한 발전소는 아직 존재 하지 않는다. 이처럼 베트

남 내의 바이오매스 발전 사업이 초기 단계에 있지만, 향후 왕겨를 이용한 발전

사업이 활발해 질 것으로 예측되므로 본 사업의 빠른 추진과 현지의 왕겨 공급

의 안정성을 확보하기 위한 방안 마련이 중요한 시점이라 볼 수 있다.

3.2 베트남 CDM 사업 추세 검토

바이오매스 에너지화 사업은 세계 전체 CDM 사업 중 11%를 차지하며, 배출

저감량 누적 통계에 따르면 총 저감량의 6%에 해당한다. 2012년 예상 배출 저감

량은 전체 CDM 사업 중 6%에 달할 것으로 조사된다.

베트남의 경우 교토의정서의 비의무당사국이지만, 풍부한 신재생에너지 자원을

효율적으로 활용하기 위하여 교토의정서 초기에 비준/동의하였으며, CDM사업을

자국의 에너지 믹스 선진화를 위한 방안으로 적극 활용하고 있다.

2011년 12월 기준, 베트남에서 Validation 중인 사업은 총 138건, 등록된 사업

은 82건, 등록이 거절된 경우는 1건으로 베트남에서 CDM 사업 실패율은 1% 미

만으로 국가적 측면에서 CDM 추진 리스크가 낮으며, 등록을 이미 완료한 82건

의 사업과 아울러 현재 추진 중인 148건의 사업들을 본 사업의 추진을 위한 잠

재적 여건이 갖추어 진 것으로 판단된다. 따라서 베트남 내의 CDM 사업 진행에

있어 발생할 리스크 요인은 없을 것으로 보인다. 베트남 내에서 추진 중인 주요

CDM 사업은 수력(80%), 메탄회수(11%) 그리고 바이오매스 에너지(4%)이다.

2011년 CDM 사업에서 HFC 및 N2O저감 분야의 사업이 증가하지 않는 반면,

재생에너지 사업이 증가하는 추세였으므로 2012년 CDM사업에서도 재생 에너지

관련 사업이 증가할 것으로 전망된다.


1. 기초 자료 분석

2. 사업 부지






8. 위험 분석

- 35 -


1. 기초 자료 분석

본 과업은 해외에서 추진 중인 바이오매스 에너지화 사업 추진 타당성을 평가

하기 위한 과업이며, 본 보고서에서는 베트남에서 왕겨를 이용한 열병합 설비 설

치사업의 타당성을 검토하였다.

사업 대상지역은 베트남 최대 곡창지역인 메콩강 하류에 위치하고 있으며, 몬

순기후로 작물(벼) 3모작이 가능하여 원료물질인 왕겨자원이 풍부하다. 또한 메

콩강 유역은 천연으로 조성된 운하가 발달되어 있어 저렴한 비용으로 원재료와

완제품의 대량 수상 운송이 가능하여 사업의 경제성을 촉진할 수 있다.

베트남은 지속적인 경제 성장으로 인하여 전력산업이 급속도로 발전하였으며,

무역산업부(MOIT)에 따르면 2001년부터 전기수요가 평균 13.8% 증가하여 베트

남전력공사(EVN)는 2010년 전기수요는 전년대비 13～14% 증가할 것으로 예상

하고 있다.

또한 현지 정부는 버려지는 농림부산물의 판매를 통해 농민의 소득창출과 바

이오매스 자원화를 통한 수출증대와 국가 경제 발전을 위하여 중앙정부 및 지방

의 조세감면, 정책적 지원책을 마련하고 있어, 자국의 바이오매스 자원 가격 경

쟁력을 높이고 있다.

본 사업의 대략적인 개요는 다음과 같다.

- 사업 규모: 전력 3.6MW + 스팀 23ton 열병합 발전

- 건립예정부지: 롱안성 Tan Duc공단내 유휴부지 (공단 관리 회사 소유)

- 발전 방식: 연소로 – 스토커 형식 (Stoker), 발전방식 - 추기복수식

- 발전 연료: 왕겨를 원재료로 한 왕겨펠릿 (왕겨펠릿 약 167ton/day 소요)


본 사업에 소요되는 원료의 수급계획은 사업장 인근의 도정소에서 왕겨를 펠

릿화하여 이를 현장으로 운송할 예정이며, 이를 위하여 현지 도정공장과의 협의

를 통하여 이동식 펠릿화 장치를 설치할 예정이다.

왕겨 펠릿을 운송하기 위하여 최대 운송거리를 인근 30km로 한정하여 1차 조

사하였으나 원활한 원료 확보를 위하여 2차 조사에서는 대규모의 도정공장을 중

- 36 -

심으로 하여 반경 45km안으로 범위를 넓혀 조사하였다.

반경 내 9개소의 도정공장과 원재료(왕겨) 공급 의향서를 체결하여 여유율

30%를 고려한 물량 약 250ton/day의 왕겨 공급처를 확보하고자 하였다. 도정공

장의 인근 운송현황 및 처리현황을 파악하여 수송비용의 절감 및 안정적 수급이

가능하도록 한다.

스토커식 연소로는 시동․정지에 소요시간이 길고, 분체성 연료 연소에 부적절

한 단점을 가지고 있지만, 실적이 가장 많고 기술적으로 안정되어 신뢰성이 높

다. 또한 톤당 건설비 및 유지비가 작은 장점을 가지고 있어 본 사업에 적용되는

연소로를 스토커식 연소로로 선정하였다.

본 사업의 원료물질인 왕겨의 겉보기 밀도는 0.13ton/㎥로 과다한 운송비용이

소요되는 단점이 있어 이를 보완하기 위하여 왕겨 발생지에서의 펠릿화로 운송

비용을 절감하도록 하였다. 이로써 균일한 발열량과 투입되는 연료량의 공급을

수월하게 할 수 있어 일정한 연소조건을 제공하여 연소로의 정상상태 운전에 기

여하는 장점을 지니고 있다. 이는 또한 베트남 현지 인력의 미숙련에 따른 운영

미숙, 로내의 온도 급변화에 의한 사업성 저하에 대한 원인을 제거하여 보다 효

율적인 운영에 기여한다.

예비 타당성 조사시, 베트남 현지의 낮은 전력 판매가격에 따라 본 사업의 주

요 수입원을 스팀 공급에 두고 스팀 수익에 의존하도록 구성하여 스팀을 대량

생산하는 배압식 발전 방식을 고려하였다.

그러나 2차 현지 조사시 스팀 공급 의향서를 체결한 스팀 수요처 3곳의 스팀

생산 순수 연료비는 평균 ton당 약 19,600원, 스팀 사용량은 시간당 약 15.2ton으

로 조사되었다. 따라서 이러한 스팀 수급 현황을 고려하였을 때 배압식 발전 방

식으로 사업을 운영하기에는 수익성 및 스팀 수요를 충족하기 어렵다고 판단된

다.

이에 따라, 본 사업단은 예비 타당성 조사 자료와 비교하여 전기생산량은

3.6MW로 스팀 생산량은 23ton저감시킨 발전 방식을 수정하여 보다 안정적이고

높은 판매 수익을 낼 수 있는 추기복수식으로 변경하였다.

- 37 -

구 분 배압식 추기복수


발생 전기량(MW) 3.5 3.6

소 내 전기(MW) 1.0 1.0

전기 판매량(MW) 2.5 2.6



이외에도, 본 사업단의 1차 현지 기초 조사결과 현지에서 현재 운영 중 또는

건설 중인 왕겨 화력발전소는 왕겨의 수급에 어려움이 있어 가동중지 또는 건설

보류 상태에 있었다. 주요 원인으로 왕겨의 운송이 주요 원인으로 이를 보완하고

자 펠릿을 현지에서 생산하여 운송하는 시스템을 도입하여 원료수급의 문제점을

해결하고자 하였다.

본 사업에 필요한 부지는 롱안성의 인민위원회, 공단관리위원회의 추천과 본

사업단의 검토결과 Tan Duc공단 소유 유휴부지가 수송, 수급, 수요측면에서 적

절한 후보지로 선정되었다.

- 38 -

1.1 바이오매스 현황 조사 및 특성 평가 결과

1) 바이오매스 발생량 및 특성 조사

베트남은 몬순기후와 풍부한 수자원으로 쌀 등의 초본계 바이오매스의 경우

적게는 2모작에서 많게는 4모작까지 재배가 가능한 곳이다. 이러한 풍부한 자원

을 바탕으로 당화 공정을 거친 바이오에탄올, 바이오디젤 등 당질류를 활용한 에

너지 생산과 왕겨, 볏짚, 커피껍질 등 고정탄소를 이용하는 열원발생시설의 연료

로 사용하고 있다.

목질계 바이오매스의 대표적 식물은 멜라누카, 소나무, 아카시아 등으로 주로

건축용 목재와 목재에서 파생된 부산물 또는 원재료를 고정탄소를 이용하는 열

원발생시설의 연료로 사용하고 있다.

베트남에서 주로 재배하는 작물은 쌀, 사탕수수, 옥수수, 커피, 타피오카 등이

며 목재의 경우 속성수인 멜라누카, 아카시아 등을 재배하여 판매하고 있다.

[표 Ⅳ-2]는 베트남의 바이오매스 연간 생산량이다.

원 료 생산량 (백만톤)

왕겨 7.5 ～ 8.0

옥수수 껍질 9.7

사탕수수 부산물 4.3 ～ 5.2

커피 껍질 0.5

견과류 껍질 0.1

나무 껍질 등 기타 10.0 ～ 15.0

계 32.1 ∼38.5

[표 Ⅳ-2] 베트남 내 주요 바이오매스 원료 연간 생산량

- 39 -

년도 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

쌀생산량

(천톤)1015.8 1181.2 1240.6 1400.5 1522.8 1573.3 1626.2 1738.6

왕겨생산량 203.2 236.2 248.1 280.1 304.6 314.7 325.2 347.7

전년대비

증감율　 116% 105% 113% 109% 103% 103% 107%

년도 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

쌀생산량

(천톤)1772.8 1902.7 1934.2 1769.4 1950.6 2178.1 2158.6 2275.8

왕겨생산량 354.6 380.5 386.8 353.9 390.1 435.6 431.7 455.2

전년대비

증감율102% 107% 102% 91% 110% 112% 99% 105%

① 베트남 롱안성의 쌀 재배 현황

베트남 남부의 롱안성은 몬순기후와 풍부한 수자원으로 연간 3모작이 가능

하다. 베트남 정부의 공개 자료에 따르면 롱안성의 2010년 총 쌀 생산량은

2,275.8천톤이다. 왕겨는 도정공정에 따라 쌀 생산량의 약 20% 정도 생산된

다고 판단하여 2010년 왕겨 총 생산량은 2010년 총 쌀 생산량의 20%인 455

천톤으로 예상된다.

왕겨를 열원으로 사용하는 열병합 시설의 연간 왕겨 소요량은 약 61천톤으

로 전체 생산량의 약 13.4%에 해당하는 수치이다.

[표 Ⅳ-3]은 롱안성 지역의 15년간의 연도별 쌀 생산 통계치이다.

롱안성의 쌀 생산량은 조사기준 년도인 1995년도 대비 2010년에는 224%로

생산량이 증가하였다.

[표 Ⅳ-3] 롱안성 쌀 생산량

※출처: 베트남 정부 공개 자료

<그림 Ⅳ-1>의 그래프에 나타나는 바와 같이 롱안성 지역의 쌀 생산량은

1995년부터 꾸준한 증가세를 보이고 있다. 낙폭이 비교적 큰 2006년의 경우 전년

대비 91%의 생산량을 기록하였으나 본 발전소에 필요한 왕겨소요량 대비 약

33%로 쌀 생산 감소로 인한 왕겨 수급의 불안전 요인은 보이지 않는다.

(자료원: The Present State, Potential & Future of Electrical Power Generation

from Biomass Residues in Vietnam, 2009 &Compiled sources by KBC

Hochiminh City)

- 40 -

<그림 Ⅳ-1> 롱안성 지역의 쌀 생산량 (1995～2010년)

※출처: 호치민 Kotra(KBC))

② 바이오매스(왕겨) 특성 평가

본 사업은 왕겨를 이용한 발전 사업으로 초본계 바이오매스인 왕겨의 특성 조

사결과는 아래 [표 Ⅳ-4]와 같다.

왕겨의 경우 66%이상이 가연성분이며 함수율을 고려할 경우 80% 이상이 가

연성분으로 구성되어 있다. 2009년 화학시험연구원에 분석 의뢰한 결과 왕겨의

가연성분이 66.7%이며, 타 기관에서 2010년 분석한 결과는 70.6%로 나타났다.

왕겨의 발열량은 습윤 기준 저위발열량이 약 3,000 kcal/kg으로 에너지화 하기에

적합한 것으로 나타났다.

- 41 -

구 분 단 위

왕 겨

(2009, 화학시험연구원)

왕 겨

(2010, 국내P연구소)

1차 2차 평균

함수율 % 6.7 6.5 6.6 7.2

가연성분 % 65.6 65.8 65.7 70.6

회분 % 12.18 12.86 12.52 12.15

고정탄소 % 15.5 16.2 15.85 17.73

고위 발열량(HHV) kcal/kg 3,166 3,287 3,226 3,362

저위 발열량(LHV) kcal/kg 2,849 2,958 2,903 3,021

밀도 kg/㎥ 130 131 130 -

[표 Ⅳ-4] 왕겨의 성상(Rice Husk Characteristics)

※출처: 화학시험 연구원, 국내 P연구소

왕겨는 밀도가 매우 낮으므로 운송에 대한 문제점을 가지고 있어 이를 보완하

고자, 본 사업단에서는 왕겨를 펠릿화하여 운송하는 방안을 검토하였다. 펠릿화

실험 결과 회분 및 수분이 감소하고 이에 따라 연료의 발열량은 더욱 상승하는

것으로 나타났다.

<그림 Ⅳ-2> 왕겨(좌) 및 왕겨 펠릿(우) 형상

- 42 -

이에 따라 본 사업단은 왕겨 보다는 왕겨 펠릿이 에너지화 사업에 더욱 적합

한 것으로 판단하였다. 가공 전 왕겨의 화학적 조성 및 펠릿 후 왕겨의 성상은

[표 Ⅳ-5]와 같다.

Ash Moisture Carbon Hydrogen Nitrogen Sulfur Oxygen Total

14.76 10.19 36.10 5.54 0.34 0.03 32.30 100

[표 Ⅳ-5] 왕겨의 화학적 조성(Chemical Composition of rice husk(%))

※출처: 화학시험연구원, 2009년

구분저위발열량

(Kcal/kg)수분(%) 회분(%) 염소(%) 황(%)

WCF 3,500 10이하 8이하 0.3이하 1.2이하

RDF 3,500 25이하 20이하 2.0이하 0.6이하

RPF 6,000 10이하 20이하 2.0이하 0.6이하

TDF 6,000 10이하 8이하 2.0이하 2.0이하

우드펠릿 4,040 15이하 6이하 0.05이하 0.05이하

왕겨펠릿 4,211 6.74 13.1 0.07 0.08

[표 Ⅳ-6] 각종 펠릿 연료의 조성 및 발열량

※출처: 화학시험연구원, 2009년

- 43 -

1.2 바이오매스 공급처 조사 결과

1) 바이오매스 현지 공급 가능량 조사

사업 대상 후보지 주변에는 도정 후 버려지는 왕겨의 처리에 있어 대부분이

야적 및 퇴비화, 강에 매립되고 있는 상황이며 2차 현지 방문조사 결과, 일부 도

정공장에서는 좁은 부지로 인해 왕겨의 처리방안을 고심하던 중, 왕겨를 파쇄하

여 사료용 등으로 수출하고 있다. 또한 많은 에너지 기업들이 왕겨를 열원으로

하는 발전시설에 관심을 가지고 있다.

이러한 이점을 바탕으로 기존 왕겨발전소가 건립되어 운행 중이나 왕겨 수급

에 발생되는 수송비용과 발전 매입단가가 너무 낮아 가동중지 및 건립계획을 보

류, 취소하고 있는 상황이다.

이에 본 타당성조사에서는 도정공장 현지와 발전소와 연계되는 집중형 왕겨펠

릿장치까지의 왕겨 수송과 도정공장 현지의 왕겨를 현지에서 펠릿화하는 분산형

펠릿화 장치를 비교, 검증하여 효율적인 방안을 찾고자 한다.

[표 Ⅳ-7]에서 여유율을 산정한 이유는 첫 번째로 펠릿제조기의 실 가동율의

변동에 대처하기 위함이며 수송 시 발생 할 수 있는 사고 등의 변수에 대처하기

위함이다. 두 번째로 발전연료의 특성상 공급 부족 시 발생하는 Shut Down에

대한 비용(보조연료투입)을 미연에 방지, 절감하기 위하여 연료 수급량에 충분한

여유율을 두어 운행에 있어 차질이 없도록 한다.

왕겨 1톤을 펠릿 제조함에 있어 수분 감소에 따른 무게감소로 인하여 제조되

는 펠릿의 양이 감소되므로 이를 반영한 왕겨의 소요량을 산출, 각 도정공장의

발생수량 대비 소요량을 산정하는 근거가 된다.

일일 발전소요 펠릿량 167.0 ton

왕겨 1톤당 펠릿생산량(함수율감소분) 0.87 ton

일 167톤 펠릿 생산시 필요 왕겨량 192 ton

연간 53,440톤 펠릿 생산시 필요 왕겨량 61,425 ton

[표 Ⅳ-7] 발전에 필요한 왕겨의 수량

- 44 -

[표 Ⅳ-8]은 1차 조사시에 파악된 Tan Duc 공단 주변의 도정공장 현황이다.

Long An Food 주식회사 현지 방문시 입수한 자료로서 Tan Duc공단 주변의 대

규모 도정공장의 위치 및 실제 왕겨 생산량을 파악할 수 있다. [표 Ⅳ-9]는 2차

현장 조사시, 방문한 해당 공단 인근 도정공장의 왕겨 처리 현황 및 왕겨 생산량

등을 요약한 표이다.

No. 공장명 지역 왕겨생산량(년/만톤)

1 DNTN Pham Thi Cuc(팜티쯕) Ben Luc(벤륵) 12.4

2Cty TNHH SXTM Phuong Quan(퍼웅콴)

Huyen Can Duoc(호엔간득)

2.4

3 DNTN Minh Tam Phat(탐팟) Ben Luc(벤륵) 2.8

4 Cty TNHH Thanh Duc(따안득) Ben Luc(벤륵) 3.0

5DNTN Pham Huu Phuroc(팜후푸록)

Ben Luc(벤륵) 2.0

6 DNTN Minh Ngoc(민윽) Ben Luc(벤륵) 3.0

7Cty TNHH Dong Thuanc(동투안윽)

Ben Luc(벤륵) 3.2

8 DNTN Phuoc Hung(푸윽홍) Thu Thua(투투아) 2.0

9 DNTN Minh Tam 3(민탐3) Thu Thua(투투아) 3.0

10 DNTN Thien nguyen(티엔응우엔)Chau Thanh(가우타안)

11.8

11 DNTN Thu Phuong(투푸응) Duc Hoa(득호아) 3.0

12 DNTN Quoc Minh(쿠윽민) Duc Hoa(득호아) 3.0

13 DNTN Nghiep Thanh(응힙타안) Duc Hoa(득호아) 2.0

14 DNTN Nghiep Dy(응힙디) Duc Hoa(득호아) 2.6

15 DNTN Nam Vo(남보) Duc Hoa(득호아) 2.6

16 DNTN Hiep Tai(힙타이) Duc Hoa(득호아) 3.4

합 계 62.2

[표 Ⅳ-8] 1차 조사시, 파악된 도정공장 현황

- 45 -

- 46 -

No. 업체명공급

의향서왕겨생산량 처리현황 수송 가격 및 기타 특기사항

1 TRI Mai Y

60～80ton왕겨/day

18,000ton왕겨/1년

(300일 기준)

수급업체

2곳에서 왕겨

수거

수로 및

도로 이용

용이

희망 왕겨 판매

가 격 : 7 . 5 원 / k g

(연간 계약시, 시

장변동 미반영)

1)왕겨 저장 창고 건설 중

2)농업 생산량의 증대로

왕겨 생산 증가 예상

3) 처리비: 처리개념과 판

매개념이 공존

2DNTN Xag Xat

Rach ChanhY

20～40ton왕겨/day

200ton쌀/day

(8ton쌀/hr)

파쇄후

분말형태

수출

(낙타 사료용)

(35원/kg)

현 도로로

운송

중이며,

수로와

도로 모두

운송 용이

1)쌀로 부터 왕

겨 회수율 : 1

5～20%

2 ) 운 전 시 간 :

20hr/day,

수확철(2～4월)

에는 왕겨 자체

로 무상 공급

(부지협소)

1) 파쇄 사유: 왕겨 적재

소 부족

2)운송: 15ton 카고에

40ton 쌀 적재 중

3

NHA MAY

XAY XAT

CAU TRE

Y 20ton왕겨/day

브리켓 가공

및 왕겨 가루

생산 중

도로

운송이

용이

1)공장 규모 : 20,000㎡

2)연간 가동일수 : 300일

[표 Ⅳ-9] 2차 조사시, 방문한 도정공장 현황 및 특징 요약

- 47 -

No. 업체명공급


4

XI NGHIEP

CHE BIEN

LUONG THUC

SO2(Long An

FOOD)

Y 25ton왕겨/day

벽돌 공장이

수거함10원/kg왕겨(계

근)

1)Long-An Food 주식회

사 산하 7개소 보유 (주

로 2차 가공)

2)1차 가공 왕겨: 100ton

/day

5 Cong Tam 1 Y

20ton왕겨/day

1 0 0 t o n 쌀 / d a y

(24hr/day)

운전시간: 수확

철 24시간(보통

시간)/30 일/1달

연간 계약으로 왕겨 판매

6

Xí Nghiệp

Chế Biến Lương

Thực Long An

Y 20ton왕겨/day가공없이

왕겨판매

도로

운송이

용이

20원/kg

10원/수확철

1)공장 규모 : 8,000㎡

2)연간 가동일수 : 300일

7

Công Ty

TNHH Thành

Phát 1, 2

Y 100ton왕겨/day 파쇄 시설

도로

운송이

용이

30∼40원/kg파쇄1) 공장 규모 : 40,000㎡

2) 년간 가동일수 : 300일

8

Công ty cổ

phần Ngọc

MeKong

Y 80ton왕겨/day

파쇄 시설

도입 의사

없음

1) 2012년 2월 준공완료

2) 2012년 3월 왕겨 생산

가능

3) 공장 규모 : 11,000㎡

4) 연간 가동일수 : 300일

- 48 -

No. 업체명공급


9VAN PHUC

LOCY

120～125ton왕겨/da

y (공장 2곳)

300ton쌀/day*2곳

*(1-쌀의 25%)

= 450ton/day

파쇄 후

100% 판매

(사료) 중으로

창고에 적재

상태임(판매

에 곤란 상태)

→ 왕겨 적재

방법이 없어

파쇄를 선택

수로 운송

용이

1)희망가격: 25원

/kg-왕겨

2)초기 시설 투

자비: 3천∼3.5천

만원/1대*3대 +

파쇄기 11대

3)파쇄기 보수비:

관리자 2명(22만

5천원/명∙24h),

작업자 등

4)파쇄기 운영년

도: 각각 2년, 4

년

5)총 공장 전기

비: 4천∼4.5천만

원/1달

1)쌀 판매가격

(252원/ kg)

2)파쇄방법은 전환 가능함

3)파쇄기 경제성

-파쇄비용: 미 답변

-판매비:

4만3천원/ton(연소용),

6만원/ton(사료용)

4)왕겨 자체와 파쇄한 왕

겨도 판매 중

5)파쇄공정 없이 25원/

kg가격으로 왕겨 판매 가

능

10 Ut Dung N40ton왕겨/day

200ton벼/day

수거 업체 있

음

1억원/년 (수거

업자정보)

성수기 도정 대비, 왕겨

저장소를 비우고 있음

- 49 -

No. 업체명공급


11 Khanh Tam N48ton왕겨/day

10ton쌀/hr

분쇄 후 수출

(사료용)

수로 및

도로 인접

20년간 운영 중

인 도정공장

1) 공장 부지: 7000m2

창고: 3000m2

잔여: 10,000m2

총 :20,000m2

2) TRI MAI로부터 30분

거리

3) 왕겨 분쇄 후 사료 생

산: 10% 저감

12 Cong Tam2

재방문이 요청됨

13CTy Tnhh Viet

Thanh조사 결과 왕겨 생산량이 적어 연료 공급 후보지에서 제외하였음

- 50 -

[표 Ⅳ-9]에서 보는 바와 같이, 공장별로 왕겨 처리 방법은 왕겨 판매, 분쇄한

왕겨 판매, 브리켓 판매로 나뉘며 처리량 및 왕겨 판매 가격이 상이하다. 처리현

황은 가공하지 않은 왕겨 자체로 처리하는 공장은 방문 업체 13개소 중 8개소이

고 부지 협소 문제 등의 이유로 분쇄하여 판매하는 공장은 13개소 중 4개소, 브

리켓 상태로 가공하여 판매하는 곳은 1개소로 조사되었다.

<그림 Ⅳ-3> 분쇄되어 판매되는 왕겨

- 51 -

반경 도정공장 수 연간 왕겨생산량

15km 이내 없음 없음

15～30km 54개소 24.7만톤

30km～50km 61개소 20.3만톤

계 115개소 45만톤

[표 Ⅳ-10] Tan Duc 공단 주변 도정공장 현황

<그림 Ⅳ-4> 브리켓으로 판매되는 왕겨 모습

이밖에도 본 사업의 발전소가 위치한 Tan Duc 공단을 기점으로 반경별 도정

공장 현황은 아래와 같으므로 왕겨 수급으로 인한 위험요소는 존재하지 않을 것

으로 판단된다.

- 52 -

<그림 Ⅳ-5> 발전소 기준 반경 15km의 도정공장 분포도

<그림 Ⅳ-6> 발전소 기준 반경 30km 도정공장 분포도

- 53 -

<그림 Ⅳ-7> 발전소 기준 반경 50km내 도정공장 분포도

2) 베트남 현지 왕겨 처리현황 조사

① 일반적인 처리 현황

왕겨는 도정공정 중 발생하는 폐기물로 처리되어 별도의 저장소에서 야적 후

처리하고 있다. 도정 수량의 증가로 인한 야적 용량 이상으로 누적 된 왕겨로 인

하여 도정공정을 중단하거나, 가동시간을 줄이는 상황이 발생하고 있다. 이에 도

정공장의 종래, 또는 현재에도 왕겨를 강 등에 버리거나 전문수거업체를 통하여

처리하고 있다.

자체 처리용량을 초과하는 수확철의 경우 야적용량 이상의 왕겨발생으로 인하

여 강 등에 버리는 등 2차 환경문제를 야기하고 있는 실정이다. 이에 베트남 정

부는 2차 환경문제를 방지하고자 강 등에 왕겨를 투기하는 것을 법으로 규제하

고 있다.

- 54 -

② 수거 전문 업체를 통한 처리현황

왕겨 수거 전문업체는 도정공장과의 계약을 통하여 수집 된 왕겨 또는 왕겨분

의 일정량을 수거업체에 공급하고 있으며 잔량은 폐기 처리하고 있다.

③ 분쇄설비를 구비한 도정공장의 왕겨 처리 현황

도정규모가 큰 일부 도정공장에서는 야적용량 이상의 왕겨를 처리할 목적으로

겉보기 밀도 0.13ton/㎥의 왕겨를 별도의 분쇄설비를 구비하여 전량 또는 일정량

을 분쇄, 보관하고 있다.

약 2년 동안 화석연료의 가격이 급등하면서 왕겨의 연료로서의 가치(약 2,900

kcal/kg의 저위발열량)가 대두되면서 왕겨를 열원으로 사용하고 있으며, 사료 또

는 축사의 깔개 등으로 일부 사용되고 있다. 이러한 왕겨분은 연료 또는 사료,

축사 깔개로 사용되므로 재화의 가치를 가지고 있다. 그러나 수요량 대비 생산량

이 크므로 왕겨분의 생산단가 대비 수익성이 낮아 창고에 적치되고 있는 실정이

다.

유지관리 측면에서 별도의 분쇄시설 관리자와 작업인부 인건비, 수선시 발생비

용, 전력 사용비용 등이 발생하여 수익성을 낮추는 요인으로 작용하고 있다.

환경영향 측면에서 분쇄 시 발생하는 분진으로 인하여 작업환경 악화 및 가연

성을 지니는 분진폭발로 인한 화재 위험이 있다.

④ 펠릿화 설비(brakett)를 구비한 도정공장의 왕겨 처리 현황

분쇄설비보다 진보된 기술을 적용한 설비로 분쇄된 왕겨분을 연료로만 사용하

는 것을 목적으로 하는 설비이며, 분쇄설비를 1차 가공으로 본다면 이는 2차 가

공설비이다.

수요적 측면에서 제품화된 연료이므로 재화적 가치는 왕겨분보다 높으며 향후

화석연료의 가격변동에 따라 증감될 수 있는 설비이다.

운영비, 장치 설치비, 유지관리비, 기타 비용은 분쇄시설보다 크다. 기본적으로

분쇄설비를 구비하므로 환경 영향은 분쇄설비와 같거나 크다.

펠릿화 설비 중 brakett 형태는 과립형 펠릿보다 고온에서 성형되므로 화재위

- 55 -

험성이 높아 공장 내 별도의 부지에 장치하여야 한다.

상기에서 보는 바와 같이 도정공장의 왕겨처리현황은 크게 4가지로 분류할 수

있다. 그러나 조사한 바에 의하면 분쇄시설이나 펠릿시설은 비교적 도정규모가

큰 업체(왕겨 일 생산량 80톤 이상)에서 도정수량을 확대하기 위한 수단의 일환

으로 수익성 면에서 도정으로 인한 수익에 비하여 펠릿이나 분쇄로 판매하는 가

격이 낮다. 또한, 상기에서 언급한 바와 같이 분쇄로 인한 분진의 발생과 화재위

험성으로 작업장의 환경에 악영향을 주고 있는 실정이다.

이에 도정 공장주는 분쇄시설의 도입 또는 가동보다는 왕겨 자체의 판매를 선

호하고 있는 실정이다.

3) 원재료(왕겨) 확보 결과

<그림 Ⅳ-7>에서 보는바와 같이 인근 도정공장의 개소는 풍부하다. 육상운송

의 1일 운송 한계선을 60km(운송비용 산정 참조)로 산정하였을 경우 표시된 모

든 도정공장이 포함된다. 롱안성의 연간 왕겨 생산량은 연간 약 46만톤으로 원료

여유율 30%를 고려한 발전소의 연간 발전소요량인 약 8만톤을 공급하기에 충분

한 양을 가지고 있다.

향후 계약된 도정공장의 폐업 등의 변수 발생시 충분한 도정공장의 개수를 바

탕으로 인근 도정공장과 계약하면 원료 공급의 안정성을 확보할 수 있을 것으로

판단된다.

예비 타당성 조사시, Tan Duc공단의 반경 30km이내에 위치한 도정소의 현황

을 조사하였으나, 2차 조사시에는 운송비 및 도로 상황을 고려하여 규모가 큰 도

정 공장을 중심으로 60km 이내의 13곳을 방문하여 회의를 가졌다.

이를 통해 체결된 원재료(왕겨) 공급 의향서는 9건으로 확보 물량은 일일 총

465ton이다. 본 사업에 실제 요구되는 왕겨 물량은 펠릿 제조시 성형 등으로 발

생하는 톤당 0.13톤의 손실분을 포함하여 총 192ton이 요구된다.

공정의 안정성을 고려한 여유율 30%을 고려한다면 일일 250ton의 왕겨가 요

구된다. 이는 현재까지 왕겨 공급 의향서 체결을 통해 확보한 왕겨 물량에 준하

는 양으로 공급의 안정성을 확보가 가능하다.

- 56 -

<그림 Ⅳ-8> 원재료(왕겨) 공급 의향서 체결한 도정공장 9곳

원재료(왕겨) 공급 의향서를 체결한 도정공장 9곳의 위치는 <그림 Ⅳ-8>와 같

으며 2차 현지 조사를 통해 확보된 왕겨 공급량에 대한 요약은 [표 Ⅳ-11]과 같

다.

업 체 명 왕겨 공급량(ton/day)

1 Trí Mai(찌마이) 60

2 Xay Xát Rạch chanh(싸이쌋락까안) 20

3Xí Nghiệp Chế Biến Lương Thực Số 2(씨응힙치비엔루응트윽 2공장)

25

4 DNTN Vạn Phúc Lộc(반푸윽록) 120

5 DNTN Công Tâm1(콩탐1) 20

6Xí Nghiệp Chế Biến Lương Thực Long An(씨능힙치비엔루응티윽 롱안)

20

7 DNTN Năm Cầu Tre(남꾸트레) 20

8 Công Ty TNHH Thành Phát 1, 2(타안 파앗1,2) 100

9 Công ty cổ phần Ngọc MeKong(고판응윽메콩) 80

계 465

[표 Ⅳ-11] 도정공장별 왕겨 공급량

- 57 -

4) 장기적인 원료 수급의 안정성을 위한 방안

원료 수급의 안정성을 확보하기 위한 대안이 마련되어야 한다. 이에 본 사업단

은 원료 수급 안정성 확보를 위하여 장기적인 계약 등을 제시하였다.

연료 수급의 확보방안으로 크게 두 가지 방안으로 나뉜다.

첫 번째로 도정업체와의 왕겨수급에 대한 장기계약으로 연료 수급의 안정성을

확보하는 것이다.

장기계약은 발전시설의 운영기간 20년 산정시 운영기간동안 도정업체와 20년,

10년, 5년 단위로 연료 수급 계약 체결을 통하여 원료구입단가를 현재 시세보다

높은 가격으로 책정하여 계약기간동안 불변가로 적용하는 방안이다.

이 방안의 장점으로 연료 수급의 안정적인 확보가 가능하며 구매단가 조건이

불변가이므로 계약 조건에 따라 물가 상승률을 반영하여 일정 시점이 지나면 수

익을 낼 수 있다. 또한 장기계약에 의한 기간 만료로 인한 재계약시 도정업체와

협의하여 계약을 갱신 할 수 있다.

장기계약의 단점으로는 과도한 물가 상승률 발생시 도정업체의 일방적인 가격

인상 내지 계약파기, 향후 왕겨의 재화적 가치가 높아질 경우 업체간 경쟁으로

인한 일방적 계약파기 등이 발생할 수 있다. 또한 업체간 신뢰성이 낮을 경우 발

전사가 부담해야 하는 손실분이 크다.

두 번째로 도정업체와의 왕겨수급에 관한 단기계약으로 연료수급의 안정성을

확보하는 것이다.

단기계약은 발전시설의 운영기간 20년 산정시 운영기간동안 도정업체와 연료

수급 계약에 있어 매년 또는 계약기간에 따라 초기계약 또는 재계약하는 형태이

며 장기계약과 다른 점은 계약기간이다. 단기 계약기간은 1년에서 약 3년 정도로

책정하는 것이 타당하며 그 이상은 장기계약으로 본다. 단기계약은 계약 또는 재

계약시 도정공장과의 연료가격 협상 등을 통하여 계약한다.

단기계약의 장점으로 업체간 신뢰도가 낮을 경우 발전소의 손실분을 최소화

할 수 있다. 또한 물가 상승률에 대응이 가능하므로 도정업체의 불만요소를 사전

에 예방하므로 연료 수급의 안정성이 장기계약 보다 높다.

- 58 -

단기계약의 단점으로는 원료 수급가격 책정시 장기계약에서 발생하는 수익부

분이 없을 수 있으며. 또한 별도의 연료 구매팀을 구성하여야 하는 경우가 발생

할 수 있다.

따라서 본 사업은 발전시설 운영기간 20년 동안 왕겨를 안정적으로 공급할 수

있도록 원료 수급 보증을 20년으로 하고 가격 변동 및 계약 체결 유지를 위하여

3년마다 원료 구매비 등 계약 조건을 재협의하는 방식을 택하고자 한다.


확보하며 또한 단기계약이 갖고 있는 발전소 손실분 최소화의 장점을 동시에 취

할 수 있다.

또한, 원료 공급처에게는 장기 계약 시 판매 단가를 고정하고 사업 지분확보

또는 수익금 일부를 취하는 방식을 통해 원료 공급자의 보다 적극적인 사업 참

여방안을 고려할 수 있다.

- 59 -

5) 원료 운송계획

① 개요

바이오매스 에너지화 시설에서부터 도정공장까지의 운송거리는 [표 Ⅳ-12]와

같다.

No. 업 체 명 운송거리(km)

1 Trí Mai(찌마이) 31.0

2 Xay Xát Rạch chanh(싸이쌋락까안) 32.0

3Xí Nghiệp Chế Biến Lương Thực Số 2

(씨응힙치비엔루응트윽 2공장)39.3

4 DNTN Vạn Phúc Lộc(반푸윽록) 35.0

5 DNTN Công Tâm1(콩탐1) 32.0

6Xí Nghiệp Chế Biến Lương Thực Long An

(씨능힙치비엔루응티윽 롱안)32.0

7 DNTN Năm Cầu Tre(남꾸트레) 33.0

8 Công Ty TNHH Thành Phát 1, 2(타안 파앗1,2) 40.0

9 Công ty cổ phần Ngọc MeKong(고판응윽메콩) 59.3

[표 Ⅳ-12] 도정공장별 운송거리

② 운송 수단의 선택

베트남에는 육상운송과 수상운송이 있으며 수상운송은 운행 중 충돌 및 침몰

등의 사고, 강우 시 펠릿에 수분을 공급하여 재성형이 되는 치명적 단점이 있으

며, 육상운송은 적재톤수에 제한이 있다. 그러나 현지 실사 조사결과 육상운송을

위한 인프라가 잘 구축되어 있어 육상 운송의 장점이 더 큰 것으로 판단되었다.

운송방안에는 전문운송업체에 위탁하는 방안과 직접 운송하는 직영체제 2가지

방안으로 나뉜다. 전문 운송업체의 위탁에 소요되는 비용은 <그림 Ⅳ-9>과 같

다.

전문 운송업체의 단가표를 바탕으로 8ton 트럭을 기준으로 산정시, 전문 운송

업체의 경우 톤당 25,334원이 소요되는 것으로 조사되었다.

- 60 -

<그림 Ⅳ-9> 베트남 운송 업체의 운송 단가표

③ 직영 운송비용 산정

[표 Ⅳ-13]은 직영운송비용 산정에 요구되는 기본 자료이다.

운송 기초 자료

· 운송거리 기준은 1군. 40km, 2군. 60km로 구분하여 산

정한다

· 상,하차 시간은 각 1시간으로 한다.

· 운송시간은 40km 이하는 1시간 / 40～60km은 1시간

30분으로 한다.

· 운송시간은 일 18시간 기준으로 한다.

· 운송원은 일일 2교대로 한다.

· 발전소 내 정비팀을 구성하여 전 차량 상시정비 한다

· 차량 입고지는 발전소로 한다.

대당 일일

운송 횟수 산정

· 각 군별 대당 일일 운송 가능 횟수(CT)

· 1군 - 4회 / 2군 – 3회

· ((BT + TT1) ☓ CT) + TT2 ≦ 19시간

· BT : 상하차 시간, TT1 : 왕복 운송 시간,

· TT2 : 입출고 소요시간, CT : 운송횟수

일일 펠릿 운송

용량· 1군 – 60톤 / 2군 – 25톤

차량 필요 대수 · 1군 – 5대(300톤) / 2군 – 1대(25톤)

[표 Ⅳ-13] 직영 운송비용 산정 기본 자료수집

- 61 -

④ 운송비용 산정

[표 Ⅳ-14]는 직영 운송비용 산정에 대한 표이다.

구 분 내용 단위 비고

1. 유지관리비

　유류비(경유) 800 원/L　2011.12.01

기준

　　대당 일일 운행거리 120 km 　

　　연비 5 km/L 　

　　운행 대수 5 대 　

　　일일 운행거리 720 km 　

　　일일 유류비 115,200 원 　

　　일일 대당 유류비 19,200 원/대 　

　　펠릿 1톤당 유류비 320 원/펠릿톤 　

　상시정비 등 유지관리비 28,800 원 유류비의 150%

　　펠릿1톤당 유지관리비 480 원/펠릿톤 　

2. 인건비

　　일일 운전원 급여 35,714 원 　

　 인원수 14 명 2명 예비

　 일당 총 운전원 급여 499,996 원 　

　 인당 운송거리 60 km 　

　 인당 펠릿 수송톤 30 톤 　

　　펠릿톤당 운송 인건비 1,190 원/펠릿톤 　

3. 펠릿톤당 운송비용의 합 1,990 원/펠릿톤 　

[표 Ⅳ-14] 운송비용 산정

- 62 -

ㄱ. 차량 구입비

- 대상차량은 적재량 기준 15톤의 카고 트럭이며 신차 기준이다. 총 6대의

차량을 구매하여 실 운영은 5대이며 1대는 예비로 둔다. 예비 1대는 고장

등의 변수 발생시 대처하기 위한 여유분이다. 순수 차량 구입비는 유형자

산 항목으로 총 사업비에 적용한다.

- 대당 일일 운행거리는 “운송기초자료”에 2군으로 고려하여 왕복한 거리

로 산정하였으며, 이 거리를 일 330일 기준 8년간 운전시 316,800km이다.

- 차량의 내구 주행거리를 350,000km으로 산정하였다. 상기 기술된 바와

같이 차량의 내구 기준을 총 주행거리와 연한으로 이분화 하였다.

- 펠릿의 운송원 단위를 파악하기 위하여 주행거리당 펠릿톤의 비용을 산

정한 결과 350,000km, 8년, 대당 90,000,000원 시 펠릿톤당 운송비용은

568원이다.

ㄴ. 유류비

- 2011년 12월 현재 베트남의 경유가격은 한화 798원이다. 이것을 800원으

로 산정하여 계산식에 반영하였다. 연비는 5km/L로 산정하였다.

- 상기 기술된 "운송 비용 산정"에서의 주행거리를 반영한 결과 펠릿톤당

유류비용은 320원이다

ㄷ. 유지관리비

- "상시 정비 및 유지관리비"라 함은 차량 운행에 필요한 정기 부품 교환,

보험비 등을 포함한 것으로 주행거리에 따른 기계적 노후화율을 반영하

기 위하여 유류비와 연계하여 유류비의 150%로 산정하였다. 이는 다소

과다한 책정일 수 있으나 차량의 파손 등의 변수에 대처하기 위하여 산

정한 것이다.

- 따라서 펠릿톤당 유지관리비용은 480원이다.

ㄹ. 인건비

- 인건비는 월 28일 10시간 근로기준 한화 1,000,000원이다.

- 이를 일당 계산하여 일간 근로비용을 책정하였다.

- 변수에 대비하기 위하여 2명의 여유인력을 배치하였으며 월 급여는 같

다.

- 상기 기술된 "운송 비용 산정"에 의하여 펠릿톤당 인건비는 1,190원이다.

⑤ 운송 수단의 선정

운송비용 및 운송의 효율성 등을 고려하였을 경우 운송이 편리하고 유지관리

가 용이한 육상 운송의 선정이 타당하며 직접 운영하는 것이 위탁 운영이 비교

하여 톤당 운송비가 약 23,344원 저렴하므로 직접 운영하는 방안이 타당한 것으

- 63 -

로 판단된다.

6) 왕겨펠릿의 가격산정

① 왕겨 구매가격의 결정

총 9개소의 도정공장을 방문한 결과 왕겨 구매가는 최저 무료제공에서 최고

10원/kg로 조사되었다.

가격 결정은 조사 당시의 분위기와 아래와 같은 베트남 현실을 반영하여 잠정

결정을 한다.

타당성 조사의 가격조사에 있어 실질적인 가격조사가 어려운 이유는 아래와

같다.

첫째, 타당성 조사인 만큼 실현가능성이 적어 도정공장에서의 실 판매가격 보

다 높은 가격을 제시하였다.

둘째, 현재의 왕겨 처리여건 중 도정공장의 원활하고 안정적인 왕겨처리를 위

하여 왕겨 전문처리업체의 보호에 있다. 이는 한정된 야적용량 이상의 왕겨 발생

시 도정공정 중단이라는 수익에 직접적인 영향을 주므로 첫 번째와 같은 맥락으

로 실현되지 않은 사업에 실 처리가격 또는 판매가격의 조사가 불가능하다.

셋째로, 바이오매스 자원 활용이 이슈화 되면서 다수의 외국기업, 국내 기업의

사업화 타당성 조사를 실행하고 있다. 이에 다수의 조사업체에서 한정되어있는

도정공장의 가격을 조사하였다. 이로 인하여 도정공장 측에서의 왕겨의 활용가치

가 상승하였으나 앞서 말한 타당성조사이므로 실제 계약체결의 사례는 많지 않

다.

이에 본 조사에서는 현지 협력업체와 우호적인 업체를 방문하여 현 거래되고

있는 가격을 조사한 결과, 왕겨 1ton당 한화 4,000원이 현재 시세로 보기에 합당

한 것으로 판단되었다.

② 왕겨 펠릿화 비용 산정

왕겨 구매가격은 4,000원/톤, 왕겨 펠릿화 시설은 도정공장에 분산형 펠릿제조

시설을 배치하여 제조함을 원칙으로 하며, 도정공장에서 발전소까지의 운송은 직

영운송체제로 결정하였다.

- 64 -

항목 비용 비고

원료

구매원료 구매비 4,000원

펠릿

제조

전력비전력단가 54.35원

6KVA 기준

(2011.10월)

전력비용 9,384원 110 kWh 기준

인건비 500원 월 급여 30만원기준

용수비용수 단가 29.1원 2011.10월 기준

용수비용 2,294원 50 liter 기준

소계 12,178원

운송 운송비 1,990원 [표 Ⅳ-14] 참조

펠릿 제조 및 운송비 합계 18,168원

[표 Ⅳ-15] 왕겨 펠릿 1톤 원가 산정

펠릿 1톤 제조비용은 [표 Ⅳ-15]와 같다.

펠릿제조비용은 전력비, 인건비, 용수비, 유지관리비 등을 포함한 제조비용으로

톤당 총 12,178원이 소요되며, 왕겨 구매비용은 4,000원이 소요된다. 그리고 운송

비용은 1,990원이 소요된다. 그러므로 원료비를 포함한 펠릿 1톤을 제작하는데

소요되는 비용은 총 18,168원이다.

구분 생산량(톤) 생산단가(원/톤) 생산비용(원)

일간 167 18,168 3,034,056

연간 53,440 18,168 970,897,920

[표 Ⅳ-16] 펠릿 일간 및 연간 생산비용 산정

[표 Ⅳ-16]은 [표 Ⅳ-15]의 펠릿 1톤당 생산비용을 일간 생산비용 톤과 연간

생산비용 53,440톤을 기준으로 산정한 것이다.

- 65 -

1.3 열에너지(스팀) 및 전기 수요처 조사 결과

본 열병합 설비에서 발생하는 전력 및 스팀의 예상 수요처를 조사하고 이에

따른 발전량 및 판매비를 산정하도록 하였다.

예정 부지인 Tan Duc 공단을 중심으로 진행된 조사이며, 현재 만성적인 전력

부족 문제로 공단 내의 전력 수요를 맞추기 어려운 실정이다. 또한 현재 공단의

입주업체는 3～400개이며 향후 1000개의 업체가 입주할 예정이다. 공단 전체의

가동률은 37%정도이므로 향후 본 사업의 수요조사에서 추가적인 스팀 수요처

물색이 가능할 것으로 보인다.

따라서 스팀 판매처는 Tan Duc공단 내의 열시설을 이용하는 공장을 대상으로

예상 수요처를 방문하였고, 전력 수요 문제는 송월비나 및 공단 관리 회사 그리

고 롱안성 인민 위원회와의 회의를 통해 정보를 수렴하여 조사하였다.

1) 열(스팀) 판매

Tan Duc 공단 내의 열시설을 이용하는 공장을 대상으로 총 24개소를 방문 하

였으며, 그 중 송월비나를 포함한 총 3곳에서 열(스팀) 구매 의향서를 체결하였

다.

열(스팀)구매 의향서를 체결한 공장 3곳의 현황은 아래와 같다.

① 송월비나(주)

송월비나는 현재 시간당 15ton과 10ton용량의 보일러 2대를 보유하고 있으며,

현재 15ton 용량의 보일러를 가동 중이다. 송월비나 관계자와의 회의를 통해 스

팀 사용량은 시간당 약 7.2ton이나 향후 시간당 20ton의 스팀을 사용할 수 있도

록 증설할 계획을 갖고 있는 것으로 조사되었다. 스팀을 생산하기 위해 소모되는

연료는 분탄(4A&4B Class)으로, 1일 기준 20,000kg을 소모하며 가격은 kg당 약

116원(2,160VND)으로 하루에 2,320,000원(46,400,000 VND)을 스팀 생산용 연료

비로 소비하고 있다. 송월비나(주)와 체결한 열 (스팀) 구매 의향서는 부록Ⅳ에

수록되어있다.

② LIEN HUY HOANG 공장

LIEN HUY HOANG은 Tan Duc 공단 내의 입주한 염색공장이며, 스팀 생산

을 위해 시간당 5ton 용량의 보일러 1대를 지난 2년간 하루에 24시간 가동하고

- 66 -

있다. 열량 2,000～4,000kcal인 나무를 연료로 사용하여 일일 10ton 사용하며, 나

무 1ton당 약 50,000원(1백만 VND)의 가격으로 구매하고 있는 실정이다. 현재

가동하고 있는 보일러로 시간당 약 4ton의 스팀을 사용하는 것으로 조사되었다.

이에 관련 열(스팀)구매 의향서를 체결하였으며, 의향서 사본은 부록Ⅳ에 수록

되어 있다.

③ Y VINH 공장

Y VINH 공장 또한 Tan Duc 공단 내에 입주한 염색 공장이며, 가동시간은 2

월부터 10월에 성수기로 스팀생산이 많으며 염색 주문이 있을 시에 하루 24시간

가동한다. 스팀보일러와 열매체 보일러 2대를 가동 중에 있으며 스팀보일러 용량

은 대당 4.8ton/hr이며 나무를 연료로 사용하여 일일 8ton을 소비하고 나무 1ton

당 45,000원(90만 VND)을 지출한다.

Y VINH공장은 시간당 약 스팀 4ton을 생산하며, 이에 따라 발생되는 연료비

는 약 36,0000원(72십만 VND)이다. Y VINH과의 열(증기)구매 의향서 한글본이

부록 Ⅳ에 수록되어 있다.

④ 향후 잠정 수요

향후 잠정수요로는 2013년 하반기 준공예정인 A염색공장의 10ton/hr, 2014년

상반기 준공예정인 B염색공장의 10ton/hr 외 입주계약 완료 또는 진행 중인 다

수의 기업으로부터 8ton/hr의 스팀이 필요할 것으로 조사되었으며, 현재 수요

15.2톤, 향후 공단의 스팀 잠정수요 28톤 그리고 송월비나의 향후 추가 스팀 사

용량을 산정한다면 잠재적인 스팀 수요가 충분할 것으로 예측된다. 따라서 향후

스팀 수요량이 크게 증가할 것으로 예측된다.

- 67 -

2) 전기 판매

베트남 전력공사인 EVN 그룹은 1)하노이 2) 중부 3) 남부 4) 동나이 5) 호치

민(롱안)으로 나뉘며, 전기 판매 단가는 하노이 공업부에서 정부 보고 후 협의

단가로 확정된다. 이에 따라 판매 금액이 결정되며 전력 판매 인 허가 사항 또한

하노이 공업부 에너지 기관을 통해 진행된다.

<그림 Ⅳ-10>과 같이 롱안성 인민 위원회와의 회의 및 사업발표를 수행한 바,

바이오매스 전력 생산에 대한 정부의 높은 관심을 느낄 수 있었으며, 바이오매스

전력 생산과 관련한 베트남 정부의 목표가 2015년 기준, 국가 전기 생산량의 5%

이며 2020년 기준으로 총 전력 생산량의 8%임을 확인 할 수 있었다.

<그림 Ⅳ-10> 롱안성 인민 위원회와의 회의

Tan Duc 공단 관리사 또한 공단 내의 발전 플랜트 건설에 높은 지지를 보였

는데 그 사유는 공단 내 현 입주자의 가동율이 약 40%로 낮은 상황이며 지속적

인 전기 부족으로 특히, 건기시에 전기 수요를 맞추는데 어려움을 갖고 있기 때

문이다.

① 전력 수요처

본 판매 방식은 베트남 전력 공사인 EVN와의 전력 거래가 아닌 실제 전기 수

요처인 Tan Duc 공단과의 전력 판매 거래로 이루어진다. 이와 같은 판매 방식

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의 경우, 하노이의 공업부와 정부의 협의 판매가가 아닌, 해당 공단과의 협정가

격을 통해 거래가 이루어진다. Tan Duc 공단의 경우, 현재 전선 및 변압기 등의

전기 시설이 구비되어 추가적인 전기시설 설치비가 필요하지 않고 절차가 복잡

하지 않다는 장점을 갖고 있다.

<그림 Ⅳ-11> Tan Duc공단과의 회의

<그림 Ⅳ-11>와 같이 Tan Duc 공단과의 협의 결과, 이와 같은 직접 판매의

경우, 전력 구매가를 kWh당 6.8cent이상으로 예상하고 있다.

그러나 직접 판매 방식은 Tan Duc 공단이 아직 판매해본 실적이 없으므로 실

제 전력 구매가 결정 등 실질적으로 전기 거래 협의 과정에서 발생할 수 있는

위험요소가 존재한다.

이를 위해 Tan Duc 공단과 회의를 지속적으로 추진하고 위험요소를 파악하여

사업을 진행하도록 한다. 직접 연계 방식시, 전기 설치비는 필요하지 않는 장점

그리고 절차가 복잡하지 않는 장점을 갖고 있으므로 Tan Duc공단에 전기를 직

접 연계하여 판매하는 방식으로 추진토록 한다.

- 69 -

1.4 바이오매스 에너지 정책 및 제도

1) 바이오매스 에너지 정책

현재 베트남 정부는 친환경 에너지 개발에 대한 관심과 신재생 에너지 개발

우선권을 통하여 석유, 석탄, 신재생에너지를 포함한 통합적이며 합리적인 에너

지 시스템 개발을 지향하고 있다. 이를 반영하여 2010년에 주요 산업 에너지 자

원 중 3%, 2020년에는 5%, 그리고 2050년에는 11%까지 신재생에너지의 생산 비

율을 증가시키려는 노력을 펼치고 있다.

외딴 지역, 국경지역 그리고 섬지역의 신재생에너지 자원의 활용을 위한 홍보

를 강화하고 있으며, 농촌 지역 전력 보급, 조림 사업, 수질 개선과 같은 국가적

목표와 신재생 에너지 사용의 에너지 보존 계획 통합을 통해 신재생에너지 개발

을 추진하고 있다. “2020년까지의 베트남 국내 에너지 개발 계획과 2050년까지의

전망” 결의안(1855-QD-TTg)을 살펴보면 신재생에너지∙바이오에너지∙원자력

을 우선 개발하고자 하는 베트남의 에너지 정책을 확인할 수 있다.

베트남 정부는 바이오 연료를 기존 화석 연료의 대체와 에너지 안보 및 환경

보호를 위한 하나의 방안으로 선택하는 등 기존 화석연료 대체 연료 확보를 위

해 노력하고 있다.

또한, 2007년 이미 승인이 완료된 “2020년까지 베트남 국가 발전 전력과 2050

년까지의 비전” (문서 번호 No.1866/QD-TTg)을 통해 재생에너지로부터 전기

생산을 독려하는 발전 전략을 수립하였다. 이러한 정책계획에 발맞추어 베트남

정부가 제공하는 재정적 지원 제도는 [표 Ⅳ-17]와 같다.

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지원 부분 세부 사항

법인 소득세

지원제도

① 15년간 10%의 법인 소득세 적용 (통상 25% 적용)

: 재생에너지 전력 발전소 설립 업체

② 30년간 10% 법인 소득세 적용

: 베트남 수상으로부터 대규모, 첨단 기술, 신기술 그리고

투자에 특별히 요구되는 사업으로 인정된 재생 에너지

투자 사업

전기 판매가

혜택 제도

① 베트남 전력 공사(EVN)의 전력 구입가 적용

:30MW 미만의 소규모 국가 전력망 연결형 전력 발전소

- 2008.06.18 (No. 18/2008/QD-BCT) & 2008.12.24

(No. 74/QD-DTDL)

장비 및 기계

수입 관세

① 신∙재생 에너지 생산 관련 장비 및 기계의 수입 관세

면제

- 2009.01.14 (No.04/2009/ND-CP의 조항 14조)

고정 자산 수입

관세

① 재생 에너지 개발 사업에 대한 고정 자산에 대해 수입

관세 면제

[표 Ⅳ-17] 베트남 재생에너지 지원제도

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1.5 사업 관련 법규 및 법적 규제사항

1) 2010년 베트남 건설프로젝트 허가 및 시공을 위한 법규

① 법적 규제사항의 개요 및 용어의 정리

- Decree는 정부가 공포, Decision은 총리 및 각부 장관이 제정한다.

- Circular는 각 부처 장관이 Decree를 시행하기 위해 제정한다.

- 베트남 건설법, 입찰법, 기업법, 토지법, 주택법 등 5개 법률을 제정한다.

② 베트남 건설법

ㄱ. 개요

베트남은 2007년 1월 WTO 가입 후, 각종 법률과 제도를 국제기준에 맞추어

개정하였다. 투자프로젝트의 진행시, 베트남의 건설관련 법령과 제도를 정확히

파악하고 이해하는 것이 중요하며, 외국 건설회사의 진출방법 및 형태, 건설법,

입찰법 등, 건설관련 법령과 제도를 이해하여야 한다.

베트남 최고의 법령 제정기관은 국회이지만 국회의 활동은 연 2회(5월, 10월

각 1개월)로 활동이 제한되어 있어, 국회에 설치된 상무위원회가 국회를 대신한

다.

ㄴ. 베트남 건설프로젝트 구분

구 분 내 용

그룹 A

-공업단지, 수출가공구 인프라건설, BOT, BTO, BT 프로젝트

-전력, 광업, 석유 및 가스, 금속, 시멘트, 화학, 항구, 공항, 문

화 및 관광, 부동산사업 분야로 투자자본금 4,000만 불 이상

프로젝트

-해상 및 공중 운송프로젝트

-우편, 통신 프로젝트

-문화, 출판, 언론, 방송, 교육훈련, 과학연구, 의료 프로젝트

-보험, 금융, 감사 및 전문적 평가프로젝트

-희귀 천연자원 개발프로젝트

-국방, 안보관련 프로젝트

-도시지역 5ha 이상과 기타지역 50ha 이상의 토지사용 프로젝트

그룹 B 그룹 A에 해당되지 않는 모든 프로젝트

[표 Ⅳ-18] 베트남의 건설프로젝트 구분

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위의 베트남 건설 프로젝트 구분에 따르면 본 바이오매스 열병합 프로젝트의

경우 전력 생산 건설 프로젝트에 해당되어 그룹 A에 해당한다.

③ 법 제정의 절차

국회는 헌법, 법률, 의결 등을, 상무위원회는 법률에 준하는 법령을 제정하며,

국회가 정한 법률 등의 시행에 필요한 제반 하위 규정은 국내와 마찬가지로 각

급 국가기관에 의해 제정, 공포된다.

④ 법령의 형식

제반 법령은 법령의 종류-일련번호-년도-제정기관 등으로 공식 표기되고,

2003년 11월 26일 제정된 건설법의 경우에는 Construction Law(No. 16/2003/QH

11)로 표기한다.

⑤ 법령의 구성

베트남은 기관별로 다양한 법령이 제정, 공포되는데 가장 많이 접하는 하위 법

령은 Decree, Decision, Circular이며, Decree는 정부가 법률 또는 포고를 시행하

기 위해 제정한 것으로, 우리나라의 시행령에 해당한다.

Decision은 총리 및 각부 장관이 제정하고 Circular는 각 부처 장관이 Decree

를 시행하기 위해 제정하는 것으로, 우리나라의 시행규칙에 해당한다.

2) 외국 건설회사의 법인설립 및 대표사무소 설립 규정

① 외국인 투자 프로젝트를 시행하기 위한 법인 설립

외국인 투자 프로젝트를 시행하기 위한 법인 설립은 투자허가 절차와 동시에

진행된다. 2007년 1월 베트남이 WTO에 가입하면서 맺은 양허안 상, 일반 건설

업(건축, 토목, 설치 및 조립, 건축마감, 기타) 부문에서는 WTO 가입일로부터 2

년간 100% 외국인 투자법인은 외국인 투자 또는 외국인이 자금을 지원한 사업

에 한해 시공 가능하도록 되어 있다. 2009년 1월 이후에는 100% 외국 투자법인

의 업무영역에 제한이 없어졌으며, 2010년부터는 100% 외국인 투자법인의 지사

설립도 가능하도록 규정되었다.

- 73 -

② 베트남에서 지사 및 대표사무소의 등록과 활동에 관한 법령

베트남에서 지사 및 대표사무소의 등록과 활동에 관한 법령으로는 크게 기업

법과 상법으로 나뉘며, 적용대상은 베트남의 기업법에 따라 이미 설립된 회사(외

국인 투자 법인 포함)가 베트남 내에 지사나 대표사무소를 설립하는 경우, 사업

등록사무소(Business Registration Office)에 지사 또는 대표사무소 설립 신청 공

문, 투자허가서(사업자등록증) 사본, 정관 사본, 설립 결정문과 의사록, 지사장(소

장) 임명장 등의 서류를 제출하여 설립할 수 있다.

③ 설립 및 제도, 활동 범위

지사는 지사 허가서 상의 허용 범주에 따라 본사의 투자 허가서상 허가된 사

업, 생산, 영업 행위의 전부 또는 일부를 수행할 수 있으나, 대표사무소는 직접적

인 생산이나 영업활동을 영위하지는 못하고 본사 위임자로서의 계약관리 등의

역할만 수행한다고 되어 있다.

상법(2005.6.14), 외국회사의 대표사무소와 지사에 관한 시행령(Decree 72,

2006. 7.25)은 상행위(Commercial activity)를 영위하는 외국 회사가 베트남에 지

사나 대표사무소를 설립하는 경우에 적용되는 데, “Commercial activity”의 정의

는 상품 매매, 서비스 제공, 투자 등을 폭넓게 포괄하고 있다.

설립방법은 시와 성의 인민위원회 내 산업무역국(Department of Trade and

Industry)에 설립 신청서, 사업자등록증 사본, 정관 사본, 설립 결정문과 의사록,

지사장(소장) 임명장, 재무제표 등의 서류를 제출하여 설립하며, 활동영역은 기업

법의 경우와 유사하다.

베트남에서 설립된 건설회사의 지사나 대표사무소의 경우에는 상기 기업법의

규정에 따른다. 그러나, 외국에서 설립된 건설회사의 경우 애매한 부분은 먼저,

외국 건설회사 지사의 경우 WTO 양허안에 따라 2010년부터 설립이 가능하도록

규정되어 있으나 아직까지 구체적인 규정이 마련되지 않고 있다.

외국 건설회사의 대표사무소에 대해서만 규정하고 있는 독립된 법령은 없는

것으로 보이며, 현재는 상법상의 대표사무소 규정에 따라 건설회사의 대표사무소

도 설립되고는 있으나, 문제의 소지가 있다. 실제로는 건설회사의 사업자 등록증

상의 사업영역에 건자재 유통업을 추가하여 산업무역국에 대표사무소를 신청하

여 설립하고 있는 실정이다.

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한편, 상기 Decree 72는 2000년 9월의 Decree 45를 대체한 것인데, 종전

Decree 45 체제에서 설립된 지사와 대표사무소를 Decree 72 체제에 따라 재등록

하도록 하고 있으며, Decree 45에 비해 달라진 점으로는 지사의 경우, 활동 범위

를 확대한 것은 제도개선 사항이나, 지사를 설치하기 위한 최소 (본사) 운영기간

을 5년 이상으로 연장하고 있다.

대표사무소의 경우는 1개 시와 성에 1개소만 설립토록 한 제한과 직원의 숫자

나 등록증 변동사항에 대해 보고할 의무가 철폐되었다. 관할 관청의 등록취소 사

유를 강화한 것은 제도개선 사항이나, 외국에서 회사 설립 후 1년 이상 경과한

경우에만 대표사무소를 허용한 것과 대표사무소의 분소 설치를 금지하고 있다.

법인 설립에 요구되는 서류는 하단의 [표 Ⅳ-19]와 같다.

법인설립 요청 서류

- 최소 1명의 이사 필요

- 자본금 결정(최소 자본금 규정 없음)

현지 법인 정관, 신청서

- 설립신청서 및 설명서(원본 4부)

- 정관(원본 4부)

- 사업타당성 조사서(원본 4부)

- 양해각서 또는 사무실 임대차 계약서(원본 2부)

- 사업자등록증(사본 2부-공증필요)

- 임대차 계약관련 토지소유권 확인서류

(사본 2부-공증필요)

- 법인등기부 등본(사본 2부-공증필요)

- 최근 2년간의 회계감사 보고서(2부-칼라 출력)

- 은행이 발급한 본사의 재정 증명서(원본 1부)

- 회사 Brochure(원본 2부)

- 본사 정관(사본 2부)

- 시공 및 경력증명(사본 2부)

- 설계담당의 기술자 자격증(사본 2부-공증필요)

- 위임장(원본 1부)

- 대표자 여권(사본 1부-사진부위)

- 대행 위임장(원본 1부)

기타 요청 서류

[표 Ⅳ-19] 법인 설립 시 요청 서류 목록

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3) 외국 건설회사의 프로젝트 시공

① 외국 건설회사의 활동에 관한 규정

외국 건설회사(이하 건설 활동에 종사하는 개인 포함)의 활동에 관해서는 2004

년 5월의 총리 Decision 87과 동년 9월의 건설부 Circular에서 규정하고 있으며,

외국의 건설회사가 베트남에서 활동하기 위해서는 시공대상 공사별로 시공 허가

(또는 시공자 허가, Contractor’s Permit)를 받아야 한다. 계약자 허가의 발급조

건, 신청서류, 발급기관 등은 낙찰서와 시공계약서 등 법적으로 시공권이 있음을

입증하는 서류와 베트남 건설회사와 파트너쉽을 맺거나 베트남 건설회사를 협력

사(sub-contractor)로 활용해야 한다.

② 신청 서류

신청 서류는 건설부가 정한 표준 신청서, 낙찰서, 시공회사 지명 서한 등 시공

권 입증서류 사본, 본국의 회사등록 서류와 건설활동 인증서 사본, 3년간의 건설

공사 시공실적 및 재무상태 보고서(입찰이 의무화되지 않은 경우), 베트남 건설

회사와의 파트너쉽 계약 또는 협력계약서 등이며, 기간은 신청서 제출일로부터

20일이다.

③ 발급 담당 기관

발급기관은 Group A 프로젝트(표 Ⅳ-18 참조)는 건설부, Group B 프로젝트는

시와 성의 건설국이며, 계약자 허가를 발급받은 후 외국 건설회사는 건설현장이

위치한 지역에 현장사무소(operating office)를 설치해야 하는데 현장 사무소는

시공계약 이행기간 동안에만 운영한다.

④ 현지 노동관련 법령에 따른 고용에 관한 규제

외국 건설회사는 노동 관련 법령에 따라 현지인이나 외국인을 고용할 수 있지

만 관리자나 기술자 등은 현지인을 채용할 수 없는 경우에만 외국인을 고용할

수 있으나, 외국인 피고용자는 입출국, 거주, 고용허가 등록 등에 관한 법령을 준

수해야 한다.

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⑤ 외국인 시공회사의 의무사항

외국인 시공회사의 의무사항으로는 주소, 연락처, 주거래 은행 등 등록, 현장

사무소의 직인등록(지방 경찰청), 세금 납부 등록, 보증서 구입, 시공에 필요하여

수입한 물품의 품질 등록, 시공시설의 안전 등록, 계약자 허가서상 보고 등이다.

⑥ 관리, 감독의 규정

총리 Decision 87은 여러 관련 기관의 관리, 감독의무를 규정하고 있으며, 특히

건설부에서는 1년에 한번 외국 건설회사에 대한 정기검사를 하도록 되어 있다.

동 Decision 87 등 관련 규정을 위반한 외국 시공사에게 시공중지 명령, 행정벌

금 부과, 계약자 허가 취소, 보상 등 제재가 명시되었다.

⑦ 시행령에 따른 BOT, BTO, BT의 정의

BOT(Build-Operate-Transfer)는 베트남 국가기관과 투자자 사이에 체결된 계

약서로, 투자자가 특정한 기간 내에 사회간접자본을 건설 및 운영하고 기간이 만

료되면 투자자는 이를 무상으로 베트남에 양도하는 투자형식이다.

BTO(Build-Transfer-Operate)는 베트남 국가기관과 투자자 사이에 체결된 계

약서로, 투자자가 사회간접자본을 건설한 후 이를 베트남에 양도하면 정부는 투

자자가 투자자본 회수 및 이윤의 획득을 보장받을 수 있도록 특정한 시간 동안

그 시설을 경영할 수 있는 권한을 부여하는 투자형식이다.

BT(Build-Transfer)는 베트남 국가기관과 투자자 사이에 체결된 계약서로, 투

자자가 사회간접자본을 건설하고 건설이 완료된 후 이를 베트남에 양도하면 정

부는 투자자가 투자자본 회수 및 이윤의 획득을 보장받을 수 있도록 다른 프로

젝트에 참여할 수 있는 조건을 마련하여 주거나 BT 계약서상의 합의에 근거하

여 투자자에게 비용을 계산하여 주는 투자방식이다.

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4) 베트남 건설법

건설법은 2003년 11월 국회를 통과하고 2004년 7월부터 시행중인

16-2003-QH11으로 베트남에서 처음으로 제정된 건설관련 법률이나(종전에는 건

설 활동이 수많은 Decree, Decision, Circular, Official Letter 등으로 규율됨) 건

설법의 제정에도 불구하고 동 건설법을 시행하기 위한 하위 법령은 복잡하다.

① 건설 투자프로젝트 규정

Decree는 건설공정 투자프로젝트 관리에 관한 Decree 12(2009.2.12 제정,

2009.10.13 Decree 83으로 일부 개정됨), 건설공정 품질관리에 관한 Decree

49(2008.4.18), 건설계획에 관한 Decree 8(2005.1.24), 신도시에 관한 Decree

2(2006.1.5), 입찰법 시행 및 건설법에 의한 건설시공자 선정에 관한 Decree

85(2009.10.15), 건설활동도시 인프라주택사용관리 위반에 관한 Decree

126(2004.5.26) 등이 대표적이며, 그리고 Circular로는 건설공정 품질관리 증명에

관한 Circular 16(2008.9.11), 건설 활동 증명서 발급에 관한 Circular 5(2004.9.15),

투자프로젝트 작성 및 평가에 관한 Circular 9(1996.9.21) 등이 있다.

② 하위 법령

외국인의 건설 활동에 관련된 하위 법령으로는, 외국인 투자 건설공사 관리,

외국인 시공사와 건설계약 관리 및 건설자문에 관한 Circular 16(2000.12.11), 외

국 자문가 고용시 비용에 관한 Circular 9(2007.11.2), 외국 건설사 허가증 발급에

관한 Circular 5(2004.9.15), 외국 자문사와의 계약에 관한 규정에 관한 총리

Decision 131(2007.8.19), 외국 건설기준 적용에 관한 Decision 9(2005.4.7), 외국인

건설 시공자 관리에 관한 총리 Decision 87(2004.5.19) 등이다.

건설법은 건설활동, 건설투자, 건설활동에 종사하는 개인과 기업의 권리 및 의

무, 건설계획 등을 적용 범위로 하며, 건설활동에 참여하는 종사자들의 책임을

부과하고 이를 위반시 적용 벌칙을 규정하고 있다. 건설법은 베트남이 2020년 목

표로 하는 공업화, 현대화를 위해 필요한 건설투자 활동을 효과적으로 추진하고

부족한 건설자금과 해외 건설기술을 유치하기 위해 제정된 것으로 이해된다.

건설활동은 건설계획 작성, 건설투자 프로젝트 작성, 건설조사 및 설계, 시공,

시공감리, 건설투자 관리, 시공자 선정 등 건설공사에 관련된 제반 활동이며, 건

설공정(construction works)은 건축자재와 설비를 가지고 토지에 부착되어 인간

의 노동력에 의해 생산된 제품. 쉽게 말하여 건축활동으로 얻어지는 건축물로 이

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해되며, 기술 인프라 공정 체계는 교통, 통신, 에너지 공급, 공공조명, 급수, 배수,

폐기물 처리 시설 등(대칭되는 개념으로 사회 인프라 공정체계가 있음)이다.

건설 투자 프로젝트(Work Construction Investment Project, WCIP)는 일정 기

간 중에 공정 혹은 제품, 서비스를 발전, 유지, 향상시키기 위한 목적으로 공정을

새로 건설하고 확대하거나 혹은 개조 하기 위한 자본투입에 관련이 있는 각 제

안의 집합이며, 건설공정 투자자는 자본 소유주 또는 공정건설 투자를 하기 위한

자본관리 및 사용을 위임받은 자로, 우리나라에서 흔히 사용하는 시행자의 개념

과 유사하다.

건설공정의 종류와 등급으로는 규모, 기술요건, 사용자재, 내구연한 등에 따라

국가 주요 사업, Group A, Group B로, 건설재원에 따라 국가 예산사업, 국가 및

국영 금융기관의 보증을 받는 사업, 국영기업 사업, 기타사업으로 분류(Decree

No. 12의 제12조)된다.

건설공정의 종류는 Civil Works, Industrial Works, Traffic Works, Irrigation

Works, Technical Infrastructure Works로 분류하고(Decree No. 209의 제4조)

특히, Decree No. 209에 의한 건설공정은 각각 5단계(Special, Level 1～4)로 등

급이 나누어지는데 이 같은 건설공정의 종류와 등급의 분류는 건설공정 관리에

있어 중요한 기준이 된다.

건설기준과 표준에서 건설공정은 여러 기관에 의해 관리, 감독되기 때문에 건

설부가 공포하고 인정한 통일된 건설기준과 표준을 따르도록 하고 있으며, 또한

외국의 표준도 적절한 기관의 승인을 받은 경우 적용할 수 있도록 규정하였다.

건설 행위능력의 규정은 건설활동에 종사하는 개인은 ‘건설 행위능력

(Capability for construction practice)’을 갖추어야 한다고 규정하고 있으며, 건설

행위능력은 전문교육, 경험, 직업윤리의식 등으로 결정되며 특별한 전문 자격증

이 필요한 경우도 있다. 기업(기관)의 경우에는 건설 행위능력을 지닌 직원 수,

경험, 재정능력, 시설 및 관리능력 등으로 결정되고, 외국인 개인이나 기관은 정

부기관으로부터 건설행위 인증서를 받아야만 건설활동에 종사할 수 있도록 규정

되어 있다.

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5) 베트남 건설프로젝트 투자계획 수립

건설법의 특징은 사전에 마련된 건설계획을 통해 건설활동을 조직화하고 합리

화하려는 데 있다. 건설법에서는 장기적인 개발방향을 제시하기 위해 5～10년 기

간의 다양한 계획을 수립하도록 하고 있으며, 국가는 건설계획 수립에 필요한 예

산을 확보하고 재원을 마련하며, 각급 인민위원회로 하여금 관할 구역내 적용할

세부계획을 수립하도록 의무화하였다.

지역건설 기본계획(Regional construction master plan)은 주요 지역 또는 2개

이상의 시와 성 지역이 포함된 지역에 대한 기본계획은 건설부가 안을 마련하여

관련 기관의 의견 수렴 후 총리에게 승인을 받도록 하고 있다. 시와 성 내의 지

역건설 기본계획은 시와 성의 인민위원회가 안을 마련하여 시와 성의 인민의회

에 제출하여 동의를 구한 후 시와 성의 인민위원회에서 승인한다(확정된 기본계

획은 예외적인 경우에만 수정이 가능하며 특히 수정 승인기관을 최초 승인기관

으로 하여 무분별한 수정을 억제함).

도시건설 기본계획(Urban construction master plan)은 일반 도시건설 기본계

획과 상세 도시건설 기본계획으로 구분되며, 2개 이상의 시와 성 지역에 위치한

신도시, 첨단산업단지, 경제구역의 일반 도시건설 등의 기본계획은 건설부가 안

을 마련하여 총리의 승인을 받는다. 시와 성내 3등급 도시까지의 일반 도시건설

기본계획은 시와 성의 인민위원회가 안을 마련하여 시와 성의 인민의회의 동의

를 구한 후 건설부의 평가를 거쳐 총리의 승인으로 확정된다.

농촌 주거지역 건설계획은 시와 성의 인민위원회가 안을 마련하여 시와 성의

인민의회 동의를 거쳐 시·군·구의 인민위원회에서 승인하게 되며, 이와 같은 제

반 건설기본계획은 일단 확정 승인되면 각급 인민위원회가 이를 30일간 공포하

여야 한다. 공포한 후 3년 이내 기본계획에 따른 상세계획이 이행되어야 하며,

그렇지 못할 경우에는 기본계획을 무효화하고 새로운 기본계획 수립절차를 이행

하여야 한다(각급 행정기관은 투자자에게 관내의 건설기본계획에 관한 정보를

제공한다).

건설 투자프로젝트(WCIP)의 일반적인 요건은 개인 단독주택 건설사업의 경우

에는 경제기술 보고서(Eco-technical report)는 물론 WCIP도 수립하지 않고 건

설허가서 발급 신청서류만 작성하면 된다. 소규모 또는 종교관련 건축물 같은 경

우에는 경제기술 보고서만 작성하면 되나 대규모 건설공정의 경우에는 WCIP를

작성하기 전에 사전 타당성 조사서를 작성하여 관할 기관의 승인을 받아야 한다

(WCIP는 설명부분과 예비 설계부분으로 구성됨).

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WCIP 평가 및 투자 결정은 국가 주요 WCIP의 경우 국회에 보고하여 동의를

받은 후 총리가 투자결정을 하게 되며, 기타의 경우 중요도에 따라 기획투자국

또는 시와 성내 기획투자국(DPI)의 평가를 거쳐 총리 또는 시와 성의 인민위원

장이 투자를 결정하게 된다.

건설투자 프로젝트의 관리는 투자자가 직접 관리하거나 자문기관을 고용하여

관리하는데, 투자자가 직접 관리하는 경우에는 자체적으로 관리 기구를 설치하여

야 하고, 건설조사(Construction survey)는 지형조사, 공정 지질조사, 지질학 조

사, 공정 실태조사 및 건설 활동에 관한 기타 조사를 포함하며, 승인을 받은 조

사임무에 따라서만 진행하여야 한다.

건설공정 설계는 일반 건설기본계획, 주변 조망, 건축규정 등과 부합하여야 한

다.

건설공정 설계는 예비설계, 기술설계, 상세설계 등 3단계로 구성되는데 건설공

정의 규모나 성질에 따라 3단계를 모두 이행하거나 1～2개 단계가 생략되기도

한다(예를 들어, 경제기술보고서만 필요한 소규모 건설공정의 경우에는 상세설계

만 작성). 국가기관의 본부, 문화적인 가치가 있는 건물, 다중 이용시설, 특별 건

축공정의 경우에는 설계기관 선정 시 입찰이 의무화되어 있으며, 국가행정기관이

WCIP 승인시 예비설계를 평가한다. 그 이후 단계의 설계 평가 및 승인은 투자

자가 수행하는데 이때에도 국가기관이 승인한 예비설계와 부합되어야 한다.

건설허가(Construction permit)란 국가비밀이나 시급한 건축공정 등 예외적인

경우를 제외하고 투자자가 건축물을 착공하기 위해서는 사전에 받아야 하는 것

으로 건설 허가권자는 건설공정의 규모, 유형, 위치 등에 따라 상이하다.

승인기관 건설공정 허가기간

시,성 인민위원회 대규모, 특별건축, 종교관련 건설공정 20일 이내

시,군,구 인민위원회 도시 지역내 단독주택 건설공정 20일 이내

동 인민위원회 비도시 지역내 단독주택 10일 이내

[표 Ⅳ-20] 건설 투자프로젝트 승인기관

시공조건은 부지가 투자자에게로 양도된 시점, 건설허가, 상세설계의 승인, 시

공계약 체결, 승인된 일정에 따라 시공할 충분한 자금이며, 안전 및 환경보호 조

치의 준비, 기술 인프라의 일부 또는 전부가 완성된 때 가능하다.

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시공현장에는 투자자, 현장 사무소장, 설계자, 감독자 등의 정보가 포함된 표지

판을 설치해야 하며, 시공시점과 완료시점, 총 투자금액이 명기된 표지판도 설치

되어야 하고, 시공자는 건설공정별로 정해진 기간 동안 시공보증을 하여야 한다.

시공자 선정에 관해서는 입찰법의 규정을 따라야 한다고 되어 있으나 건설법과

입찰법이 실제 명확하지 않다(건설법에서 규정하고 있는 시공자 선정방법으로는

무제한입찰, 제한입찰, 지명 등임).

시공계약은 반드시 서면으로 해야 하며 관련 법령에 부합되어야 한다. 시공계

약의 형태가 다양하기 때문에 건설법에서는 계약서에 포함된 기본사항만 규정하

고 있고, 건설시공시 보너스와 벌금은 각각 시공계약 금액의 12%를 넘지 못하도

록 되어 있다. 시공계약상 분쟁은 중재나 소송에 앞서 당사자 간 협상으로 해결

토록 노력해야 한다고 규정하고 있다.

6) 베트남 건설 투자프로젝트 개정 법률 (Law 38-2009-QH 12)

2009년 6월 베트남 국회는 건설법, 입찰법, 기업법, 토지법, 주택법 등 5개 법

률을 한꺼번에 개정하는 내용의 법률을 제정하였다.

개정된 기업법에서는 2006년 7월 이전에 설립된 외국인 투자기업의 재등록 기

간을 2008년 6월 30일에서 2011년 7월 1일까지로 재차 연장하였다.

건설법 개정 내용은 투자자가 투자프로젝트를 작성하기 전에 타당성 조사나

기초설계에 대해 관계 당국의 승인을 받도록 한 의무조항을 폐지하였고, 자연재

해나 불가항력 등의 사유로 사업부지, 규모, 총사업비 등의 변경이 발생한 경우

에는 기 승인받은 타당성 조사를 변경하거나 재평가를 받을 필요가 없도록 하였

다.

입찰법 개정 내용은 지명입찰 대상에 국가 기밀사업과 국가이익에 비추어 긴

급한 사업을 추가하고, 입찰과정에서 베트남인이 입찰수행 요건을 충족시키지 못

하는 경우에만 외국인을 고용할 수 있도록 하였다.

토지법과 주택법의 개정 내용은 종전에 토지사용권증서와 주택소유권증서를

별도로 발급하던 것을 토지법에 따라 하나로 발급하도록 규정하였다.

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7) 건설 사업 시 주의사항 및 숙지사항

베트남 내 사업 진출시 베트남의 건설관련 법령과 제도를 정확히 파악하고 이

해하는 것이 사업성공의 관건이며, 외국 건설회사의 베트남 내 진출방법 및 형

태, 베트남의 건설법과 입찰법 등 건설관련 법령과 제도를 이해하여야 한다.

투자허가 발급기관은 Group A 프로젝트는 건설부, Group B 프로젝트는 시와

성의 건설국이다. 계약자 허가를 발급받은 후 외국 건설회사는 건설현장이 위치

한 지역에 현장사무소(Operating office)를 설치해야 하는데 현장 사무소는 시공

계약 이행 기간 동안에만 운영됨에 유의하여야 한다.

건설 투자프로젝트의 관리는 투자자가 직접 관리하거나 자문기관을 고용하여

관리하는데, 투자자가 직접 관리하는 경우에는 자체적으로 관리기구를 설치하여

야 한다. 건설조사(Construction survey)는 지형조사, 공정 지질조사, 지질학 조

사, 공정 실태조사 및 건설활동에 관한 기타 조사를 포함하며, 승인을 받은 조사

임무에 따라서만 진행해야 한다.

건설법 개정 내용은 투자자가 투자 프로젝트를 작성하기 전에 타당성 조사나

기초설계에 대해 관계 당국의 승인을 받도록 한 의무조항을 폐지하였고, 자연재

해나 불가항력 등의 사유로 사업부지, 규모, 총사업비 등의 변경이 발생한 경우

에는 기 승인받은 타당성 조사를 변경하거나 재평가를 받을 필요가 없도록 하였

다.

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2. 사업 부지

본 사업단은 롱안성 인민위원회 및 롱안성 공단관리위원회의 협조를 통하여

롱안성에서 운영 및 계획 중인 12개 공단의 모든 업체에 대하여 조사하였으며,

이를 통하여 다음의 롱안성 3개의 공단을 중점적으로 후보지로 선정하여 이에

대한 1, 2차에 걸친 세부적인 현지 조사를 실시하였다.

2.1 Tan Duc 공단

Tan Duc 공단에는 한국 업체인 송월비나 외 97개 업체가 입주하여 있으며,

총 2,597,159㎡로 조성되었다. 당 공단의 일 년간 전기 사용량은 7,030,198kWh이

며, 송월비나 주변에 많은 공장들이 입주해 있어 향후 스팀 수요처 확보가 용이

할 것으로 판단되었다.

송월비나와의 2차 회의 결과 현지의 전력 상태는 전력공급 부족으로 5일 가동

후 1일 단전되는 실정이며, 현재 시간당 15ton과 10ton 용량의 보일러가 설치되

어 있으며 현재 15ton용량의 보일러를 가동 중이다. 회의 결과, 송월비나의 스팀

구매 의향을 확인하였으며, 열(증기) 구매 의향서를 체결하였다.

그러나 예정 부지였던 송월비나 소유 11ha의 토지 중 4ha의 유휴부지를 현재

방적사업과 관련하여 투자를 고려중인 것으로 조사되었다. 송월비나 소유의 부지

중 발전소 부지 활용 가능 여부는 2012년 상반기 관계자와의 회의를 통해 송월

비나 유휴부지의 이용이 용이할 것으로 판단되었다.

또한, 2011년 11월에 이루어진 Tan Duc 공단 관리회사와 회의 결과, 해당 공

단 관리회사 소유의 송월비나 인근 잉여부지 6ha가 하단의 <그림 Ⅳ-12>와 같

은 위치에 존재하여 공단 관리회사와의 차후 협의를 통해 부지 매입이 용이 할

것으로 판단된다. 따라서 현재 입주가 진행 중으로 안정적인 수요처 확보에 용의

한 Tan Duc 공단 내에서의 부지 확보에 따른 어려움이 없을 것으로 판단된다.

또한 Tan Duc공단의 적극적인 부지제공 의향에 따라 본 사업단은 공단 소유의

유휴부지에 입주하는 것이 가장 유력할 것으로 판단한다.

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<그림 Ⅳ-13> Tan Duc공단 내 토지 관련 회의

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또 다른 장점으로는, 공단 내 공장 밀집도가 상대적으로 높아 스팀의 배관길이

를 최소화 할 수 있다. 또한, 주변 도정공장으로부터 도로가 개설되어 있으며 현

도로 상태가 좋은 것으로 조사되어 육상으로의 연료공급이 용이할 것으로 판단

된다.

본 공단의 반경 45km 이내에 존재하는 대규모의 도정공장 8곳과 60km 이내

의 도정공장 1곳과의 원재료(왕겨) 공급 의향서 체결이 원활하게 이루어졌으며,

이들 공장에서 본 사업에 요구되는 수요를 충분히 감당할 수 있는 것으로 판단

된다.

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2.2 Nam Tan 공단(FU-I)

Nam Tan 공단은 대만 시멘트 업체인 FU-I 외 28개 업체가 입주할 예정이며

총면적은 860,984㎡으로, 공단 조성 및 입주가 진행 중이다. 당 공단은 1차 방문

시, EVN에서 15MW규모의 변전소를 건립하기로 약정하였으나 이에 대한 공사

가 지연되어 입주가 진행 중인 업체의 전력 사용에 불안정성이 가장 큰 문제로

지적되었다.

당 공단의 장점은 FU-I가 원료 수급 및 제품 공급을 위한 전용부두를 건설

중이며 향후 본 사업이 당 공단에 입주할 경우 이를 활용할 수 있다. 수로 및 부

두를 활용하여 본 사업에 대한 원료를 대규모로 수송할 수 있는 장점이 있으며,

잉여 펠릿의 판매 시 이에 대한 물류 부담이 경감된다.

하지만 당 공단의 경우 현지의 전력 공급에 대한 불안으로 인하여 입주를 하

기로 한 업체에서 이에 대한 시기를 조절하여 변전소 건립이후에 입주할 가능성

이 높으며, 이에 따라서 구체적인 스팀 수요처의 확보가 어렵다.

당 공단 주변에는 총 11개의 도정 공장이 운영 중이며, 이들 공장에서 발생하

는 왕겨의 수량은 연간 45.1만톤으로 본 사업에 필요한 원료수급은 충분할 것으

로 1차 현지 조사시 판단되었다.

그러나 2차 현지 방문 결과, 현재 FU-I는 재정상의 문제로 발전소 건립 계획

이 없으며, EVN과의 전력 협의가 완료된 것으로 조사되었다. 1단계로 2011년 12

월까지 전력 4MW 공급을 시작으로 2012년 상반기 중 8MW의 전력 협의가 완

료 될 것으로 예상된다.

따라서, 사업 부지 후보지였던 Nam Tan 공단 (FU-I)는 후보지에서 제외되는

것이 타당할 것으로 판단된다.

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<그림 Ⅳ-14> Nam Tan 공단 위치

<그림 Ⅳ-15> Nam Tan 공단(FU-I)와의 회의

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2.3 Dhuc Hoa 공단(사포로 맥주)

당 공단에는 일본의 음료회사인 사포로 맥주 외 8개 업체가 입주하고 있으며,

공단 면적은 263,431㎡이다. 2011년 8월 기준 1,411,000kWh의 전력을 사용하고

있으며, 현재 일부업체는 입주하고 있고 건설 중인 공단이다. 사포로 맥주를 중

심으로 3km 내에 공단의 전 부지가 포함되어 있으며 맥주 생산 공정의 특성상

열 사용량이 많아 향후 스팀 공급에 장점이 있다.

장점으로는 호치민시 등 외부로의 육상 교통이 발달되어 있으며, 전술 한 바와

같이 공단 내 전 공장에 열을 공급할 수 있는 잠재력을 가지고 있다. 하지만 수

상 교통이 발달되어 있지 않으며, 사포로 맥주 또한 신규 설비로 추가적인 투자

에 신중할 것으로 보여 스팀 공급 가능성에 대한 불확실성이 있다.

당 공단의 반경 30km내에 10개의 도정공장이 있으며 연간 왕겨 생산량은 44.1

만 톤으로 본 사업에 필요한 원료의 수급은 충분할 것으로 예상된다.

<그림 Ⅳ-16> Dhuc Hua 공단 위치

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[표 Ⅳ-21]은 사업 예정 공단 3곳의 기본 사항을 나열한 것이다. 또한, 사업 예

정 부지의 일반 현황 비교 및 장·단점을 비교한 표는 아래의 [표 Ⅳ-22], [표 Ⅳ

-23]이다

항목 Tan Duc공단 Nam Tan공단 Dhuc Hoa공단

토지규모(㎡) 111,744 159,877 64,405

전기사용량 1,700kWh/month 6,335kWh 2,500kWh

보일러사용압력 7～8kg/㎠

15ton+10ton

5kg/㎠

400ton

사용압력 10kg/㎠

23ton

건설상태 준공완료 건설 중 준공임박

협의 유무 O O ✕여유부지여부 O O ✕(협의 안됨)

수로이용여부 O O ✕육상이용여부 O O ✕항만보유여부 X(시설 건설 가능) O ✕

[표 Ⅳ-21] 사업예정 공단의 기본 사항

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Tan Duc공단 Nam Tan 공단의FU-I DhucHoa공단의 삿뽀로 맥주

• SONGWOL Vina외 97개 업체

• 토지규모 2,597,159㎡

• 전기 사용량 : 7,030,198kWh

• 준공 완료된 공단임

• 스팀반경 3km 이내 공단 일부 포함

• 수요처 조사(송월비나) :

EVN의 전력공급 부족으로 5일 가동 후

1일 단선의 실정임. 스팀은 15ton 보일러

가동 중으로 향후 스팀 공급 시 사용의향

있음

• 발전소 건립 부지: 해당 공단 관리 회사

소유 유휴 부지 6ha

• 열병합 시설 중 최소길이의 스팀라인

• FU-I 외 28개 업체

• 토지규모 860,984㎡

• 심각한 재정난으로 발전소 건립 계

획이 없으며, EVN과 전력 협의 완

료된 상태임.

• 항만 보유

• 발전용 원료는 수로 수송 가능

• 스팀 공급반경 3km 내 공단 전 부

지 포함

• SAPPORO 공장 외 8개 업체

• 토지규모 263,431㎡

• 전기사용량 : 411,000kWh

• 현재 건설 중인 공단임

• 스팀 공급반경 3km 내 공단 전 부

지 포함

• 맥주제조 시설의 특성상 열원소모

가 클 것으로 예상됨

• 발전원료는 육상수송

[표 Ⅳ-22] 사업 예정부지 일반현황 비교

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구 분 Tan Duc 공단 Nam Tan 공단 Dhuc Hoa 공단

장점

• 현재 가동 중 → 리스크 적음

• 공단 중 전력사용 가장 많음

• 공단의 밀집

→ 스팀배관 길이 최소

• 육송 용이

• 유휴부지 확보

• 현재 건설 중 (2011년 11월)

→ 스팀라인 지하매설 가능

• 수로이송 가능

• 항만 시설구비

• 향후 잉여펠릿 판매

→ 물류 비용 감소

• FU-1외 계획구역 건설 예정시

→ 스팀 배관시 경제적 이득

• 육상 교통망

• 입주기업 밀집

→ 스팀배관망 거리 최소화

단점

• 스팀배관의 지하매설 어려움

• 큰 규모의 바지선 수송 불가

• 향후 경기침체 등의 변수에 따

라 착공지연 가능

• 물류비용 과다

• 해결

: 펠릿 제조시설 별도 설치필수

• 원료공급처와의 수송 어려움

→ 운영의 불안정성

보완방법• 지상 0.5m 이격과 보온재 사용

• 육상 이송

[표 Ⅳ-23] 사업예정부지의 장단점 비교

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2.4 부지 선정 평가 및 결론

베트남 전력 공사(EVN)의 전력 구매가는 6.8cent/kWh이다. 이는 베트남 인근

동남아시아의 전력 구매가에 비해 낮은 것으로 이로 인해 발생하는 낮은 수익성

을 보안하기 위하여 스팀 판매를 병행해야 한다고 판단되며 펠릿의 수송 및 원

재료 비용 절감이 필요하다.

따라서 이를 평가하기 위한 항목으로는 수로 인접성, 수요, 스팀 배관 효율성

등을 고려하였으며, 2차 현지 조사를 세부적으로 실시하였다.

롱안성 인민위원회와의 2차 회의 결과, Tan Duc 공단 내의 전력 생산을 위한

발전소 건설은 정부 차원의 부지 선정 지원과 협조를 받는 항목으로 수행함에

있어 어려움이 없을 것으로 예상된다.

또한, Tan Duc 공단 방문시 송월비나 소유 부지(4ha) 외에도 6ha 크기의 인근

유휴부지가 존재하며 본 사업에 요구되는 1ha(10,000m2) 크기의 부지 확보에 어

려움이 없을 것으로 확인되었다. Tan Duc 공단 내 부지의 경우, 주변 도로 설비

상태가 양호하고, 왕겨 도정공장과의 거리가 60km 이내로 육상 운송이 용이하다


그 밖에도, 예정 부지 후보지였던 Nam Tan 공단(FU-I)과 Dhuc Hoa 공단(사

포로 맥주)을 방문 및 조사한 결과, Nam Tan 공단의 FU-I공장은 재정적인 어

려움으로 발전소 건설을 포기하였으며, EVN(베트남 전력 공사)와의 협의를 통해

전력 수급협약을 맺었다. 또한, Dhuc Hoa 공단(사포로 맥주) 또한 Tan Duc 공

단과 비교하여 경쟁력이 낮은 것으로 판단된다.

따라서 후보지 3곳 중 Tan Duc 공단의 부지가 적합하다고 판단하였으며, 스

팀 배관의 효율성, 부지 확보 가능성, 원료의 수급 등을 고려하여 본 사업단은

Tan Duc 공단 내의 공단 관리 회사 소유 6ha 유휴 부지를 본 사업시설을 위한

최적합 부지로 판단한다.

최종 후보지인 Tan Duc 공단의 부지 시세는 2011년 11월 Tan Duc공단과의

회의 결과, m2당 70～80 USD으로 조사되었다. 따라서 본 사업에서 요구되는 약

1ha 면적의 부지 구매를 위하여 초기 사업비 중 부지가격은 약 8.3억원이 소요

될 것으로 예상된다. 토지 계약에 대한 사항은 소유주인 Tan Duc공단과의 향후

구체적인 협의 후 계약하고자 계획하였다.

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<그림 Ⅳ-17> Tan Duc공단의 전경 및 발전부지

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3.1 집중형 펠릿 제조 장치와 분산형 펠릿 제조 장치의 비교

펠릿화 장치의 선정을 위하여 본 조사에서는 집중형 펠릿 장치와 분산형 펠릿

장치에 대한 운송비와 설치비에 대하여 비교 분석하였다.

운송비의 경우 집중형 펠릿화 장치가 본 사업의 효율성 제고를 위해 설치되었

으므로 펠릿화에 필요한 왕겨 운송비와 현지 왕겨 펠릿화 후 발전소 공급시 운

송비 비교를 실시한 결과는 [표 Ⅳ-24]와 같다 .

구 분 단위 왕 겨 왕 겨 펠 릿

겉보기 밀도 ton/㎥ 0.13 0.87

왕겨 1ton당 왕겨 펠릿량 ton 1 0.87

발전 여유율 30%적용

일일 발전 소요량 ton 191.6 166.7

ton 당 운송요금 천원 11.6 1.7

적재용량(50㎥) 운송가능 ton 2.6 17.4

운송 대수 천원 96.14 14.37

일일 운송비용 천원4,347.1

7650.1

왕겨 대비 왕겨펠릿의 일일 운송비 차이 천원 3,697.1

320일 기준 년간 운송비용 천원1,391,0

94208,032

왕겨 대비 왕겨펠릿의 년간 운송비 차이 천원 1,183,062

[표 Ⅳ-24] 사업에 소요되는 왕겨와 펠릿의 운송비(1일당) 비교

[표 Ⅳ-24]의 경우 본 사업에 필요한 일일 약 192톤의 왕겨를 운송하는 것을

기준으로 하였으며, 펠릿화 과정에서의 물질 손실이 없는 경우를 가정하였다.

비교 결과 왕겨로 이송하는 경우 일일 2백만원 이상이 소요되며 이는 펠릿을

운송하는 경우와 비교해서 7배 이상 높은 것으로 나타났다.

- 95 -

[표 Ⅳ-25]는 집중형과 분산형의 장비구성 차이를 나타낸 것이다.

집중형 펠릿 제조 시설은 분산형 시설 구성과 상이하게 원료 투입 시설, 정량

분배기, 저장소, 정량 분배기, 펠릿 저장소, 계량기(Truck)이 포함되어 구성되며,

분산형은 원료 투입 시설 장비가 추가적으로 구성된다.

구분 집중형 펠릿제조장치 분산형 펠릿제조장치

장점

대규모의 시설 건립가능

운영인력의 전문화

대용량 제조 가능

집중 관리 가능

원료구매비용 저렴

원료 수급의 안정성

운영인력비의최소화 가능

운영 난이도 쉬움

운송비용 미발생

초기투자비용 저렴

제조원가 낮음

운송수단에 의한 이동 가능

생산지의 변수 대응 가능

단점

제조원가 높음

초기투자비용 많음

원료 수급체계 필요

운송수단에 의한 이동 불가능

생산지 변수 대응 불가

생산 시간의 제한

장비 고장시 가동 중지

펠릿 수거체계 필요

선정 ◎

[표 Ⅳ-25] 집중형과 분산형 펠릿 제조 장치 비교

- 96 -

설비 설치비용의 경우 집중형 펠릿시설의 경우 시간당 5톤 설비(14시간 운전)

를 3기 설치하는 것과 분산형 펠릿 시설의 경우 시간당 1.5톤 설비(14시간 운전)

를 10기 설치하는 경우를 비교하였다. 집중형의 경우 원료투입시설 및 저장시설

에 대한 추가적인 투자가 필요하며 분산형의 경우 도정공정에서 투입되는

Conveyor의 설치가 추가적으로 필요하다. 집중형 펠릿화기와 분산형 펠릿화기의

설비 요소는 [표 Ⅳ-26]에 제시되었다.

구분 집중형 분산형

원료투입시설(crane) O ✕정량 분배기 O ✕원료투입시설(conveyer) ✕ O

정량공급시설 O ✕이송용 컨베이어 O O

분쇄기 O O

백필터 O O

선별기 O O

저장소 O ✕정량 분배기 O ✕팽연시설 O O

컨디셔너 O O

펠릿성형기 O O

냉각기 O O

사이클론 O O

펠릿 저장소 O ✕포장장치 O O

계량기(Truck) O ✕

[표 Ⅳ-26] Mechanical Work(집중형과 분산형의 장비 차이)

- 97 -

집중형 (5ton/hr ☓ 3 unit)

분산형

(1.5ton/hr

☓ 10 unit)

① Civil & Architectural Work(토지비용제외)

설계 허가, 승인(Design, Permit, Approval)

트럭 계근장치(Truck Scale Foundation)

계근소(Receiving House)

왕겨 저장소(Rice husk Flat Storage)

적재소(Ware House)

밀 타워(Mill Tower)

밀 타워 골조(Foundation & Basement / PIling Work)

생산관리 사무소(Production Office)

경비소(Guard Shack)

계장 룸(ACB & MDD Room)

변압기 룸(Transformer Room W/Foundation)

보일러 컴프레셔 룸(Boiler & Comp’r Room)

주 관리 룸(Mainterance Room)

펌프 룸(Pump Room)

소방시설 룸(W/Fire Fighting Pump, )

지하탱크(Underground Tank)

일반 사무실 및 식당(General office & Canteen)

적재소(Barge Dock Facility)

기타(Other)

간접비(Contractor’s Indirect Cost)

트럭 주차장(Truck Parking)

Size:

2.4m☓2.4m☓6m

container

[표 Ⅳ-27] 집중형과 분산형의 설비 비교

3.2 구성장치 상세비교

집중형과 분산형 펠릿기의 설비를 비교하여 [표 Ⅳ-27]에 제시하였다.

- 98 -


분산형

(1.5ton/hr

☓ 10 unit)

② 기계설비(Mechanical Work)

왕겨 저장소(Rice Husk Bulk Receiving and Scalping)

왕겨 이송장치Transfer Conveying Line Part

왕겨 분쇄장치(Flat Storage And Grinding System Part)

펠릿성형전 냉각 및 정선기

(Pelletizing, Cooling and Screen)

제품 저장시스템(Product Storage System Part)

펠릿 출하 시설

(Tycon Bag & Vinyl Bag Bagging System)

운송 & 집하, 사출장치(Chute & Spout, Duck Work)

유틸리티Utility(Water, Steam, Comp’r Air, Liquid))

기타, 철강 및 구조물 작업

(Misc. Steel & Structural Work)

작업관리자 임금

(Project Management, W/Supervision Fee)

왕겨 분쇄기(Rice Husk Crusher)

연화장치(Softener)

펠릿성형기(Pelletizer)

좌동

③ 계장설비(Elecrical Work)

전기 설비 인허가(Local Permit & Approval)

주변압기 및 도선(Transformer & Main Power Conduit)

ACB & MDDB Panel

중앙제어판넬(Main Control Panel)

PLC Control Panel

MCC Control Panel

Local panels & Tuuch Screen Panel

Monitoring System

Cable Wiring Work

트레이 및 배관작업(Tray Fabrication & Piping Work)

계측장치(Local Instrumentation)

좌동

- 99 -


분산형

(1.5ton/hr

☓ 10 unit)

④ 기타(Other)

하역장비(Folk Lifter(2Set)), 투입장비(Bobcat(1Set))

통신장비(IT Equipment)

(ERP Program Included)

정비 공구(Spare Parts)

공정 공기 시스템(Air Conditioning System (HVAC))

장비 도서 (Q/A & Laboratory Equipment)

비상물품(Contingency)

운영편의 시설

아래 [표 Ⅳ-28] ～ [표 Ⅳ-30]는 집중형과 분산형 펠릿제조시설에 관한 비교

표이다.

본 사업단이 분산형 펠릿 제조 장치를 결정한 가장 큰 이유는 원료의 특성상

겉보기밀도의 차이로 인한 운송비용 차이에 있다.

집중형 펠릿 제조시설과 분산형 펠릿 제조시설의 작업효율은 집중형 93%, 분

산형 91%이다.

집중형 펠릿화기는 발전소 건립부지에 왕겨펠릿제조시설을 건설하는 것으로

5ton/hr(일 70톤)의 펠릿성형기 3대와 부대시설 및 장비의 소요비용의 합이다. 작

업시간은 14시간 기준이며 소요비용의 세부내역은 아래의 [표 Ⅳ-28]과 같다. 분

산형 펠릿제조시설은 1.5ton/hr(일 20톤)의 부대시설 및 장비의 소요비용을 포함

한 펠릿 제조시설 10기의 소요비용 합이다. 작업시간은 14시간 기준이다.

- 100 -

No 구 분 단 위 집 중 형 비 고 분 산 형 비 고

1 총 용량 ton/hr 155ton✕3Unit

13.51.5ton✕

9Unit

2

펠릿

타이저

용량

ton/hr 5 　 1.5 　

3 구성대수 Unit 3 　 10분산형 10대

중 1대 예비

4 운전시간 hr/day 12 　 14 　

5펠릿

생산용량ton/day 180 (1)✕(4) 189 (1)✕(4)

6계획펠릿

생산량ton/day 167 　 167 　

7 가동률 % 93% (6/5)✕100% 88% (6/5)✕100%

8 시설 건설비(토지비용제외)

9 1ton/hr 건설

10 건축 천원 135,095 건축물 외 26,666컨테이너40'

Wing Body

11기계,

전기천원 242,555

왕겨펠릿

구성172,841

왕겨펠릿

구성

12 기타 천원 1,600 편의시설 500 편의시설

13 계 천원 379,250(10)+(11)+

(12)200,000

(10)+(11)+

(12)

(천원절삭)

14

펠릿

타이저

용량별

건설비

천원 1,896,250 (2)✕(13) 300,000 (2)✕(13)

15총

건설비

천원 5,688,750 (1)✕(13) 2,700,000 (1)✕(13)

천원 5,688,750 예비없음 3,000,000 예비 1Unit

[표 Ⅳ-28] 집중형 및 분산형의 가격 비교 (1ton/hr기준 환산)

- 101 -

3.3 제작비용의 산정

집중형 15ton/hr와 분산형 1.5ton/hr의 용량차이를 1ton/hr를 기준으로 환산한

비용을 [표 Ⅳ-29]에 나타냈다. 판매비용은 항목별 가격의 합이며 왕겨의 펠릿제

조를 목적으로 하는 장치만을 구성한다.

No 구분 집중형 분산형 집중형-분산형

1 건축 135,095 26,666 108,429

2 기계, 전기 242,555 172,841 69,714

3 기타 1,600 500 1,100

4 계 379,250 200,007 179,243

[표 Ⅳ-29] 집중형과 분산형의 비용 차이 (단위: 천원)

[표 Ⅳ-29]과 같이 집중형과 분산형 펠릿제조장치의 구성별 역할을 동일하게

하여 산정한 결과, 집중형 펠릿제조시설의 1ton/hr당 건설비용은 379,250천원, 분

산형 펠릿제조시설의 건설비용은 200,007천원이다.

각 항목 중 1항의 경우, 108,429천원의 차이는 집중형 펠릿제조기에 기재된 항

목에 비하여 분산형 펠릿제조장치는 구성 기기당 컨테이너(40피트형)만 필요하여

위와 같은 차이를 나타내었다. 이는 전체 차이 금액인 179,243천원의 약 60.4%에

해당하는 금액이다.

2항 기계와 전기의 경우, 구조와 구성이 같은 장치를 사용하므로 제작비용이

같아야 한다. 그러나 69,714천원의 차이를 보이는 이유는 ① 각 구성 설비 간 이

동매체 규모 상이, ② 장치 연계로 인한 장치 구성품 추가, ③ 공기압축기 등 규

모에 따른 부속설비 등이다. 이는 전체 차이 179,243천원의 약 38.9%에 해당하는

금액이다.

3항 기타비용의 경우, 1,100천원의 차이를 보인다. 이유는 Pit 운송설비와 IT설

비 등이며 분산형 펠릿기는 Spare Part만 사용하므로 이러한 차이가 발생한다.

이는 전체 차이금액인 179,243천원의 약 0.6%에 해당하는 금액이다.

세부 항목별 금액은 [표 Ⅳ-30]과 같다.

- 102 -

집중형 비용 내역 분산형 비용 내역

구성내역단위

비용(천원)

구성내역단위

비용(천원)

1. 건축

설계 허가, 승인(Design, Permit, Approval)

트럭 계근장치(Truck Scale Foundation)

계근소(Receiving House)

왕겨 저장소(Rice husk Flat Storage)

적재소(Ware House)

밀 타워(Mill Tower)

밀 타워 골조(Foundation & Basement / PIling Work)

생산관리 사무소(Production Office)

경비소(Guard Shack)

계장 룸(ACB & MDD Room)

변압기 룸(Transformer Room W/Foundation)

보일러 컴프레셔 룸

(Boiler & Comp’r Room)

주 관리 룸(Mainterance Room)

펌프 룸(Pump Room)

소방시설 룸(W/Fire Fighting Pump, )

지하탱크(Underground Tank)

일반 사무실 및 식당(General office & Canteen)

적재소(Barge Dock Facility)

기타(Other)

간접비(Contractor’s Indirect Cost)

트럭 주차장(Truck Parking)

1

식135,095

40‘ 컨테이너 윙바디 타입

(40'container(Wing Body Type))

1

식26,666

[표 Ⅳ-30] 세부항목별 금액 비교

- 103 -


구성내역단위

비용(천원)

구성내역단위

비용(천원)

2. 기계, 전기

① 기계


왕겨 이송장치(Transfer Conveying Line Part)

왕겨 분쇄장치(Flat Storage And Grinding System

Part)

펠릿성형전 냉각 및 정선기(Pelletizing, Cooling and

Screen)


펠릿 출하 시설(Tycon Bag & Vinyl Bag Bagging

System)


유틸리티(Utility(Water, Steam, Comp’r Air, Liquid))

기타, 철강 및 구조물 작업(Misc. Steel & Structural

Work)

작업관리자 임금(Salary)




1

식242,555

① 기계

왕겨 저장소(Rice Husk Bulk Receiving and

Scalping)



Part)

펠릿 성형전 냉각 및 정선기




System)




Work)





1

식172,841

- 104 -


구성내역단위

비용(천원)

구성내역단위

비용(천원)

② 전기


주변압기 및 도선(Transformer & Main Power

Conduit)

ACB & MDDB Panel


PLC Control Panel

MCC Control Panel


Monitoring System

Cable Wiring Work

트레이 및 배관작업

(Tray Fabrication & Piping Work)


② 전기



Conduit)

ACB & MDDB Panel


PLC Control Panel

MCC Control Panel


Monitoring System

Cable Wiring Work




3. 기타1

FolkLifter(2Set),Bobcat(1Set)

ITEquipment(ERP Program Included)

SpareParts

AirConditioningSystem(HVAC)

1

식1,600 Spare Parts

1

식500

4. 계 　 379,250 　　 200,007

- 105 -

집중형 펠릿제조장치와 분산형 펠릿제조장치의 건축, 기타비용을 제외한 제작비용을 검토

하였다.

집중형 15on/hr와 분산형 1.5ton/hr의 용량차이를 1ton/hr를 기준으로 환산한 비용이며 제

작비용은 [표 Ⅳ-31]의 항목별 가격의 합이다.

No. 구 분 단 위 집 중 형 비 고 분 산 형 비 고

1 총 용량 ton/hr 15 5ton✕3Unit 13.5 1.5ton✕9Unit

2펠릿타이져

용량ton/hr 5 　 1.5 　

3 구성대수 Unit 3 　 10분산형 10대 중

1대 예비

4 운전시간 hr/day 12 　 14 　

5 펠릿 생산용량 ton/day 180 (1)✕(4) 189 (1)✕(4)

6 계획펠릿생산량 ton/day 167 　 167 　

7 가동률 % 93% (6/5)✕100% 88% (6/5)✕100%

8 시설 건설비(토지비용제외)

9 1ton/hr 건설비

10 기계, 전기 천원 242,555왕겨펠릿

구성172,841

왕겨펠릿

구성

11펠릿타이저

용량별 건설비천원 1,212,775 (2)✕(10) 259,261 (2)✕(10)

12 총 건설비천원 5,951,375 (1)✕(11) 3,500,023 (1)✕(11)

천원 5,951,375 예비 없음 3,888,915 예비 1Unit

[표 Ⅳ-31] 집중형 분산형의 가격 비교

[표 Ⅳ-32]은 건축 및 기타비용 등을 제외하고 집중형과 분산형 펠릿기의 비용을 비교한

것이다.

No 구분 단위 집중형 분산형 집중형-분산형

1 기계, 전기 천원 238,055 172,841 65,214

2 계 천원 238,055 172,841 65,214

[표 Ⅳ-32] 집중형과 분산형의 비용 차이

- 106 -


구성내역단위

비용(천원)

구성내역단위

비용(천원)

① 기계




Part)

펠릿성형전 냉각 및 정선기(Pelletizing, Cooling and

Screen)



System)




Work)





1

식238,055

① 기계

왕겨 저장소(Rice Husk Bulk Receiving and

Scalping)



Part)

펠릿 성형전 냉각 및 정선기




System)




Work)





1

식172,841

[표 Ⅳ-33] 세부항목별 금액 비교(건축/기타 제외)

- 107 -


구성내역단위

비용(천원)

구성내역단위

비용(천원)

② 전기



Conduit)

ACB & MDDB Panel


PLC Control Panel

MCC Control Panel


Monitoring System

Cable Wiring Work




② 전기



Conduit)

ACB & MDDB Panel


PLC Control Panel

MCC Control Panel


Monitoring System

Cable Wiring Work




계 238,055 계 172,841

- 108 -

[표 Ⅳ-33]과 같이 집중형과 분산형 펠릿제조장치의 구성별 역할을 동일하게 하여 산정한

결과, 집중형 펠릿제조시설의 1ton/hr당 기계비용은 238,055천원, 분산형 펠릿제조시설의 건

설비용은 172,841천원이다.

1항의 경우 구조와 구성이 같은 장치를 사용하므로 제작비용이 같아야 한다. 그러나

65,214천원의 차이를 보이는 이유는 ① 각 구성 설비 간 이동매체 규모 상이, ② 장치 연계

로 인한 장치 구성품 추가, ③ 공기압축기 등 규모에 따른 부속설비 등이다.

[표 Ⅳ-30]～[표 Ⅳ-33]은 집중형 펠릿제조시설과 분산형 펠릿제조시설의 기계, 전기 부분

만 선별하여 표시한 것으로 집중형과 분산형 펠릿제조설비의 제작비용을 비교한 것이다.

집중형과 분산형의 운송비용, 장치구성별, 가격별 비교에 의하여 검토한 결과 분산형을

선택하는 것이 타당할 것으로 판단된다.

3.4 분산형 펠릿성형기의 개요

본 사업에서 적용하고자 하는 분산형 펠릿장치는 현재 특허 출원(출원번호 :

10-2011-0080375)중에 있으며 다음과 같은 특징 및 장점을 가지고 있다.

고품질화가 가능한 다목적 분산형 펠릿 제조장치는 좁은 공간을 효율적으로 이용한 이동

가능한 컨테이너형태의 설비구성으로 운반이나 보관이 용이하여 펠릿화 설비에 바이오매스

원료를 이송하는 대신에 운송수단 등을 이용하여 작업현장으로 곧바로 이동시켜 현장에서

재료 성형작업을 수행할 수 있다. 또한, 장치의 소형화로 원재료 발생원에서 에너지원으로

사용할 수 있는 펠릿을 생성할 수 있고, 작업현장의 상황과 원료 성상에 맞춰 선택적으로

운용할 수 있게끔 설비의 확장이 가능하다. 원료별 장치 용도 요구 특성에 적합한 상호 보

완적인 연계 시스템 구축으로 융통성 있게 설치할 수 있게 1조 2대의 이원화된 구조의 자

동화된 펠릿 제조장치로 여러가지 종류의 펠릿화 설비를 각각 구비하지 않고도 재료 수거

현장에서 원료를 펠릿화한 후 포장 및 출하할 수 있어 물류비, 시설비 및 인력을 효과적으

로 절감할 수 있다.

고밀도의 압축된 펠릿(Pellet) 형상으로 정형화 가공할 수 있도록 펠릿 제조작업에 따른

공정을 간소화하여 작업 능률을 향상시켰다. 또한, 생산량의 증대와 함께, 장치의 고장 및

불량률을 최소화할 수 있게 하는 성형효율 및 활용범위 향상효과로, 많은 인력과 시간 그리

고 비용을 소비하지 않고도, 펠릿 제조가 가능하여, 경제적이며, 환경을 살리고 청정 대체

에너지를 생산하여 환경오염 방지 및 자원 재활용에도 기여할 수 있다.

특히 다목적 분산형 펠릿 성형장치는 연중 공급이 가능한 일년생 농작물의 부산물로서

왕겨 등 원료에서 이물질을 제거한 후 분쇄해 고온에서 성형된 펠릿을 공급하게 되는데 재

- 109 -

료의 적기수확이 가능하고 짧은 시간에 많은 양의 펠릿을 생산할 수 있다. 또한 형태 및 기

능적 차이를 가지는 각종 펠릿 원재료 특성을 이원화시켜 연질(톱밥, 왕겨 등) 및 경질(목

재, 플라스틱 등)의 펠릿화가 가능하며 또한 연질, 경질의 재료를 혼합하여 펠릿화 할 수 있

다.

그리고 본 발명은 간벌을 하는 동안 생기는 목재로서 간벌재를 원료로 사용할 수 있어

간벌재로 인한 산림화재 등을 방지할 수 있게 하는 효과가 있다.

ㄱ. 분산형 펠릿성형기의 구성

㉠ 원료투입 호퍼

원료투입호퍼는 접이식으로 설계되어 설비 가동시 컨테이너 외부에서 왕겨를 공급받아

외부로 돌출된 컨베이어에 정량 공급하는 장치이다.

㉡ 원재료 파쇄용 디스크형 롤러밀분쇄기

왕겨 표면에 붙어 있는 이산화규소성분이 가지는 불연성으로 왕겨의 발열량이 떨어지고

분쇄기 및 성형기의 마모를 촉진하는 바, 사용횟수에 따라 정기적 교체비용 등이 발생하여

생산원가의 증가로 경제성에 악영향을 주는 요소로 작용한다. 또한, 기존 분쇄설비의 특성

상 해머타입 및 기타 분쇄설비로는 이산화규소(SiO2)의 물리적 탈리에 상당한 어려움이 존

재하고 있다.

기존 펠릿제조설비의 성형기는 사용시간과 사용조건에 따라 롤러의 마모로 본연의 기능

을 다하게 되어 버려지거나 제철소로 향하게 된다.

이에 본 설비는 마모되어 본연의 기능을 수행할 수 없는 성형기의 롤러를 재이용하여 생

산원가의 부담을 줄이고, 자원재순환으로 친환경적 기업이념을 수행할 수 있다.

본 설비는 회전하는 판형 디스크, 내마모 처리된 디스크 표면, 분쇄 기능을 수행하는 디

스크에 각인된 판형 격자요철, 왕겨투입용 투입구, 정량공급을 위한 블레이드, 고른 왕겨의

분포를 위한 원추형 투입구, 왕겨의 전단, 압착력에 의한 분쇄기능을 하는 폐처리된 성형기

의 롤러를 재이용하는 성형 기능 상실한 롤러, 왕겨의 분쇄된 입도를 조정하기위한 스크류

식 리프트, 원형 디스크에서 분쇄되어 밀려나온 분쇄된 왕겨가루를 수집하는 저장소, 분쇄

된 왕겨가루를 다음단계로 유도하는 토출구로 구성되어 있다.

토출구에서 배출된 이산화규소(SiO2)성분이 포함된 왕겨가루는 진동스크린에 투입되어 왕

겨가루보다 작은 체눈의 크기를 가진 스크린에 의하여 이산화규소(SiO2)와 왕겨가루가 분리

- 110 -

되게 된다. 이때 제거전 왕겨에 함유된 이산화규소(SiO2) 성분은 평균 12～15%의 함유율을

가지고 있다. 원형 디스크형 롤러밀과 진동스크린에 의하여 약 2～5%로 감소하게 되어 왕

겨의 가연순도를 높여 발열량을 향상시킬 수 있게 된다.

㉢ 진동스크린

진동스크린으로 왕겨가루와 이산화규소(SiO2)를 분리하기 위한 장치로 스크린 체눈의 크

기는 이산화규소(SiO2) 보다 크며 왕겨의 최소 조절 입도보다 작은 크기로 설계된다. 또한

작업처리 속도 향상을 위하여 적정크기의 입도를 기준으로 하는 체눈의 크기를 가진 스크

린을 별도로 구비 할 수 있게 한다.

진동스크린의 진동수와 기구마모 및 피로하중, 반복운동에 따른 인장, 압축에 의한 신장

력을 감소할 수 있는 충격 완화용 스프링을 두어 설비의 수명을 향상시킨다.

진동스크린은 적정경사를 두어 중력에 의하여 최종배출구로 배출하게 된다. 이때 경사와

진동수, 강도에 따라 왕겨가루의 체류시간이 주어지므로 적정 설계값에 의한 경사도가 진동

스크린의 핵심 기술이라 할수 있다.

진동스크린에 의하여 가연순도가 높아진 왕겨가루는 팽연밀설비에 투입되기 전 벨트컨베

이어에서 스프레이장치로 팽연을 위한 수분을 공급받게 된다.

㉣ 스프레이

왕겨의 성상 중 펠릿화를 어렵게 만드는 또 하나의 난제로는 섬유질의 결합 강도에 있다.

소규모 열매의 특성에 비하여 섬유질의 결합력이 강하여 물리적 압착력을 주는 성형기의

부하를 주고 성형 롤러 및 성형틀에 마모를 가져온다. 이를 방지하고자 섬유질의 결합강도

를 완화하기 위하여 팽연설비를 구성하게 된다.

스프레이장치의 기능은 분쇄되어 비표면적이 극대화된 왕겨가루 표면에 적정량의 수분을

공급하여 일시적인 함수율을 높여 팽연설비에서 팽연작용이 일어나도록 환경을 만들어 주

는 장치이다.

스프레이의 주요사항은 적정 수분량의 공급과 공급수분의 입도에 있다. 또한 컨베이어의

이송 속도가 수분공급시간을 결정하는 중요변수이므로 적정 설계값을 반영하여야 한다. 스

프레이설비의 구성은 미세조절을 위한 전자제어 솔레노이드 밸브, 적정압력을 유지하기 위

한 펌프, 각 인젝터를 연결하는 분배기, 분배기에 연결되는 인젝터, 잉여압력생성 방지용 전

자제어 솔레노이드 방출 밸브로 구성된다.

- 111 -

스프레이에 의하여 일시적인 함수율이 높아진 왕겨가루는 팽연설비에 투입되어 섬유질의

결합강도를 완화하게 된다.

㉤ 팽연 밀

왕겨의 원료 성분중 하나인 소수성은 팽연화 하기 위한 설비의 난제이다.

팽연에 필요한 최소 함수율을 설정하는데 소수적인 특성으로 함수율 도달시간이 상당부분

소요되고 이는 경제적 운영적으로 어려움을 가져오게 된다.

이에 팽연밀설비 전 분쇄장치에서 분쇄기능을 주어 왕겨가루의 비표면적을 크게 하고 수

분 공급장치에서 수분의 입도를 최소화하는 무화분사방식으로 적은 시간동안 필요한 설계

함수율을 가지게 된다. 적정 함수율을 가진 왕겨가루는 팽연밀에 투입되어 압착력과 마찰력

에 의해 부분 분쇄되고 운동력에서 발생하는 열에너지를 이용하여 팽연화 기능을 수행하게

된다.

비표면적이 크고 적정 함수율을 가진 왕겨가루는 팽연밀에서 발생하는 열을 왕겨가루의

내부수까지 전달하여 섬유질의 결합강도를 획기적으로 낮추는 기능을 하게 된다.

이에 팽연밀장치의 주요기능을 위한 전제조건으로는 적정한 입도 및 함수율에 있다. 또한

팽연밀에 원형 디스크형 롤러밀과 같은 기능을 가진 스크류식 리프트는 팽연화 온도와 입

도를 조절하는 데 사용된다.

본 설비의 구성은 원형 디스크형 롤러밀과 같은 구조를 지닌다.

또한 염소함량 0.07%, 황함량 0.08%를 가진 왕겨성분이 팽연화 과정을 거치면서 원소특

성상 친수성을 가진 염소와 황 성분이 수분과 결합 후 수증기로 제거 되어 발전시설, 고순

도 열원이용시설 등에 활용 될 수 있다.

팽연화 설비를 지난 왕겨 가루는 과잉건조로 인한 펠릿성형 함수율을 조절하기 위한 컨

디셔너, 내구성 및 공간 확보를 위한 수직형 펠릿성형기, 펠릿의 경화를 위한 냉각기, 비산

먼지를 제거하기 위한 사이클론, 펠릿을 포장하기 위한 포장장치로 구성되어 있다. 각 요소

는 전자제어에 의해 효율적, 안정적으로 제어된다.

- 112 -

포장장치 냉각기

사이클론 컨디셔너

펠릿성형기

선별기

스크린

백필터

분쇄기

원료햄머밀

<그림 Ⅳ-19> 분산형 펠릿 성형기의 구조

[표 Ⅳ-34]에서 금액의 비교는 국내 제작비용이 국외 비용에 비하여 저렴하다. 따라

서 결론적으로 장비의 수리, 유지보수의 편의성과 구입가격에 따라 국내 개발품으로 선

정하는 것이 바람직한 것으로 판단하였다.

구 분국내 분산형(국내개발품)

국외 분산형(Green Forze)

용량 1.5ton/hr 1ton/hr

비용 300,000천원 480,000천원

용량 1ton 대비 금액 200,000천원 480,000천원

[표 Ⅳ-34] 국내 분산형 펠릿기와 국외 분산형 펠릿기의 금액 비교

본 설비는 2012년 상반기 시작품제작이 마무리되면 시험 운전을 통하여 본 사업에 적용

하고자 한다.

집중형과 분산형 펠릿제조장치의 비교결과 운송비, 제조시설비 측면에서 분산형 펠릿제조

장치를 선정하였으며 국외제품과 국내 제품의 비교 결과 국내 제품으로 선정하였다.

- 113 -


4.1 열병합 발전시설 구성

1) 연소로 선정

왕겨를 열원으로 사용하고 있는 연소로는 화격자로와 유동상이다. 왕겨 자체를 열원으로

사용하는 화격자로는 원료수송의 난제와 우기, 건기에 대한 함수율의 탄력적 대응에 있어

연소로의 효율 급감으로 로 내의 온도를 유지하기 위하여 보조연료투입 등의 비용이 발생

한다. 또한 13～21%의 비교적 높은 회분함량으로 연소 후 재처리 비용이 재의 일부를 충진

재로 활용할 수 있는 유동상로에 비하여 크다. 이에 비하여 유동상로의 경우 다양한 발열량

의 연료로 활용이 가능하며, 균일한 열 분포로서 효율적인 연소가 가능하다.

스토커방식의 로는 유동상식의 로에 비하여 5%정도 효율이 낮다. 이는 연소로의 효율에

따른 보일러 스팀발생량의 차이이므로 스토커식과 유동상식은 효율 증가분에 따른 전기 발

생량, 스팀 판매량 측면에서는 효율만큼의 차이를 보이나, 건설금액에서 스토커 방식이 상

대적으로 저렴하며, 국내외에 다수의 실적을 보유하고 있어 운전관리가 용이한 장점을 가지

고 있다.

따라서 본 사업은 건설의 용이성과 유지관리의 특성을 고려하여 스토커방식을 선정하였

으며 [표 Ⅳ-35]에 스토커와 유동상식의 비교 검토 결과를 나타내었다.

- 114 -

구분 화격자식(Stoker)

유동상식(Fluidized bed)

장 점

▪대 소규모를 막론하고 안정연소가

가능하며 연소열량 변동이 적으므로

폐열보일러에 의한 열회수 방식에

유리하다.

▪대형폐기물도 전처리 없이 Mass

Burning이 가능하다.

▪소각처리 기술 중 국내외적으로

실적(전세계 약 95%정도의 보급율)이

가장 많고 기술적으로 안정되어

신뢰성이 높다.

▪상대적으로 소요전력이 작다.

▪연속운전을 하는 경우 운전조작이

용이하고 안정되어 있기 때문에

자동화 운전도 용이하다.

▪폐기물처리 톤당 건설비, 유지비가

상대적으로 낮아 경제적이다.

▪유동매체의 열용량이 액상물, 다습물

및 고형물의 혼소가 가능하다.

▪저발열량 연료에서 고발열량

연료까지 소각 가능하다.

▪반응시간이 빨라 소각시간이 짧다

▪분체성 소각이 가능하며, 기계적

구동부분이 적어 고장율이 낮다.

▪로내 온도제어가 용이하고, 로내의

온도분포를 균일하게 유지할 수 있어

열회수가 용이하다.

▪유동매체의 축열량이 높은 관계로

단시간 정지 후 가동시에 보조연료

사용없이 정상가동이 가능하여

간헐운전에 유리하다.

▪왕겨펠릿 연소 시 함유된 규소성분이

충진재와 같으므로 별도의 처리시설이

필요하지 않다.

단 점

▪수분함량이 높은 연료, 열량이 높은

연료 소각에는 부적합하다.

▪과잉공기량이 많아 배출가스량이

많고 가스처리에 요하는

유지관리비용이 크다.

▪스토커 등의 기계적 구동부분이

많으므로 수리비가 많다.

▪시동 정지의 소요시간이 길다.

(1～2시간 정도)

▪분체성 폐기물 소각에 부적당하다.

▪유동화 특성상 분진 발생율이 다른

형태의 소각로보다 높다.

▪대형 연료인 경우 투입이나 유동화를

위하여 전처리 설비인 파쇄설비가

필요하다.

[표 Ⅳ-35] 소각로 중 Stoker 와 FBC의 특성별 장․단점 비교 검토

- 115 -

구 분 사 항

설비 구성 연소로, 보일러, 환경설비, 증기발전설비

사용 부지 약 1,500평 소요

연간 가동 일수 320일 이상

공사 기간 18개월(베트남 현지 인허가 제외)

사용 바이오매스 연료 왕겨를 이용한 왕겨펠릿

연료 발열량 4,211kcal/kg

연료투입량 167ton/day

발전터빈 형식 추기복수식

[표 Ⅳ-36] 설비 운전 조건

구분 Stoker Type FBCB Type


발생 전기량(MW) 3.6 3.6

소내전기(MW) 1.0 1.0

전기 판매량(MW) 2.6 2.6

스팀 판매량((ton/hr) 23 23

설비금액(억원) 315 328

운영비용(억원) 92.6 93.6

[표 Ⅳ-37] Stoker Type 와 FBCB Type의 비교

화격자식(Stoker) 소각로는 소각 규모와 관계없이 안정연소가 가능하며 연소열량 변동이

적으므로 폐열보일러에 의한 열회수 방식에 유리하다. 또한 유동상식에 비해 소요전력이 적

으며 전처리없이 소각 가능하며 유동상 소각로보다 분진 발생율이 낮다. 하지만 화격자식

소각로는 수분함량이 높은 연료, 열량이 높은 연료 소각에는 부적합하고 분체성 폐기물 소

각에는 부적당하다. 그러나 본 사업은 왕겨펠릿를 원료로 사용하므로 이와 같은 화격자식

소각로의 단점은 본 사업에 해당하지 않는다.

화격자 소각 방식은 소각처리 기술 중 전세계 약 95%정도의 보급률을 갖고 있으며 안정

적인 기술로 기술 신뢰도가 높다. 따라서 상대적으로 소요전력이 적고 운전조작이 용이하며

설비 금액 및 운영비용이 비교적 적게 소요되는 화격자식(Stoker)로 소각 방식을 최종 결정

한다.

- 116 -

2) 발전방식 선정

베트남 롱안성 Tan Duc공단과 EVN(Vietnam Electricity)에 스팀 및 전기를

공급하는 열원설비는 열과 전기를 동시에 생산하는 열병합발전설비, 스팀을 공급

하기 위한 스팀 공급설비로 구성된다. 열원설비 형식 및 설비간 용량 배분은 공

단의 열원공급을 위한 의사결정의 중요한 사항으로서 열부하 특성에 따라 결정

되며 투자비, 열요금, 전기요금 및 연료비 등에 따라 달라질 수 있다. 이에 따라,

바이오매스를 활용한 열병합사업의 열부하 특성에 적합하고 사업의 경제성을 확

보 할 수 있는 스팀, 전력 공급방식을 검토하여 최적의 열원설비 형식을 결정하

고자 한다.

① 열병합발전방식 검토

현재, 국내∙외에 채택되어 운영되고 있는 열병합발전방식에는 기력(증기터빈)

방식과 가스터빈복합방식이 있으며 아래 <그림 Ⅳ-20>와 같이 구분된다.

<그림 Ⅳ-20> 열병합 발전 방식

- 117 -

② 증기터빈 방식

ㄱ. 기력(증기터빈) 방식

기력발전방식의 경우 증기터빈 입구 증기압을 가능한 한 높게 하고, 배기되는

증기압력을 가능한 한 낮게 설정하여 열 낙차를 증가시키면 증기터빈의 출력이

향상된다. 일반적으로 기력발전소의 열손실은 대부분은 복수기에서 발생하며, 압

력 246㎏/㎠a, 온도 566℃, 배기압력이 0.05㎏/㎠, 열효율 40%이상으로 운전하고

있는 발전소의 경우 복수기에서 연료 발생열량의 약 45% 정도 손실이 발생한다.

기력(증기터빈)방식 열병합발전은 증기터빈 형식에 따라 다음과 같이 분류 할

수 있다.

- 배압터빈 (Back Pressure Turbine)

- 추기배압터빈 (Extraction - Back Pressure Turbine)

- 추기복수터빈 (Extraction - Condensing Turbine)

- 배압터빈과 복수터빈의 조합

ㄴ. 배압터빈방식

배압터빈방식은 보일러에서 생산된 고온고압의 증기를 터빈 각단에서 팽창시

키고 이때 발생하는 열낙차를 이용하여 전력을 생산하며, 터빈 마지막 단(Last

Blade)에서 배출되는 배기증기를 공정용 열부하로 이용하는 방식이다. 배압은 공

정에서 필요로 하는 증기의 압력에 의하여 정해지며, 배압 선정시 관의 유체저항

을 고려하여 결정한다.

배압터빈방식 열병합발전은 발생하는 증기량과 전력의 비 즉, 열생산량과 발전

전력과의 비(열전비)를 조정하기가 용이치 않아 과부족 현상을 해결하기 위하여

축열조, 감온 및 감압장치, 대기방출 또는 냉각장치, 수전설비와 병렬 운전하는

방법 등을 채택하여 조정하는 경우가 있다.

이 방식에 의하여 열과 전력을 동시에 공급하는 경우와 복수식 터빈에 의한

발전 및 별개 보일러에 의하여 열을 공급하는 경우를 비교하여, 열병합발전시의

열 절약량은 다음 식과 같다.

- 118 -

E = GBㆍηB

ηC

ㆍHB

HC

ㆍhC

E : 절약 열량 (kcal/hr)

GB: 배압터빈의 증기유량 (kg/hr)

HB: 배압터빈의 단열 열낙차 (kcal/kg)

ηB : 배압터빈의 내부효율

HC: 복수터빈의 단열 열낙차 (kcal/kg)

ηC : 복수터빈의 내부효율

hC : 복수증기의 엔탈피 (kcal/kg)

<그림 Ⅳ-21> 배압 터빈방식 개념도

배압터빈 방식의 열병합발전은 설비가 간단하며, 전기출력은 배출열량에 좌우

되므로 열수요의 연중 변화가 적을 때, 전력수요와 열수요가 평행하게 변할 때,

전력수요의 순간 부하 변동 폭이 가능한 한 완만할 때 즉, 공정용 열부하가 일정

하고 저압일 때 가장 경제적이고 이상적인 형태라 할 수 있다.

- 119 -

ㄷ. 추기배압터빈 방식

배압터빈 방식과 유사하며 2종류 이상의 압력을 가진 공정증기가 필요한 경우

이용하는 방식으로 터빈 중간 단에서 추기량을 조정함으로서 추기하지 않는 배

압터빈 보다 전력 및 증기부하의 조절이 용이하다. 1단추기 또는 2단추기 등이

주로 적용되며 시스템제어가 배압터빈 보다 복잡하다.

<그림 Ⅳ-22> 추기배압 터빈방식 개념도

ㄹ. 추기복수터빈 방식

증기터빈 내에서 팽창중인 증기의 일부를 추기하여 공정증기로 공급하며, 나머

지 증기는 복수기로 보내는 방식을 추기복수 터빈방식이라고 한다. 추기량과 복

수량을 조절할 수가 있으므로 전력과 열의 제어에 있어 한쪽을 100%, 다른 쪽을

0%에 가깝게 넓은 범위에 걸쳐 제어가 가능하다.

추기단수도 1단, 2단, 3단 등으로 여러 종류의 증기 열부하를 공급할 수 있는

장점이 있다. 그러나, 증기터빈이 단일케이싱으로 열최대 공급시에는 복수터빈으

로 최소증기량의 유량이 유지되어야 하므로 복수기에서의 열손실이 상존하여, 추

- 120 -

기배압식에 비해 전체효율이 상대적으로 적은 단점이 있다.

<그림 Ⅳ-23> 추기복수 터빈방식 개념도

ㅁ. 배압터빈과 복수터빈의 조합

배압터빈과 복수터빈이 갖는 특징을 동시에 갖는 방식으로서 복수터빈 전단에

설치되는 배압터빈의 배압증기를 이용하여 지역난방열을 공급하거나, 복수터빈을

가동시키는 방식으로서 전력과 열의 제어범위가 넓은 장점이 있다.

즉, 지역난방열부하가 큰 경우에는 배압터빈만을 운전하며 배기증기를 이용하

여 지역난방열을 공급하고, 열부하가 작은 경우에는 배압터빈의 배기증기를 복수

터빈으로 보내 발전량을 증가시키는 방식으로 운전한다.

이 방식에는 고압터빈과 저압터빈에 각각 발전기를 설치하여 상시 분리하여

독립 운전하는 Cross Compound방식과 고압터빈과 저압터빈에 Coupling을 설치

하여 필요시 복수터빈을 분리시켜 배압터빈 단독운전을 할 수 있는 방식으로 대

별되며, 국내에서는 주로 Coupling 설치방식이 대부분 이용되고 있다.

- 121 -

그러나 Coupling방식은 증기터빈이 일정규모 이상에서만 설치 가능하므로 작

은 용량에서는 이용이 불가능하다.

다음의 [표 Ⅳ-38]은 증기터빈용 형식별 특징 비교를, [표 Ⅳ-39]은 터빈형식

의 선정기준이다

<그림 Ⅳ-24> 조합 터빈방식 개념도

- 122 -

방식

구분배압터빈 추기배압터빈 추기복수터빈 배압식과 복수식의 조합

개 념 도

공급증기 성질 일정압력의 증기가 필요한 경우일정압력의 증기가 2종류이상 필요한 경우

일정압력의 증기가 1종류이상 필요한 경우

배압식과 복수식의 조합방식으로 대용량플랜트에서 배압식과복수식의 특성을 동시에 갖는다.

열부하 변동부하변동이 큰 경우 설비의이용률 저하

좌 동부하변동이 있다 해도 출력일정의 운전이 이루어짐

발 전 량 발전량은 열 부하에 따라 정해짐 좌 동열부하에 상당한 발전량 이상의전력을 확보해야할 경우

전력계통의 운영방법 병렬운전이 바람직함 좌 동 병렬 혹은 단독

외부전원 정전시대책

(보완전력의 확보)

대기방출에 의해 어느 정도 전력을 확보할 수 있으나, 정전이 장기화할 경우 부적당함

좌 동외부전력의 유무에 관계없이소요전력 확보가능. 외부전원이불안정할 경우 적합

경 제 성배기열량을 유효하게 이용하여경제적임

좌 동배압터빈에 비해 비경제적이나 단순복수터빈보다 경제적임

연료단가의 영향 복수터빈 만큼 영향을 받지 않음 좌 동 배압터빈에 비해 큼

냉각수원 기기냉각수만 필요함 좌 동 다량의 복수기 냉각수가 필요함

[표 Ⅳ-38] 증기 터빈 형식별 특징 비교

- 123 -

형식적용

배압터빈 추기배압터빈 복수터빈 추기복수터빈

공급증기의 성질일정압력의 공정증기가필요한 경우

일정압력의 공정증기가 2종 이상 필요한 경우

공정증기가 불필요한 경우일정압력의 공정증기가 필요한경우

공장 증기부하 변동부하변동이 큰 경우 설비의이용률이 저하하여 불리하다.

좌 동부하에 관계없이 출력일정의 운전이 됨

부하변동이 있다 해도 출력 일정의 운전이 이루어지기 때문에 유리하다.

발 전 량발전량은 공정증기량에 따라정해지며 공정증기량에 비해발전량의 차가 별로 없다.

좌 동소요전력을 항상 확보할필요가 있는 경우

공정증기량에 상당한 발전력이상의 전력을 확보할 필요가 있는경우

전력계통의 운용 병렬 좌 동 병렬 혹은 단독 좌 동

외부전원의 정전시대책

(보완전력의 확보)

대기방출에 의해 어느정도 전력을 확보할 수 있으나 정전이 장기화 할 경우 부적합함

좌 동

외부전원의 유무에 관계없이 소요전력을 확보할 수 있다. 외부전원이 불안정한 경우에 가장적합함

좌 동

경 제 성배기의 열량을 유효하게 공장에서 이용하기 때문에 가장경제적

좌 동배기 열량을 전부 냉각수에 뺏기므로 경제성이 떨어진다.

복수터빈과 비교해서 추기만큼의열량을 이용할 수 있어 복수터빈보다 경제적임

연료단가의 영향복수터빈만큼 영향을 받지 않는다.

좌 동연료단가가 높은 경우 불리함.연료단가가 안정가인 경우 유리함

복수터빈과 배압 혹은 추기배압터빈과의 특징을 합한 것임

냉각수원냉각수원에 대해서는 고려할필요가 없다.

좌 동다량의 냉각수를 필요로함. 풍부하게 염가로 얻을 수 있는 곳이 좋다.

좌 동

적 용 예섬유, 제지, 화학, 석유,

제당공업섬유, 제지, 화학공업 광업, 철강업, 시멘트, 화학공업

섬유, 제지, 화학, 석유화학,철강업

[표 Ⅳ-39] 터빈 형식의 선정기준

- 124 -

③ 가스터빈 복합화력 방식

가스터빈은 근래 들어 급속히 고온, 대형화되고 있으며, 냉각수가 거의 필요 없고, 운전

적응성과 기동정지가 용이하여 열병합발전방식으로 채택이 늘고 있다. 가스터빈은 공기를

흡입하여 압축한 뒤 연소기에서 연료와 함께 연소시 발생되는 고온 고압의 가스를 이용하

여 터빈을 구동시켜 발전하며, 500℃이상의 고온 배기가스를 대기로 배출한다. 이 배기 열

손실은 약 60∼70% 정도에 이르며, 이 배열을 회수하기 위하여 배열회수보일러를 설치하고

증기터빈과 조합하는 방식(복합방식, Combined Cycle)으로 열병합설비가 구성된다. 이 경우

증기터빈은 “가)항 증기터빈방식”과 동일하다.

지역난방용으로 가스터빈을 이용하는 경우, 배열을 회수하여 이용하는 방법과 증기터빈

형식에 따라 다음과 같이 구분할 수 있다.

- 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG)를 조합하는 방식

- 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG) 및 추기배압터빈을 조합하는 복합방식

- 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG) 및 추기복수터빈을 조합하는 복합방식

- 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG), 배압 및 복수터빈을 조합하는 복합방식

- 125 -

ㄱ. 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG)를 조합하는 방식

배열회수 보일러(HRSG)에서 가스터빈의 배열을 회수하여 발생된 증기를 지역난방 열교환

기로 직접 공급하여 열부하를 충족시켜주는 방식으로 설비가 가장 간단하나, 열부하가 거의

없는 하절기에는 생산된 증기를 충분히 이용 할 수 없어 효율저하와 연간 이용률이 매우

낮아지고 고온 배기가스에 의한 공해문제가 발생한다.

<그림 Ⅳ-25> 가스터빈과 배열회수보일러(HRSG) 조합 개념도

- 126 -

ㄴ. 가스터빈, 배열회수보일러(HRSG) 및 배압터빈을 조합하는 복합방식

배열회수보일러에서 가스터빈의 배열을 회수하여 발생된 증기를 배압터빈에 공급하여 전

력을 생산하고, 배압터빈을 거쳐 나온 배기증기로 지역난방열을 생산한다. 그러나 배압터빈

은 열부하가 줄어들 경우 가스터빈부하를 낮추어 공급하거나, 배열회수보일러의 잉여증기를

발전출력의 증가 없이 방열하여야 하므로 열전비 변화에 적극적으로 대처할 수 없는 단점

이 있다. 따라서 배압터빈을 이용한 복합방식은 중저부하의 열부하가 많은 기저용 설비에

적합하다.

<그림 Ⅳ-26> 가스터빈, HRSG 및 배압터빈을 조합하는 복합방식의 개념도

- 127 -

ㄷ. 가스터빈, 배열회수보일러(HRSG) 및 추기복수터빈을 조합하는 복합방식

배열회수보일러에서 가스터빈의 배열을 회수하여 발생된 증기를 추기복수터빈에 공급하

여 전기를 생산하며, 증기의 일부를 터빈 중간단에서 추기하여 지역난방수를 가열하고 나머

지 증기는 복수기에서 응축시키는 방식이다. 추기량과 복수량을 조절할 수 있으므로 전력과

열의 제어에 있어 극단적인 경우까지 넓은 범위에 걸쳐 제어가 가능하다.

<그림 Ⅳ-27> 가스터빈, HRSG 및 추기복수터빈을 조합하는 복합방식 개념도

- 128 -

ㄹ. 가스터빈, 배열회수보일러(HRSG), 배압 및 복수터빈을 조합하는 복합방식

배열회수보일러에서 가스터빈의 배열을 회수하여 발생된 증기로 배압터빈을 구동시키고

배압터빈에서 나온 증기를 다시 복수터빈으로 보내어 많은 전력을 생산하거나, 지역난방열

교환기로 공급함으로써 열을 생산하는 방식이다.

이 방식은 전력수요와 열수요가 비균형적인 경우에 채택되는 방식으로서 복수터빈이 커

플링으로 연결되거나 터빈이 Cross Compound방식으로 배열되어 열부하가 많은 동절기에는

복수터빈을 분리 또는 정지시킨다. 배압터빈에서 나온 증기는 지역난방용 열교환기에 보내

어 필요한 열부하를 담당케 하며, 하절기와 같이 열부하가 적은 경우에는 배압터빈에서 나

온 증기로 복수터빈을 가동하여 전력생산을 증대할 수 있다. 그러나 본 사업의 경우 증기터

빈이 소용량이므로 Clutch Coupling의 적용은 경제적 설비 운영의 관점에서 적절하지 못한

것으로 판단된다.

<그림 Ⅳ-28> 가스터빈, HRSG, 배압 및 복수터빈을 조합하는 복합방식 개념도

- 129 -

④ 열병합발전 형식 선정

베트남 롱안성 TanDuc공단의 열병합발전 형식 및 설비용량은 (3.6MW + 23ton/hr)이하

로이를 고려하여 발전 방식을 선정하였다.

일반적인 발전 방식에는 배압식과 추기복수식으로 나누어진다. 배압식의 경우 스팀판매를

주목적으로 하는 설비에서 스팀 생산 시 발생하는 소내 전기를 자체 생산하여 공급하는 목

적을 가지는 발전설비로 증기터빈 1기로 구성되어 있다.

보일러에 의하여 발생한 고열고압의 증기는 1차 증기터빈에 운동에너지를 공급하여 발전

소요 동력만큼의 에너지를 소비하고 잔량의 에너지는 각 수요열원에 공급된다.

이에 비하여 추기복수식의 경우 배압식과 복수식의 중간 형태로 수요에 따라 전기 및 스

팀의 양을 설계에 따라 공급하는 하이브리드적인 발전방식이다. 구성은 증기터빈 2기 이상

으로 구성되며 발전방법은 1차 증기터빈에서 사용된 증기 중 일부는 스팀수요처에 사용되

고 일부는 2차 발전설비에서 발전 동력으로 최종 소모되는 방식이다.

구 분 배압식 Type 추기복수 Type

보일러 효율 85% 85%

총 발전 효율 26% 26%


발생 전기량(MW) 3.5 3.6

소내전기(MW) 1 1

전기 판매량(MW) 2.5 2.6



[표 Ⅳ-40]에서 배압식 대비 추기복수식의 전기 판매량은 0.1MW의 전력차이를 보이며

kWh당 약 6.8cent 구매가 기준 시간당 7,820원의 수익이 발생된다. 그러나 스팀 판매량에

있어 배압식은 추기복수식에 비하여 11.9ton의 차이를 보이며 23,000원 구매가 기준 시간당

273,700원의 수익이 발생된다.

수익성에 의거 스팀가격이 전력가격에 비하여 고가이므로 전력보다 스팀판매에 중점을

둔 배압식을 선정해야 한다.

따라서 현재 베트남 전력구매단가가 저렴하여 수익성을 위하여 스팀공급을 주목적으로

- 130 -

하여야 하며 이에 따라서 본 사업은 1차 조사시, 전기 생산을 줄이고 스팀생산을 늘이는 배

압식 방식을 채택하였다.

2차 조사 결과 스팀 공급 업체의 시간당 스팀 수요량은 장래분 포함 총 23톤이며 평균가

동시간은 20시간이다.

따라서, 시간당 약 35톤의 스팀생산량을 기준으로 선정한 배압식 발전방식은 스팀 수요감

소로 사업성에 있어 적당하지 않다. 이에 전기와 스팀을 충족하는 추기복수 발전방식으로

전환하기로 결정하였다.

일일 167톤의 연료를 소비하는 40ton/hr의 보일러에서 약 2.6MW의 전력을 판매하고

23ton/hr의 스팀을 판매한다.

- 131 -

<그림 Ⅳ-29> 추기 복수식 Heat & Balance

- 132 -

3) 롱안성 바이오매스 펠릿 발전 설비 주요계통 구성

롱안성 Tan Duc 공단 내 열병합 시설은 연소로, 배열회수보일러 및 증기터빈으로 구성된

복합발전방식 열병합발전설비와 스팀공급을 위한 설비 및 기타 보조계통으로 구성된다.

<그림 Ⅳ-30> 바이오매스 화력시스템

<그림 Ⅳ-31> 바이오매스 화력 발전설비-00발전소 모식도발췌

- 133 -

① 연소로

연소로는 왕겨펠릿을 연소하여 발생한 열에너지를 보일러를 통하여 발전기에 회전력을

전달하는 장치이다.

공기압축기는 공기 취입설비를 통하여 대기 중의 공기를 흡입해 대기압의 15∼20배 정도

로 압축한 후 연소기로 보내며, 압축기의 입구 안내익은 공기유량을 제어할 수 있는 가변익

으로 되어 있다.

가스터빈 배기가스는 약 500℃이상의 고온이므로 배기닥트는 내열성 재질로 보온 및 열

팽창을 고려하여 설계하여야 한다.

연소로의 주요사양은 다음과 같다.

- 수 량 : 1기

- 형 식 : 옥내, Package 형

- 대기조건

∘ 온 도 : 20℃

∘ 압 력 : 1.013barA

∘ 상대습도 : 60%

∘ 연료 : 왕겨(펠릿)

② 배열회수보일러 (Heat Recovery Steam Generator, HRSG) - 65ton/hr급

ㄱ. 개요

배열회수보일러는 연소로와 증기터빈사이에 설치되어 연소로 배기가스 중의 열에너지를

흡수하여 증기에너지로 변환시키는 설비로서 비조연형, 비재열 2압식으로 드럼, 절탄기, 증

발기 및 과열기로 구성되어 있다. 비조연식 배열회수보일러는 연소로의 배열만을 배열회수

보일러에서 흡수하여 증기를 발생시키는 방식으로, 제어계통 설비가 간단하고 출력비가 상

대적으로 크며, 기동시간이 짧고 소요 냉각수량이 적다. 그러나 비조연식 배열회수 보일러

는 배기가스측과 증기측의 온도차가 적고, 연소로 및 보일러의 고 효율화를 위하여 가스측

압력손실을 제한하고 있기 때문에 종래의 화력보일러와 비교하면 중량, 용적 면에서 약간

큰 경향이 있다.

- 134 -

비조연식 배열회수 보일러의 특징은 다음과 같다.

- 시스템이 간단하다.

- 연소로가 고온화 할수록 플랜트의 열효율이 크다.

- 기동시간이 짧다.

- 증기계통의 단독 운전이 불가능하다.

ㄴ. 증기압력

배열회수보일러 발생증기 압력의 종류에 따라 단압식, 복압식 및 삼압식으로 구분된다.

발생증기 압력종류가 많을수록 배열회수보일러 및 가연소로에서 발생된 배기가스의 배열을

효율적으로 회수할 수 있어 플랜트 효율이 좋아지는 반면 계통이 복잡하고 초기투자비가

상승한다.

증기압력 종류를 선정함에 있어 이용률이 낮은 지역과 연료비가 비교적 저렴한 지역 또

는 중소용량 규모의 플랜트에서는 단압식 또는 복압식을 주로 채택하고 있으며, 에너지 가

격이 높은 지역에서는 플랜트의 대용량화와 더불어 삼압식을 많이 채택하고 있다.

삼압식의 경우 최근 가스터빈의 대용량화와 더불어 재열기를 설치하여 발전효율을 극대화

시키는 방법이 전력만을 생산하는 복합화력발전소의 대부분을 이루고 있다.

ㄷ. 증기온도

일반적으로 발생증기 온도를 높게 설계하면 발생증기 유량은 감소하나 증기터빈의 출력

은 증가하여 플랜트의 전체 출력과 열효율이 향상된다. 그러나 증기온도를 높여 배기가스

온도와의 차를 적게 하려면 큰 전열면적이 필요하다. 연소로에서 발생한 배기가스 온도는

연소로 및 보일러의 부하, 대기온도, 대기압이 변함에 따라 변화하므로 배열회수보일러의

발생증기 온도도 이에 따라 변한다.

- 수 량 : 1 기

- 형 식 : 비조연, 비재열 2압식, 횡형

- 증기조건[20℃ 기준]

∘ 출구압력 : 62.0 atm

∘ 온 도 : 425℃

∘ 유 량 : 40.0t/h

- 135 -

<그림 Ⅳ-32> 바이오매스 연소로 및 보일러 외관도-00발전소 보일러외관도 발췌

③ 증기터빈 계통

배열회수보일러의 증기드럼에서 발생된 고압증기는 과열기를 거쳐 과열증기로 되며, 주증

기 정지밸브와 제어밸브를 거쳐 고압터빈으로 공급되어 팽창된 후 저압증기와 혼합되어

저압배압터빈으로 유입되어 팽창된다. 열부하가 큰 경우 터빈에서 팽창중인 증기를 추기하

여 배기증기와 함께 스팀 공급한다..

터빈보조기기 계통은 터빈 By-pass계통과 터빈 밀봉증기계통, 터빈 윤활유 및 제어유계

통 등이 있다. 터빈 바이패스계통은 기동운전 시 배열회수보일러 증기와 터빈금속과의 온도

차를 최적조건으로 맞추어 기동시간을 단축하고 Drain 및 Vent에 의한 손실을 방지한다. 또

한, 터빈 바이패스계통은 터빈 정지시는 터빈 재 기동을 위해 배열회수보일러 단독운전이

가능하도록 하거나 지역 열원으로 공급한다. 1조 2기의 추기복수 터빈의 주요사항은 다음과

같다.

- 136 -

- 수량 : 1 조 2 기

- 출력(추기배압) : 8.5MW @ ISO Condition

- 회전수 : 3,600rpm

- 증기입구압력(1차/2차) : 62 / 62 atm

- 증기입구온도(1차/2차) : 425 / 425℃

- 증기입구유량(1차/2차) : 25.0 / 35.0t/h

<그림 Ⅳ-33> 터빈 모형도

④ 급수 및 지역열원 열교환 계통

증기터빈 운전시 추기 및 배기증기는 지역열원에 스팀으로 공급하고, 응축수와 잔여 스팀

은 응축수 펌프에 의해 탈기기로 유입된다. 탈기기로 유입되어 가열 탈기된 응축수는 보일

러급수펌프에 의해 가압되어 배열회수보일러로 공급된다.

ㄱ. 급수계통

급수계통은 탈기기와 급수저장탱크에서 배열회수보일러 절탄기로 급수를 공급하는 전동

기 구동식 고압급수펌프 50% × 4대, 저압급수펌프 50% × 2대 및 관련배관, 밸브 등으로

구성된다.

탈기기는 Spray Tray형식이며 급수저장탱크는 수평원통형으로 탱크용량은 5분간 필요한

용량을 공급 할 수 있는 크기로 한다.

- 137 -

<그림 Ⅳ-34> 탈기기 운전도

ⓐ 탈기기 및 급수저장탱크

∘ 수량 : 100% × 1대

∘ 형식 : Spray Tray, Horizontal Shell

∘ 운전압력 : 2.0kg/㎠A

ⓑ 고압 급수펌프

∘ 수량 : 50% × 4대

∘ 형식 : Horizontal, Centrifugal, Multi-Stage

ⓒ 저압 급수펌프

∘ 수량 : 50% × 2대

∘ 형식 : Horizontal, Centrifugal

- 138 -

⑤ 냉각수 계통

냉각수계통은 추기복수 증기터빈을 채택하였으므로 각 계통의 열교환기, 펌프 및 압축기

등에서 발생되는 열을 제거하는 기기냉각수 계통으로만 구성되며, 냉각탑에 의한 방식을 사

용한다. 냉각탑 형식에는 크게 자연통풍식(Natural Draft)과 강제통풍식 (Mechanical Draft)

으로 나누어지며, 자연 통풍식에는 다시 대기식, 연돌식, 팬도움 자연통풍식(Fan Assist

Natural Draft)으로 나눌 수 있고, 강제통풍식에는 압입통풍식과 흡입통풍식으로 구분할 수

있다. 또한 냉각열 제거(열전달)방법에 따라 습식, 건식, 습 건식으로 나뉜다.

냉각탑은 그 형식에 따라 여러가지 장단점이 있으나, 습 건식 냉각탑(Wet-Dry Cooling

Tower)을 사용하는 것으로 가정하며, 온도차는 일반적 기준인 5℃를 기준으로 한다(습구온

도 27℃, 냉각탑 출구온도를 최하 32℃ 이상).

구 분 개방형 냉각탑 밀폐형 냉각탑

개 략 도

전열매체

냉각 원리

충진재를 통해 냉각수와 대

기를 흐르게 하여 충진재에

서 냉각수와 공기가 직접 접

촉되어 냉각수 일부가 증발

되면서 증발잠열에 의해 냉

각수의 열을 제거하는 방식

튜브 내 냉각수 유체를 흐르

게 하고 튜브 외부에 분무수

를 뿌려 대기의 공기와 접촉

되어 분무수 일부가 증발되

면서 증발잠열에 의해 튜브

내의 냉각 유체를 냉각시키

는 방식

[표 Ⅳ- 41] 냉각탑의 종류

- 139 -

<그림 Ⅳ-35> 냉각탑 외형도

⑥ 용수 공급, 수처리, 약품주입 및 시료채취계통

용수공급 및 수처리 계통은 시상수저장 및 공급계통, 순수제조 및 공급계통으로 구분되며

지역 난방수 수질관리를 위한 순환수처리계통, 약품주입 및 시료채취계통이 있다.

ㄱ. 시상수 저장 및 공급계통

상수도 계통으로부터 공급된 시상수는 양호한 수질의 용수로 저장탱크에 저장된 후 원수

공급계통에 의해 냉각탑보충수를 포함한 소내 공정수, 음용수 및 순수제조설비로 공급된다.

ㄴ. 순수제조 및 공급계통

원수는 보충수 펌프로 이송되어 활성탄 여과기에서 물속에 포함된 부유물질 및 잔류 염

소가스를 제거한 뒤 수질을 개선키 위해 수중의 양이온 및 음이온은 양․음이온 교환수지

를 통해 제거 된 후 순수저장탱크에 저장된다.

순수 저장탱크에 저장된 순수는 순수공급펌프를 통해 열병합 발전시설내의 응축수 탱크

및 지역난방계통의 보충수 등 각 소요처로 공급된다.

ㄷ. 지역열원 순환수 처리계통

지역난방 순환수 처리 계통은 순환수가 배관망 및 열교환기 등을 통하여 장시간 순환함

에 따라 배관 연결부 또는 열교환기 튜브 등으로부터 불순물이 혼입되므로 여과 및 이온

교환 처리를 통하여 항상 양호한 수질이 되도록 연속 정화 처리한다.

- 140 -

Mg, Ca 등 경도를 낮출 수 있도록 충분한 처리능력을 갖추어 지역난방 순환수 관리 수질

을 유지한다.

ㄹ. 약품주입 및 시료채취 계통

약품주입 계통은 보일러 급수, 관수 및 응축수계통의 각종기기 및 배관의 부식을 방지하

기 위하여 수중 용존산소를 탈산소제로 제거하고, 운전조건에 따른 pH를 적절히 유지하기

위하여 암모니아(NH4OH)를 주입하며 보일러 관수에 의한 Scale 생성방지를 위하여 인산염

(Phosphate)을 주입하는 설비계통이다.

시료채취계통은 급수, 관수 및 응축수계통의 수질관리를 위하여 여러 지점에서 시료수가

채취되며 시료 냉각기 및 분석기 등이 장치된 Sampling Rack으로 유도되어 수질분석이 될

수 있도록 한다.

⑦ 음용수 급수설비

생활용수는 시상수를 공급받아 생활용수 저장탱크에 저장시킨다. 생활용수 저장탱크에서

양수펌프를 설치하여 생활용수 고가 탱크로 이송하여 각 수요처에 공급하며 고가탱크는 건

물의 옥상에 설치한다.

⑧ 폐수처리 계통

폐수처리 계통은 열 생산 시설에서 발생되는 폐수를 폐수 특성별로 구분 집수하여 적정

처리 후 최종 방류수조를 거쳐 방류시키는 설비이며, 이들 폐수는 물리/화학적 처리 방식을

적용하여 중화, 침전, 응집, 여과, 흡착처리를 거쳐 처리수는 방류되고 슬러지는 농축, 탈수

등의 공정을 거치며 탈수 케익은 위탁처리 한다. 보일러 산세정, 터빈발전기 폐윤활유 등은

전문처리 업체에서 처리하는 것으로 한다.

⑨ 압축 공기 계통

압축공기계통은 공기압축기, 서비스용 공기저장탱크, 계기용 공기저장탱크, 공기 건조기,

전/후 처리 필터, 운전제어 장치, 냉각수 부속장치 및 관련 배관 등으로 구성되며 열원시설

의 정상 작동에 필요한 계기용 압축 공기 및 작업용 공기를 공급한다.

- 141 -

4) 전력계통 구성계획

① 기본방향

안정적인 전력을 공급할 수 있도록 전력계통을 구성하며, 열병합발전시설에서 생산되는

전력을 사업대상지역에 공급하도록 한다.

열병합발전소에서 생산전력량은 수요전력의 약 70 ～ 90% 수준을 생산하며 부족전력은

EVN에서 공급받도록 변전소에서 수전하도록 한다.

② 전력계통구성

ㄱ. 154kV 송ž수전 계통

전력계통은 각 전기부하에 안정된 전력을 공급할 수 있도록 구성하며, 열병합 발전소에서

생산된 발전전력은 소내부하에 공급하고 잉여 전력을 한전 또는 전력거래소로 역송할 수

있도록 구성한다. 안정적인 열공급과 역송전을 위하여 한전 변전소 간의 Transmission Line

은 2회선으로 구성한다.

ㄴ. 터빈/발전계통

열병합발전설비는 가스터빈과 증기터빈의 조합 형태인 가스복합화력 발전설비로서, 예상

총 발전설비용량 및 운전조건, 현장조건(Site Condition)등에 의해 결정되며 본 집단에너지

발전설비는 2대의 가스터빈 발전기와 1대의 증기터빈 발전기로 구성된다. 발전기는 단자전

압 13.8kV, 3상, 50Hz로 설계하며 이에 부속되는 보호설비로 구성된다.

ㄷ. 소내 전력계통

㉠ 변압기

발전소 내의 변압기는 발전기가 운전 정지시에 한전으로부터 전력을 공급받아 전 수용가

에 공급할 수 있는 용량으로 선정하였으며, 발전량이 수용가의 소비 부하량 이상인 경우에

는 잉여전력을 전력시장에 역송하기 위한 승압용 주변압기(Main Transformer), 소내 부하

에 전력을 공급하기 위한 소내용 변압기(Unit Aux. Transformer) 및 460V 저압 전력 공급

용 Load Center(L/C) 변압기가 있다. 주변압기는 부하의 용량과 종류 및 계약 전력 등을 고

려하여 선정하고, 소내용 변압기는 2대를 설치하여 1대 고장시에도 나머지 1대가 소내 부하

를 감당할 수 있도록 구성한다.

- 142 -

발전소 내의 변압기는 22.9/13.2kV 승압변압기, 22.9/6.9kV의 소내 보조 변압기 및 저전압

전력 공급용 건식변압기로 구성되며, 13.8kV의 발전기 출력전압을 22.9 kV로 승압하기 위한

승압변압기로는 2권선 변압기를 사용하고, 하나의 저압권선에 1대의 발전기를 연결하여 운

전한다. 발전기 승압변압기 성형결선의 고압권선에서는 중성점은 개폐기를 통하여 직접 접

지하며 저압권선은 델타 결선한다.

22.9kV를 6.9kV로 전압 강하하여 소내 부하전력을 공급하기 위한 소내 보조변압기는 1대

사고시에도 정상적인 운전이 가능하도록 구성한다.

발전기와 발전기 승압변압기를 연결하는 상비분리 모선닥트로부터 분기된 발전기 모선닥

트는 소내변압기 고압측에 연결되고, 저압측은 소내 6.9kV 고압배전반과 케이블로서 연결한

다. 소내변압기의 고압권선은 델타 결선하고, 저압권선은 성형결선하며 중성점은 저항 접지

한다.

소내 건식 변압기는 소내 저전압 배전반 전력공급용으로 변압비 6.6kV/460V로 하고 고압

측은 델타결선, 저압측은 성형결선하고 중성점은 해체 가능한 접속단자로 직접 접지한다.

소내 건식 변압기는 가스터빈계통, 증기터빈계통, 지역난방계통 및 Utility 계통, 저전압 부

하용으로 대별하고 대수 및 용량은 가스터빈계통과 증기터빈계통의 소내 부하 구성과 용량

에 따라 결정된다.

㉡ 22.9kV 특고압 배전반

발전기로부터 발전된 전력을 각 수용가에 공급하기 위한 설비로 계통을 2개의 모선으로

분리하여 각 모선을 서로 연결한다.

㉢ 6.9kV 고압배전반

발전설비에 필요한 소내 고압(6.9kV) 부하 및 Load Center에 전력을 공급하기 위한 설비

로 계통을 2개의 모선으로 배치하고 한 곳에서 사고가 발생하여도 나머지 한 곳에서 소내

부하에 전원을 공급할 수 있도록 구성한다.

㉣ 소내 전원 설비

발전설비에 필요한 소내 계통은 저압 교류전원과 직류전원으로 구별하여 구성하며, 교류

전원은 각 Load Center 및 Motor Control Center에 전력을 공급하는 460V 저압 배전반과

조명/전열용 배전반(380-220V), 무정전 전원계통 및 비상발전기에 의한 비상전원 계통으로

구성되며, 직류전원은 계통제어 및 직류전동기 부하에 사용한다.

- 143 -

㉤ 배전 계통

22.9kV 배전설비는 발전소 내 주변압기 및 승압변압기로부터 전력을 공급받아 배전용

22.9kV 가스절연 배전반을 구성하며 각 수용가의 부하량 및 부하밀도에 따라 지중선로에

의해 공급하며, 저압 수용가는 주상변압기 및 PAD 변압기를 사용하여 저압으로 공급한다.

㉥ 배전설비 계통

배전설비 계통은 주요 간선도로를 따라 22.9kV 지중선로로 구성된다.

㉦ 전기설비 사양

a. 154kV GIS

형 식 : 154kV GIS

공칭전압 : 154kV

최대 정격전압 : 170kV

정격전류 : 단선결선도 참조

주파수 : 50Hz

외함형식 : 3상 분리형 또는 일괄형

정격단시간 전류, 1초 : 50kA, rms

절연내력

∘ 뇌임펄스 내전압(1.2×50㎲) : 750kV, Peak

∘ 상용주파 내전압(1.2×50㎲) : 325kV, rms

차단기 조작방식 : 압축공기조작

b. 4kV 주 변압기

형식 : 단선도 참조(3상 3권선)

주파수 : 50Hz

정격 1차 전압 : 154kV

정격 2차 전압 : 22.9kV

용량 : 단선도 참조

임피던스 : 13%

탭절환방식 : 부하 탭절환기

냉각방식 : 유입자냉식(OA)/유입풍냉식(FA)

- 144 -

c. 22.9kV GIS

형식 : 22.9kV GIS

공칭전압 : 22.9kV

최대 정격전압 : 25.8kV


상 / 주파수 : 3상 / 50Hz

절연내력

∘ 뇌임펄스 내전압(1.2×50㎲) : 125kV, Peak

∘ 상용주파 내전압(1.2×50㎲) : 50kV, rms

d. 승압용 변압기

형식 : 3상 2권선

주파수 : 50Hz



용량 : 단선결선도 참조

임피던스 : 13 %

탭절환방식 : 무부하 탭절환기


e. 소내 변압기

형식 : 3상 2권선

주파수 : 50Hz

정격 1차 전압 : 단선결선도 참조(22.9kV)



임피던스 : 6 %

탭절환방식 : 부하 탭절환기


f. 6.9kV 고압 배전반

형식 : Metal Clad

공칭전압 : 6.9kV

최대 정격전압 : 7.2kV


- 145 -

상 / 주파수 : 3상 / 50Hz

절연내력

∘ 뇌임펄스 내전압(1.2×50㎲) : 60kV, Peak

∘ 상용주파 내전압(1.2×50㎲) : 22kV, rms

g. 저압 배전반 및 MCC

형정격전압 : 460V

형정격전류 : 단선결선도 참조

형상 / 주파수 : 3상 / 50Hz

h. 비상발전기

형식 : 엔진구동형 무브러쉬 회전계자교류발전기


정격전압 : 460V


역율 : 0.8 지상

상 / 주파수 : 3상 / 50Hz

회전속도 : 1,800rpm

극수 : 4Pole

보호 냉각 방식 : 개방 보호 자기 통풍

∘ 회전자의 구조 : 회전 계자 돌극형

∘ 여자 방식 : 무 브러쉬 방식

i. 교류 무정전 전원(UPS)

정격전압 : AC 220V

보주파수 : 50Hz

j. 직류 전원(계통제어)

정격전압 : DC 110V

- 146 -

4.2 열배관망 공사

1) 배관망 공사

본 사업에서 열 배관망의 구성은 열원으로부터 수요처까지의 열수송에 따른 동력소비 및

열손실이 최소화하도록 구성하였으며, 이와 함께 스팀의 온도와 압력을 고려하여 선정하였

다.

열배관의 설계조건은 [표 Ⅳ-42]와 같다.

구 분 단 위 설 계 조 건 비 고

설계압력 ㎏/㎠ 10

설계온도 ℃ 180

[표 Ⅳ-42] 열배관 설계 조건

열배관은 보온성과 내구성이 우수한 에너지절약형 공장보온관(Pre-insulated bonded pipe)

을 사용하며, 시공법은 공사비가 저렴하고 유지보수가 용이한 선응력직매공법(Pre-stress

Direct-Burial method)을 채택하고, 선응력방법은 온수예열방식과 전기예열방식을 병행 사

용하여 설계하였다.

구 분 내관재료 보온재료 외관재료

스팀공급500A이하 : SPPS 370

550A이상 : SPW 400발포우레탄

HDPE-jacket

pipe

[표 Ⅳ-43] 열배관 재료

① 내 관(강관)

② 외 관(고밀도폴리에틸렌)

③ 보온재(폴리우레탄폼)

이중보온관 길이

-125A이상 : 12m

-100A이하 : 6m

- 147 -

① ③ ②

<그림 Ⅳ-36> 열배관 구조도

열 배관망의 효율적인 구성을 위하여 한국지역난방공사가 보유한 열배관망 해석프로그램

을 활용하여 설계하였다. 이러한 열배관망 해석은 사용자가 필요로 하는 열을 원활히 공급

하기 위해 열원에서 각 수요처에 이르는 열배관망을 최적화하며, 열배관 네트워크 설계는

동력 및 열손실이 최소가 되면서 스팀흐름의 병목현상을 방지하도록 설계하는 데 도움이

된다.

열배관망의 구성은 사업대상지역인 TAN DUC 산업공단으로 열원공급 시 문제발생에 의

하여 일부 사용할 수 없는 경우에도 열공급이 가능토록 관로망 구성방식을 “분기방식”으로

구성하였고, 중앙감시시스템을 채택하여 외부 손상 및 열손실 등의 사고에 대비하여 즉각

대응할 수 있는 시스템을 채택하였다.

열배관의 길이는 400mm의 주관이 약 580m 설치되며 각 수용처를 연결하기 위한 200mm

및 100mm 배관의 길이는 각각 2,997m와 1,286m 설치될 것이다. 총 설치비용은 약 11.2억원

으로 산정되었다. 다음의 [표 Ⅳ-44]는 각 배관의 길이와 설치단가를 보여주고 있다.

배관경(ID) (길이(m)× 2열) 배관단가(천원) 계(천원)

400 580 465 269,635

200 2,997 232 696,634

100 1,286 120 153,732

계 4,863 1,120,000

[표 Ⅳ-44] 배관의 길이와 설치단가

- 148 -

① TAN DUC 산업공단의 열배관 관로도

∙공급관

<그림 Ⅳ-37> Tan Duc 공단 열 배관 관로도-공급관

- 149 -

∙회수관

<그림 Ⅳ-38> Tan Duc 공단 열 배관 관로도-회수관

- 150 -

4.3 롱안성 바이오매스 펠릿 발전 방식 요약

1) 열병합 발전시설 방식

ㄱ. 연소로 : 스토커(Stoker) 방식

ㄴ. 펠릿 제조 장치 : 분산형 펠릿 제조장치 (1.5 ton/hr * 10 unit)

ㄷ. 발전 방식 : 추기 복수식

ㄹ. 스팀 관망 : 선응력 직매공법, 열배관망 해석 프로그램 활용 설계

2) 열 배관망 구성

ㄱ. 분기방식 (열배관망 구성은 열원 공급 시 문제가 발생하여 일부 배관망을 사용할 수 없

는 경우에도 열공급이 가능)

ㄴ. 중앙감시 시스템 (외부 손상 및 열손실 등의 사고에 대비하여 유지보수를 즉각적으로

시행)

ㄷ. 열배관 길이 : 400mm의 주관이 약 580m 설치, 각 수용처를 연결하기 위한 200mm 및

100mm 배관이 각각 2,997m와 1,286m 설치

ㄹ. 총 설치 비용 : 약 11.2억원 (국내 설치가 기준)

- 151 -


5.1 CDM 사업 추진 관련 법규 및 법적 규제사항 검토

1) 환경영향평가 이행

2009년 기준 베트남 환경법에 따르면, 발전 시설 용량이 15MW 이하일 경우 반드시

CEP(Commitment to Environmental Protection)을 수행하여야 한다. 본 사업은 6MW규모의

사업으로 베트남 환경법 기준인 15MW 이하에 해당하므로 사업의 환경영향 평가를 위해

위와 같이 CEP를 시행하여야 한다. CEP는 본 사업으로 발생할 수 있는 환경영향을 평가하

고 환경영향 감소 및 완화할 수 있는 수단을 분석하는 작업이며 이는 국가 승인기관으로부

터 작성되며 승인된다. 평가 항목은 아래와 같다.


② 폐수 처리 : 사업 공사 및 운영을 위해 발생할 수 있는 폐수처리.

③ 소음 진동 문제 : 설비 공사, 공사 자재 운송 등에서 발생할 수 있는 소음 진동 문제

④ 고형 폐기물 : 프로젝트 운영 및 건설기간 동안 발생할 수 있는 오염된 토양 및 잔여 폐

기물



2) 국가승인기구(DNA) 요구사항 검토

베트남 정부는 CDM 승인을 위한 기준으로 지속가능성, 상용화 가능성, 타당성을 기준으

로 활용하고 있으며, 세부적인 내용은 [표 Ⅳ-45]와 같다.

- 152 -

종류 기준 내용

지속가능성

경제적

지속

가능성

국가적 수입 창출-국부증가-CER 수익 창출

경제적 외부성 -기술 이전 효과-수입 대체 효과

환경적

지속

가능성

온실가스 영향 온실가스 배출 감축

비·온실가스 공기오염 -비·온실가스 공기오염배출

폐기물 폐기물 생성비

생태계-산림식피의 변화정도(%)-토양 침식-생물다양성 영향 정도

사회적∙

제도적

지속

가능성

빈곤 추방 -지방 고용 증대-빈곤층의 감소

생활의 질 -국민 소득-생활조건 개선

시행기관의 준비성 -공공부문-민간부문

상용화가능성

국제적 수요

투자자 유인성

타당성중앙 및 지방 공공기관의 강력한 지원 및 높은 투자자 유인성

적합한 기간 시설 및 인적 자원 보유

[표 Ⅳ-45] 베트남 CDM 승인 세부 기준

- 153 -

5.2 CDM 사업 추진 주요 고려사항 검토

1) DNA, DOE 현지 조사 업체 검토

① 베트남의 CDM 국가인증기구(DNA: Designated National Authority)

베트남 자원환경부 (MONRE: Ministry of Natural Resources Environment) 산하 수문

기상∙기후 변화국이 CDM (Cleam Development Mechanism)의 국가 인증기구(DNA)이다.

또한 베트남 환경부 수문기상∙기후 변화국은 베트남의 UNFCCC와 KP 산하 모든 기후변

화 관련 활동의 관리 및 협력을 위한 국가 중점 기관이다.

- 베트남의 CDM 국가인증기구(DNA: Designated National Authority) 역할

ㄱ. 국가 기후변화 총괄 및 CDM 사업 평가

ㄴ. UNFCCC와 KP가 개발 가능한 CDM사업을 베트남 국가주시위원회에 제출

ㄷ. 각각 승인문서 발행을 위해 CDM 사업 아이디어노트(PIN: Project Idea Note)또는 사업

계획서(PDD: Project Design Document)를 베트남 환경부에 접수, 평가, 제출

ㄹ. 관련 기관 및 투자자에 대한 CDM 정보 제공 및 협력 사항

② 베트남 CDM 사업 감독 DOE 목록

베트남 CDM 사업 중 등록이 완료된 사업을 검토한 DOE 목록은 아래의 표와 같다. [표

Ⅳ-46]에서 볼 수 있듯이 베트남에서 등록된 82건의 프로젝트 중 22건의 CDM 사업이

TÜV-Nord에서 검증되었으며 그 다음으로 KEMCO, TÜV-Rhein 등이 다수의 프로젝트를

검증하였음을 알 수 있다.

- 154 -

수행기관 프로젝트 건수

TÜV-Nord 22

KEMCO 15

TÜV-Rhein 14

DNV 13

TÜV-SÜD 6

SGS 5

JQA 2

BV Cert 1

RINA 1

LRQA 1

Deloitte-TECO 1

JACO 1

베트남 CDM 사업 합계 82

[표 Ⅳ-46] 베트남 CDM 타당성 검증 수행기관

※출처: CD4CDM(2011.11.30)

ㄱ. TÜV-Nord

TUV-Nord Group은 유럽권, 아시아, 아프리카 그리고 미국 등 약 70개 이상의 나라에서

10,000명 이상의 각 분야 전문가들과 함께 국내·외로 서비스를 제공하고 있다. TÜV-Nord

의 베트남 지사는 하노이에 위치해 있으며 베트남에서 CDM 사업으로 등록 완료된 프로젝

트 목록은 [표 Ⅳ-47]이다.

- 155 -

No. Reference No. 사업명

1 3667 La Hieng 2 Hydropower Project

2 3682 Nam Tang and Na Hau Hydropower Bundled Projects

3 3711 Thai An Hydropower Project

4 3733Landfill gas recovery and utilization in Nam Son, Tay

Mo landfills in Hanoi

5 3745 Su Pan 2 Hydro Power Project

6 3810 Tra Linh 3 Hydropower Project

7 3843 Muong Kim Hydropower Project

8 3858 Nam Ngan Hydropower Project

9 3872 Ngoi Phat Hydropower Project

10 3942 Dak N’Teng Hydropower Project

11 3944 Dak Nong 2 Hydropower Project

12 3954 Ho Bon Hydropower Project

13 3980 Da Den Hydropower Project

14 4117 Song Ong Hydropower Project

15 4156 Nam Mu & Khuoi Luong Hydropower Bundled project

16 4210 Dak Srong 2A Hydropower Project

17 4236 Ban Coc Hydropower Project

18 4259 Group of Nam Tha Hydropower Projects

19 4279Lao Cai - Lai Chau - Kontum Bundled Hydropower

Project

20 4291Methane Recovery and Utilization Project of Dai Viet

Co. Ltd, Vietnam

21 4338 Thanh Thuy Hydropower project

22 4384 Dak Doa Hydropower Project

[표 Ⅳ-47] 등록된 CDM 사업 (TÜV-Nord)

※출처: CD4CDM(2011.11.30)

- 156 -

ㄴ. 에너지관리공단 온실가스검증원 (KEMCO)

에너지관리공단 온실가스검증원(KEMCO)은 2005년 11월 개도국에서는 최초로 UN으로부

터 「CDM 운영기구」로 지정받아 CDM사업 타당성평가와 검인증 업무에 적극 참여하게

되었으며, 아울러 국내기업의 온실가스 감축사업에 대한 배출 감축량 인증을 위하여 2007년

8월 지식경제부로부터 「온실가스감축 검증기관」으로 지정을 받았다.

온실가스검증원은 30여년간의 에너지 공정컨설팅 및 효율관리 그리고 최근의 신재생에너

지 보급 경험을 기반으로 온실가스 검인증 분야를 개척하여 왔으며, 다양한 실무경험을 지

닌 전문 심사원들을 보유하고 있다. [표 Ⅳ-48]은 KEMCO가 베트남에서 등록 완료시킨 15

건의 사업목록이다.


1 2878 An Diem 2 Hydropower Project

2 2891 Ta Niet HydroPower Project

3 2971 Nam Gion Hydropower Project

4 2978 Nam Khoa 3 Hydropower project

5 3034 Nam Khot Hydropower Project

6 3051 Yan Tann Sien Hydropower Project

7 3255 Ha Rao Quan Hydropower Project

8 3256 Coc Dam Hydropower Project

9 3389 Dak Srong 2 Hydropower Project

10 3396 Chau Thon Hydropower Project

11 3421 Song Quang hydropower project

12 3442 Nam Chien 2 Hydropower Project

13 3457 Chieng Cong Hydropower Project

14 3482 Lap Vo Rice Husk Biomass Power Plant

15 3484 Dak Ne Hydropower Project

[표 Ⅳ-48] 등록된 CDM 사업 (KEMCO)

※출처: CD4CDM(2011.11.30)

- 157 -

ㄷ. TÜV-Rheind

오대륙을 포함하여 전세계 61개국 490개 사업장을 가지고 있으며 베트남 지사는 호치민

시에 있다. 13,000명의 임직원과 함께 연간 매출 총액 11억유로(€1.1 billion)를 달성한

TÜV 라인란드 그룹은 2006년부터 UN 세계협약(Global Compact)에 가입하여 활동하고 있

으며, 독일 쾰른에 본사를 두고 있고 135여년의 경험을 가지고 있다. TÜV-Rheind를 통해

등록된 CDM 사업은 [표 Ⅳ-49]와 같다.


1 4392 Dak Hnol Hydropower Project.

2 4417 Ha Nang Hydropower project

3 4514

Quang Ngai APFCO Tapioca starch wastewater biogas

extraction and utilization project, Quang Ngai Province,

Socialist Republic of Viet Nam

4 4537 DakRTih Hydropower Project

5 4544 Nam Soi & Nam Cong Hydropower Project

6 4550 Dak Pone Hydropower Project

7 4577 Ngoi Xan Hydropower Project

8 4626 La La Hydropower Project, Vietnam

9 4656 Dak Psi 5 Hydropower Project

10 4702

Vedan Binh Phuoc Plant tapioca starch wastewater

biogas extraction and utilization project, Binh Phuoc

Province, Socialist Republic of Vietnam

11 4703 Vinh Son 5 Hydropower Project

12 4714 Doc Cay Hydropower Project

13 4720 Nam Phang Hydropower project

14 4755 Ia Puch 3 Hydropower Project

[표 Ⅳ-49] 등록된 베트남 CDM 사업 (TÜV-Rheind)

※출처: CD4CDM(2011.11.30)

- 158 -

ㄹ. DNV 인증원

DNV는 전세계적으로 내부조직이 정비되어 있으며, 미국, 싱가폴, 영국, 노르웨이에 각 지

역 본부를 두고 운영 중이다. 2008년 말 기준으로 전세계 CDM 프로젝트의 36.3%를 진행중

인 세계 1위의 검증기관으로 꼽혔다. 130개국 8500여명의 각 분야 기술 전문가들의 글로벌

네트워크를 가동, 환경 분야에서 차별화된 서비스를 제공한다. 베트남에도 DNV 지사가 있

으며 베트남 지사는 현재 6곳이 있다.

[표 Ⅳ-50]은 DNV가 베트남에서 CDM 사업으로 등록 완료된 사업목록이다.


1 152Rang Dong Oil Field Associated Gas Recovery and

Utilization Project

2 1913Phuoc Hiep I sanitary Landfill gas CDM project in Ho

Chi Minh City

3 2228 Wind Power Plant No.1 - Binh Thuan 30MW

4 2363 Cao Phong Reforestation Project

5 2367 Phu Mau Hydropower project

6 2368 Suoi Tan Hydropower project

7 2371 Muong Sang Hydropower project

8 2372 So Lo Hydropower project

9 2571Wastewater treatment with Anaerobic Digester at Truong

Thinh starch processing plant in Tay Ninh, Vietnam.

10 2572Wastewater treatment with Anaerobic Digester at Viet Ma

starch processing plant in Tay Ninh, Vietnam

11 2627 Nam Pia Hydropower Project

12 2636AVN08-S-01, Methane Recovery and Biogas Utilization

Project, Nghe An Province, Vietnam

13 2637AVN08-S-02, Methane Recovery and Biogas Utilization

Project, Nghe An Province, Vietnam

[표 Ⅳ-50] 등록된 베트남 CDM 사업 (DNV)

※출처: CD4CDM(2011.11.30)

- 159 -

ㅁ. TÜV-SÜD

유럽, 미주 그리고 아시아 전 지역에 걸쳐 600개 이상의 사업장에서 15,000명 이상의 전

문가들로 구성되어 있으며, 2010년 기준 약 16억 유로 (€ 1.6 billion) 에 가까운 매출을 달

성하였다. TÜV-SÜD의 베트남 지사는 호치민시에 위치해 있으며, 등록된 베트남 CDM 사

업은 총 6건이다.


1 4765 H’Mun Hydropower Project

2 4823 Ba Thuoc 2 Hydropower Project

3 4829 Nam Trai 4 Hydropower Project

4 4847

Boiler Fuel Conversion from Fuel Oil to Briquettes

Biomass Fuel at Saigon Ve Wong Co., Ltd, Ho Chi Minh

city, Vietnam

5 5030 Nam Khanh Hydropower Project

6 5115 Srepok 4 Hydropower Project

[표 Ⅳ-51] 등록된 베트남 CDM 사업 (TÜV-SÜD)

※출처: CD4CDM(2011.11.30)

- 160 -

5.3 방법론 적용성 검토

본 사업에 적합한 베이스라인의 선정을 위하여, 우선 바이오매스를 이용한 전기 및 스팀

발생에 관한 승인된 CDM 방법론 중 전력과 스팀 발생 사업을 위한 방법론을 검토하였다.

검토 대상으로 선정한 방법론들은 통합방법론 ACM0006(Version11.02)와 소규모 방법론

AMS.I.C(Version19)이다. 본 연구에서는 통합방법론 ACM0006(Version11.02)를 우선 검토하

고, 아래 2)단락에서 나머지 소규모 방법론 AMS.I.C(Version19)에 대하여 검토하도록 한다.

1) 통합 방법론 ACM0006 :바이오매스 잔여물을 이용한 열병합 발전

방법론 ACM 0006는 “바이오매스 부산물을 이용한 열병합 발전 방법론”으로써, 아래의

경우에 적용이 가능하다.

⒜ 기존의 열병합 시설이 설치되지 않았던 곳에 새로운 발전시설 설치

⒝ 열병합 발전이 시행되던 부지에 새로운 발전시설 설치

⒞ 용량 증대를 기대할 수 있는 기존 시설의 에너지 효율 증대 사업

⒟ 기존 시설 또는 새로운 시설에서의 바이오매스 잔여물을 이용한 화석연료 대체 사업

(예, 베이스라인과 비교하여 바이오매스잔여물의 사용량이 증가한 사업 등)

⇒ 이에 따르면, 해외 폐자원 및 바이오매스 에너지화 CDM 사업 활동은 위의 (a)～⒟의 조

건들 중 ⒟에 해당된다.

또한 방법론 ACM0006를 본 사업에 적용하기 위해서는 아래와 같은 조건들이 충족되어야

한다. 본 보고서에서는 아래와 같이 각각의 적용 조건들에 대하여 검토하였다.

① 사업 시설에서 사용되는 바이오매스 잔여물 이외의 다른 종류의 바이오매스가 없다.

② 화석연료가 사업 시설에서 함께 연소될 수 있으나, 사용되어지는 화석연료의 양은 에너

지 기반의 50%를 넘지 않는다.

③ 생산 공정으로부터 발생되는 바이오매스 잔여물을 사용하거나 원료(예. 설탕, 쌀, 통나무

등)의 처리용량 증가 또는 공정에 큰 변화를 주지 않는 사업(예. 생산품이 변화를 주지 않

는 사업) 실행에 적용된다.

④ 사업 시설에서 사용되는 바이오매스 잔여물은 1년 이상 저장되지 않는다.

⑤ 사업 시설에서 사용되는 바이오매스 잔여물은 연소전의 화학적으로 발생한 바이오매스

로부터 발생하지 않는다(예. 에스테르화 반응, 발효작용, 가수분해, 열분해, 생분해 또는 화

- 161 -

학적 분해 등) 또한, 바이오매스 가공 연료의 준비과정은 운송 또는 기계적 처리는 심각한

양의 온실가스를 배출하지 않으므로 이를 제외한 많은 양의 에너지를 포함하고 있지 않는

다.

⑥ 연료전환 사업의 경우에는, 바이오매스 잔여물의 사용 또는 베이스라인과 비교하여 바이

오매스 잔여물 사용 증가량은 아래와 관련된 투자자본 없이는 기술적으로 불가능하다.

- 기존 열 발전기 또는 보일러의 교체 또는 장착

- 새로운 열 발전기/ 보일러 설치

- 사업을 목적으로 하여 바이오매스 잔여물 전용 공급망 개설(예. 에너지 목적으로 사용

할 수 없는 오염된 바이오매스 잔여물 수집 및 처리)

- 바이오매스 잔여물 공급 및 준비와 관련된 장비

⑦ 바이오가스가 열병합 발전시설에 사용되는 경우에는, 본 방법론 ACM0006은 아래의 조

건에 해당된다.

- CDM 사업 활동으로 등록된 폐수의 혐기성 소화로 인해 발생한 바이오가스와 등록된

CDM 사업 활동에 대한 자세한 사항들이 반드시 PDD에 명시되어야 한다. 바이오가스 에너

지 발전기로부터 발생한 CERs는 본 방법론에 따라 제시된 사업 활동에 의해 요구된다.

- 폐수의 혐기성 소화에 의해 발생된 바이오가스는 CDM 사업 활동으로 등록되지 아니한

다. 바이오가스의 양은 에너지기준에서 화석 연료 총합의 50% 이상을 넘지 아니한다.

☞ 검토결과

본 사업은 바이오매스인 왕겨를 이용하여 전력과 스팀을 생산하는 열병합 발전 사업이므

로 방법론 ACM0006이 적용 가능하다.

2) 소규모 방법론 AMS.Ⅰ.C : 열에너지 또는 전력 생산 사업 방법론

방법론 AMS.Ⅰ.C는 열 또는 전기 에너지를 생산하는 사업에 관한 방법론으로써, 아래와

같은 경우에 적용가능하다. 열과 전기가 각기 다른 공정을 통해 생산되는 경우는 적용되지

않는다.

① 열병합 발전시설에서의 배출 저감량은 다음의 항목을 포함한다.

- 계통에의 전력 공급

- 전력 또는 열에너지의 현장 소비 및 여타 설비에서의 소비를 위한 생산

- 상기 두 항목의 조합

② 총 설치용량이 45MW thermal 이하이여야 한다.

③ 화석연료와 신재생연료의 혼합 연소가 이루어지는 경우 총 설치 용량이 45MWthermal

- 162 -

이하이여야 한다.

④ 바이오매스 열 병합 설비의 경우 아래의 기준을 만족하여야 한다.

- 배출 감축량 산정에 열과 전기 생산이 포함될 경우, 총 에너지 생산 용량이

45MW thermal이하이여야 한다. 이러한 용량제한을 위한 변환 계수는 1:3이며 최대 전력

용량은 15MW(e)가 45MW thermal과 등가치이다.

- 열병합 발전 사업에 의한 배출 저감량이 열 생산에서만 기인한다면 설비의 총 열생산량

은 45MWthermal 이하이여야 한다.

- 배출 감축량이 전력생산에서만 기인한다면 설비의 총 전력생산 용량은 15MW이하여야

한다.

⑤ 상기에 명시된 용량 제한은 신규설비와 기존설비에 모두 적용된다. 기존의 신재생에너지

설비에 추가적으로 설치하는 경우 신규설비와 기존설비가 명확하게 구분되어야 한다.

⑥ 기존 설비의 수정이나 교체의 경우도 해당된다.

소규모 CDM 방법론의 일반적인 가이드라인의 요구사항에 부합된다면, 베이스라인 시나리

오 이상의 추가량과 관련된 새로운 시설(Greenfield project) 및 사업 활동만이 적합하다.

⑦ 고형 바이오매스 원료(예. 조개탄)가 사용된 경우, 재생 가능한 바이오매스만을 사용한

것을 규명하여야 하며, 이의 생산을 위한 누출 배출량이 고려되어야 한다.

⑧ 사업 참여자가 고형 바이오매스 연료 생산자가 아닌 경우, 생산자와 사업 참여자는 사업

참여자가 고형 바이오매스 연료 생산에 의해 발생하는 배출량 계산을 위한 재생 바이오매

스 원료 모니터링과 배출 감축량의 중복 산정 방지를 위해 계약하여야 한다.

⑨ 사업을 통해 생산된 전력과 스팀/열이 제3자에게 공급된 경우에는, 공급자와 에너지 소

비자 간의 계약을 통해 배출 저감량의 중복 산정이 없어야 한다.

⑩ 전력/열 생산을 위해 바이오가스를 사용하는 사업에 경우, 사업 실시로 인해 발생할 수

있는 증가하는 배출량은 사업 배출량 또는 누출량으로 산정되어야 한다.

⑪ 차콜을 원료로 바이오매스 에너지 발전 사업은 Charcoal(목탄)이 아래에 제시된 신재생

바이오매스 원료로부터 생산 되는 경우 현 방법론 에 적용 가능하다.

-차콜 생산시설에 메탄 회수 및 저감 장치가 있는 경우

-메탄 회수 및 저감 설비가 없는 경우에는, 차콜을 생산하기 위해 발생 가능한 메탄의 양

이 고려되어야 한다.

☞ 검토결과

- 163 -

본 사업은 바이오매스를 이용한 열병합 사업이므로 AMS.I.C가 적용 가능하며, 사업 설비

의 총 열생산량은 45MW thermal 이하이므로 소규모 방법론인 AMS.I.C가 본 사업에 적용

이 가능하다.

방법론 검토 결과, 소규모 방법론인 AMS.I.C와 통합방법론인 ACM0006 모두 적용 가능

하다. 보다 통합적으로 사업에 적용될 수 있는 ACM0006을 본 사업의 방법론으로 적용하도

록 한다.

5.4 베이스라인의 선정

1) 베이스라인 시나리오 선정 단계

본 연구진은 앞서 폐자원 및 바이오매스 이용 관련 방법론을 검토하면서, 바이오매스를

이용한 열병합 발전에 관한 통합방법론인 ACM0006을 본 사업에 적용 가능한 것으로 판단

하였다.

사업의 추진을 위해서는 사업에 적합한 베이스라인의 선정이 필요하다. 또한 CDM 사업

가이드라인에 따르면, 아래의 단계에 따라 베이스라인 시나리오에 대해 점검해야 한다. 베

이스라인 시나리오에서 아래와 같은 과정을 통해 가장 개연성 있는 시나리오를 입증할 수

있다.

- 1단계 : 현행 법규에 부응하는 사업 활동 규명

사업 활동이 법률이나 규제에 의해 의무적 강제성 확인

- 2-3단계 : 투자 경제성 분석 또는 장애 요인 분석

1단계에서 규명된 시나리오들의 투자경제성 또는 장애요인 분석(당해 사업이 경제적, 기

술적 장애 요인 등으로 CDM 사업으로 추진하지 않고서는 시행되지 못하는 사업임을 입증

하는 단계)

- 4 단계 : 보급현황 분석

유사한 형태의 사업이 없거나, 있다면 제안된 사업과의 차이점 제시

2) 폐자원 및 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업의 베이스라인 선정

CDM사업 가이드라인에 따라, 본 사업의 베이스라인 시나리오는 아래와 같은 단계에 따

라 입증된다.

- 164 -

<그림 Ⅳ-39> 추가성 검증 단계

- 1단계 : 현행 법규에 부응하는 사업 활동 규명

왕겨를 이용한 발전 시설을 강제적으로 시행하는 법규가 존재하지 않아 본 사업 활동이

법률이나 규제에 의해 의무적으로 진행되는 사업으로 보기 어렵다.

- 2-3단계 : 기술적 장애요인 분석

화석연료를 이용한 발전시설이 더욱 보편화 되어 있으며 이러한 설비에 대한 선호도가

바이오가스를 이용한 발전시설에 비해 상대적으로 높다. 따라서 바이오매스를 이용한 발전

시설에 대한 운영 및 경험이 화석연료를 이용한 발전시설에 비해 제한적이므로 기술적인

장애 요인이 존재한다.

- 4단계 : 보급현황 분석

베트남 현지에서 왕겨를 원료로 사용한 활동은 벽돌 및 석회 제조 또는 요리를 위한 왕

겨 사용에 그쳐 왕겨를 원료로 한 열병합 발전시설의 보급은 지극히 낮은 것으로 나타난다.

☞ 기술적으로 운영하기 어려운 장애요인이 있고 본 사업과 유사한 운영 사례가 적어 일반

사업으로 보기 힘들다. 따라서 CDM 사업으로 진행해야 할 추가성을 가진다.

- 165 -

3) 배출 감축량 산출

아래의 식과 같이 베이스라인에서 사업배출량을 차감하여 배출저감량을 산출한다.

- 베이스라인 산출

․전력배출량(tCO₂/yr)

= 전기 배출량(MW)*전력배출계수(tCO₂/MWh)*단위환산(hrs/yr)

×××

․스팀배출량(tCO₂/yr)

=스팀열량(스팀아웃-스팀인)(GJ/y)/효율*갈탄배출계수(tCO₂/GJ)

÷×

- 사업 배출량: 왕겨를 이용한 사업에 따른 배출량 = 123.51 t CO2/yr

방법론에 따라 바이오매스 연료 운송에 따른 온실가스 배출량이 사업 배출량이되며, 이를

산정하면 아래와 같다.

- 경유연료사용량(kg)*연료발열량(kg/TJ)*연료배출계수(kj/kg)(출처 2006 IPCC)

× × × ×

⇒ 배출 저감예상량 = (전기 배출량 + 스팀 배출량) - 사업 배출량

= (12,901.31 + 33,612.84) tCO₂- 123.51 tCO₂= 46,398.64 (tCO2 /yr)

배출 저감량의 경우, 실제 운영 상황에 따라 변동될 수 있다.

- 166 -

5.5 CERs 판매 경제성 분석

1) 수익성 분석

CER 판매의 경우 EU-ETS에 판매하는 것을 기준으로 하였으며, 본 사업 참여사인 바라

카글로벌(주)를 통하여 해외 Compliance buyer에게 직접 판매하는 방안을 선정하였다.

이 경우 거래소에서 판매하는 경우에 비교하여 중계비 등의 추가적인 비용의 지출이 없고,

중간 거래인이 없어 보다 높은 가격을 받을 수 있는 장점을 가지고 있다.

수익성 분석을 위하여 다음의 4가지 경우를 기준으로 산정하였으며, 본 보고서에서 적용된

예상 가격의 경우 2011년 10월 발행된 Baclays의 CER 예상 가격을 기준으로 작성하였다.

하지만, 현재 거래가격의 경우 BlueNext에서 고시되는 가격을 기준으로 작성하였다.

① 2012년 2월 1일 거래가격(4.35 EURO/ton) 기준

위의 식에 따라 연간 배출 저감 예상량은 약 46,398.64 (tCO2/yr)이다. 배출 저감 예상량

에 2012년 2월 01일 기준 시가로 Green CERs 톤당 4.35 EURO를 적용하면 매년 약

201,834.084 EURO(한화 약 2억 9천만원)의 CERs 판매 수익금을 확보 할 수 있다.

② 최저가 기준(1 EURO/ton) 시나리오

수익성 분석의 보수적 산정을 위하여 최저가 기준(1 EURO/ton)을 배출 저감 예상량에

적용하며 매년 약 46,398.64 EURO(한화 약 6천 8백만원)의 CERs 판매 수익금을 확보 할

수 있다.

③ 2014년 예상가격 기준(11 EURO/ton) 시나리오

톤당 11 EURO의 CER 판매 가격을 배출 저감 예상량에 적용하면 매년 약 510,385.04

EURO(한화 약 7억 5천만원)의 판매 수익금을 확보 할 수 있다.

④ 최고가 기준(15 EURO/ton) 시나리오

톤당 약 15 EURO의 CER 판매 가격을 배출 저감 예상량에 적용하면 매년 약 675,979.60

EURO(한화 약 10억 3백만원)의 판매 수익금을 확보 할 수 있다.

- 167 -

구 분 최악의 경우 현재 거래가 2014년 예상 최상의 경우

탄소배출권 가격 1 EURO 4.35 EURO 11 EURO 15 EURO

연간 배출 저감

예상량약 46,398.64 (tCO2/yr)

판매액(EURO) 46,398.64 201,834.08 510,385.04 695,979.60

판매액(원) 6천 8백만원 2억 9천만원 7억 5천만원 10억 3백만원

[표 Ⅳ-52] 탄소 배출권 예상 판매액

2) CDM 사업 추진비용 산정 및 CERs 발급 비용

CDM 사업 추진 시 발생하는 비용은 크게 ①CDM 사업 등록시까지 발생하는 비용, ②사

업 등록에 소요되는 비용, ③등록 이후 소요되는 비용으로 3단계로 구분된다.

① 1단계 : 사업 준비 단계

사업 준비 단계에서 소요되는 비용은 사업계획서 작성에 소요되는 비용으로 한화로 약 1

억원이 소요된다. 이 비용은 베이스라인 설정 비용, 모니터링 계획 설정 비용을 포함하고

있으며, 법적으로 환경영향 평가가 요구되는 대규모 사업(골프장 건설, 댐 건설 등)에 소요

되는 비용이 추가 산정될 수 있다.

또한, CDM 사업 타당성확인 보고서 작성 비용으로 건당 한화로 약 6,000만원이 소요되

며, 나라에 따라 국가 CDM 사업 승인기구의 승인 비용이 부과될 수 있으나 우리나라를 비

롯하여 대부분 국가에서의 CDM 사업 승인 비용이 없다.

② 2단계 : 사업 등록

UNFCCC에 CDM 사업을 등록할 때 사업 등록비(Registration Fee)로 배출감축량 규모에

따라 차등 징수된다. 등록비는 사업활동 기간 중 예상되는 연평균 감축량에 대한 사무경비

충당용 수익부담금(SOP-Admin) 금액과 동일하다. 만일 사업이 등록되지 않을 경우 한화로

약 3,000만원(30,000USD) 초과 부분의 등록비는 환불된다.

등록이 성사되었을 경우에는 앞서 말한 바와 같이 사무경비충당용 수익분담금

(SOP-Admin)이 부과되는데 이는 CDM 사업에 따른 수익에 대하여 CDM 사업관리를 위해

징수하는 비용이다. 부과되는 비용은 연간 감축량에 따라 달라지며 연간 15,000t CO2미만의

- 168 -

경우는 면제이며 연간 15,000t CO2인 경우에는 톤당 0.10USD로 한화로 약 110원을 부과한

다. 연간 15,000t CO2이상인 경우 톤당 0.20USD로 한화로 약 220원을 부과한다.

③ 3단계 : 등록 이후 사업 진행

이 단계에서 소요되는 비용은 CDM 사업 모니터링 보고서 작성 비용 및 Verification

&Certification 보고서 작성비용 그리고 개도국 기후변화 적응비용(adaptation levy)이 있다.

CDM 사업 모니터링 보고서 작성 비용은 회당 약 2,000만원이 예상되며, DOE에 지불해

야할 Verification& Certification 보고서 작성비용은 약 1,110만원～1,680만원(10,000～

15,000USD), 개도국 기후변화 적응 비용은 발행된 CERs의 2%가 부과된다.

사업 단계 세부 해당 내역 비고

사업 준비

단계

- 사업 계획서 작성(베이스라인 및 모니터링 계획 설정)

: 1억원

- DOE 타당성 검토 비용 : 6000만원

총 16,000 만원

사업 등록 - CDM 사업 등록비 2000만원 2,000 만원

등록 이후

사업 진행

- Verification &Certification 보고서 작성비용

: 2000만원/건 ✕ 10년 = 약 2억원

-10년간의 모니터링 보고서 작성 비용(DOE)

: 2000만원/1년 ✕ 10년 = 약 2억원

-개도국 기후변화 적응 비용: 80,665.68t CO2의 2%

4억원 + 개도국

적응 비용

총합 약 1억8000만원 + 4억원(10년) + 배출 저감량의 2% 차감 5억 8000만원+α

[표 Ⅳ-53] CDM 등록 단계에 따라 발생하는 비용 산정

따라서, 현재 CER 거래 기준인 탄소 저감량 톤당 4.35 EURO을 적용하였을 때 CERs 판

매에 따른 수익금은 연간 약 2억 9천만원이며 본 사업을 10년간 추진 시 개도국 기후변화

적응 비용으로 지불되는 배출 저감량의 2%를 차감하면 10년간 약 29.3억원의 수익이 발생

한다.

또한, CDM 사업 추진에 따라 단계별로 발생하는 비용은 기본으로 1.8억원이 소요되며 등

록 후 10년간 약 4억원의 비용이 소요된다. 따라서 본 사업을 통해 10년간 생산되는 CERs

를 통해 약 23.5억 원의 수익을 창출해 낼 수 있다.

- 169 -

5.6 모니터링 방안

1) 모니터링 사항

본 사업에 적용된 방법론 ACM 0006에 따라 모니터링 되어야 할 사항들은 아래와 같다.

① 바이오매스 부산물 종류 및 수량

바이오매스 종류, 원료 발생지, 프로젝트 시나리오, 수량(ton/dry-basis)을 모니터링하고

구매한 수량에 따라 매년 에너지 수지에 맞춰 대조 검토한다.

② 바이오매스 확보 안정성

해당 지역에서 생산되는 왕겨 생산량, 일반적으로 사용되지 않는 다른 종류의 바이오매스

를 조사한다.

③ 보조연료 소비량

본 사업을 위해 소비된 보조연료(화석연료)의 소비량을 원료대장부를 통해 모니터링하며

연료 구매 영수증을 통해 대조 검토하도록 한다.

④ 연간 왕겨 사용량

무게측정방법을 사용하며 수분이 제거된 왕겨의 수량을 구하기 위해 함수율을 조정한다.

배출 저감량 산정을 위한 지속적인 모니터링이 요구된다.

⑤ 연간 왕겨 운송에 소요되는 연료 소비량

연료구매서 또는 운송차량의 연료 소비량 측정 등의 방법으로 모니터링 되며, 운송거리에

따른 간단한 계산결과와 실제 배출 저감량의 대조 비교를 통한 관리가 요구된다.

⑥ 배출계수 (Emission factors)

ㄱ. 운송차량에 따른 배출계수(t CO₂/km): 최소 매년 모니터링 되어야 한다

ㄴ. 화석연료 사용에 따른 배출계수 (t CO₂/GJ): 측정을 시행하거나 또는 지역적 국가적으

로 통용되는 자료를 이용하여도 무방하다. 측정은 6개월에 한번은 시행되어야 하며, 자

료를 이용한 배출계수 산정은 매년 검토되어야 한다.

ㄷ. 원재료(왕겨) 소각에 따른 CH4 배출계수(t CH4/GJ): 분기별로 시행되어야하며, 측정시

- 170 -

3개 이상의 샘플을 사용하여 측정하여야 한다.

⑦ 베이스라인 공정열(Process heat) (GJ/yr)

기존에 지속적으로 모니터링 되던 자료를 기반으로 계산되어야 한다.

⑧ 발전시설 가동을 위한 예비 전력 사용량 (MWh/yr)

Calibrated electricity meter를 사용하여 측정하며, 측정된 전기 발생량은 전력 판매서와

비교 대조되어야 한다.

⑨ 연간 각 요소들에 대한 순 발열량

바이오매스의 순발열량(GJ/tonnes on dry-basis)과 화석연료의 순발열량이 모니터링 되어

야 한다.

⑩ 단위 질량당 엔탈피 (GJ/tonnes)

공급되는 열량 및 발생하는 열량이 지속적으로 모니터링 되어야 한다.

⑪ 바이오매스 수분함량

균질한 바이오매스의 묶음 별로 모니터링 되어야 하며, 평균 무게는 각 모니터링 기간마

다 계산되어 수분함량과 평균무게의 값이 적용되어야 한다.

⑫ 에너지 생산량 (MWh)

⑬ 배출 저감량

본 사업으로 인해 발생한 배출 저감량 산정(t CO2e)이 지속적으로 모니터링 되어야 한다.

- 171 -

<그림 Ⅳ-40> 모니터링 운영 구조 계획도

2) 모니터링 운영 구조 계획

<그림 Ⅳ-40>는 모니터링 운영계획이다. 각 구성원별 부여되는 역할은 다음과 같다.

① CDM 사업 담당자

총체적인 모니터링 과정 검토

② 발전 시설 관리자

-전력망에 공급하는 전력 측정 감독 및 일별 운영 보고 및 검토, 매주 모니터링 측정방법

감독 및 모니터링 보고서 검토, 재무 담당자로부터 판매 기록 및 영수증을 제출 받고 이를

모니터링 보고서와 비교하며 재검토

③ 모니터링 담당자

- 전력망에 공급하는 전력 측정 및 판매 영수증 수집

- 구매된 왕겨는 모두 문서로 정리될 것이며, 해당 프로젝트의 운영 보고서 작성

- 기록되어 있는 자료들을 검토하고 방법론에 따른 예상 배출 저감량과 함께 기타 계산에

적용된 문서들을 조합하여 제출하여 발전시설 관리자로부터 내부 검증 과정을 정기적으

로 행할 수 있도록 함

④ 기술 담당자

일정한 모니터링 절차를 위해 모니터링 기계들의 교정 및 보수

- 172 -


6.1 초기투자 비용

총 사업비 산정 내역은 [표 Ⅳ-54]와 같으며 18개월 동안의 공사기간에 예상되는 사업비

용 합계는 약 286.5억원이다.

항 목 금 액(백만원)

조 사 비 100

설 계 비 1,120

공 사 비 22,308

토 지 임 대 비 825

부 대 비

① 시 공 감 리 비 1,678

② 환 경 성 검 토 비 50

③ 공 사 보 험 료 127

④ 사 업 이 행 보 증 보 험 료 20

⑤ 금 융 부 대 비 용 381

⑥ 사 업 타 당 성 분 석 비 100

합 계 2,356

영업 준비금

① 신 주 발 행 비 113

② 개 업 비 300

합 계 413

운 영 설 비 비 530

예 비 비 1,000

총 사 업 비 28,652

[표 Ⅳ-54] 총 사업비 산정

- 173 -

1) 조사비

조사비는 하단의 [표 Ⅳ-55]와 같으며 이는 타당성 조사(Feasibility Study)에 소요되는 비

용이다.

구 분 수량 단위 금액(백만원)

조사비 1 식 100

[표 Ⅳ-55] 조사비 세부내역

2) 설계비

설계비 세부내역은 [표 Ⅳ-56]와 같으며, 비용 산정기준은 국토해양부 고시 제2011-750호

에 근거하였으며 적용요율 2.48를 반영하여 산정된 금액이다.

구 분 수량 단위 금액(백만원)

계획 설계비(설계비의 20%) 1 식 224

중간 설계비(설계비의 30%) 1 식 336

실시 설계비(설계비의 50%) 1 식 560

설계비 합계 1 식 1,120

[표 Ⅳ-56] 설계비 세부내역

- 174 -

3) 공사비

본 바이오매스 발전 시설에 소요되는 공사비 세부 내역은 [표 Ⅳ-57]과 같다.

항 목 금액(백만원)

직 접 운 영 비 18,619

기 계 공 사 비 14,706

왕 겨 펠 릿 기 3,000

계 근 설 비 27

투 입 설 비 144

연 소 설 비 2,064

수 관 식 폐 열 보 일 러 4,634

연 소 가 스 처 리 설 비 1,100

발 전 설 비 1,690

재 처 리 설 비 160

급 배 수 설 비 86

기 타 설 비 100

건 축 기 계 60

배 판 1,000

설 치 비 640

전 기 계 장 공 사 1,121

건 축 / 토 목 공 사 1,202

건 축 전 기 공 사 88

통 신 공 사 12

소 방 설 비 공 사 9.6

스 팀 배 관 공 사 1,120

시 운 전 비 72

엔 지 니 어 링 교 육 / 시 운 전 288

간 접 공 사 비 2,169

일 반 관 리 비 및 이 윤 1,518

합 계 22,308

[표 Ⅳ-57] 공사비 세부 내역

- 175 -

[표 Ⅳ-57]은 일부 기술회사의 견적서를 바탕으로 적정한 가격을 내고자 조합하였다. 왕겨

펠릿기는 1대당 3억원으로, 본 사업 운영을 위하여 예비기 1대를 포함하여 총 10대의 펠릿

기가 필요하다. 따라서 30억원이 왕겨 펠릿기 항목으로 공사비에 책정되었다.

계근, 투입, 연소 설비 그리고 수관식 폐열보일러(40bar)는 동세기술에서 제공하는 견적서

가격이 타당한 것으로 판단되어 이를 공사비에 반영하였다. 이 밖의 공사비 항목은 우진 기

술회사의 견적서를 바탕으로 작성되었으며 한국과 베트남간의 시가차이를 고려하여 견적서

에 제시된 가격의 80%만을 공사비에 적용한다.

4) 토지 구매비용

토지구매비용은 [표 Ⅳ-58]과 같으며 비용 산정은 해당 부지 ㎡당 75USD인 시세 및 환율

1,100원을 적용한 것이다.

구 분 수량 단위 적용금액(천원)

토지 구매비용 1 ha 825,000

[표 Ⅳ-58] 토지 구매비 세부내역

5) 부대비

[표 Ⅳ-59]와 같이 부대비는 시공감리비, 환경성 검토비, 공사 보험료, 사업이행 보증보험

료, 금융 부대비용, 사업 타당성 분석비로 구성된다.

구 분 적용금액(백만원)

시공감리비 1,678

환경성 검토비 50

공사 보험료 127

사업이행보증 보험료 20

금융 부대비용 381

사업 타당성 제 3자 검증 비용 100

부대비 합계 2,356

[표 Ⅳ-59] 부대비 세부내역

- 176 -

6) 기타

기타 사업비 항목은 크게 영업 준비금, 운영 설비비, 예비비로 나뉜다.

영업 준비금으로 회사 설립시 주식 발행에 소요되는 비용인 신주 발행비용 그리고 개업

비용이 산정되었다.

운영 설비비용은 하단의 [표 Ⅳ-60]와 같다. 운영 설비 비용은 왕겨 펠릿 운송 차량 구입

비로서, 총 6대가 소요되며 차 1대당 약 9천만원이 소요되므로 총 5억 3천만원이 소요된다.

예비비는 열병합 발전 시설 공사 초기 년도에 발생할 수 잇는 기타 비용을 고려한 예비

비이다.

구분 세부 항목 적용금액(백만원)

영업 준비금

신주 발행비 113

개업비 300

운영 설비비 펠릿 운반 차량 구입비 530

예비비 기타비용에 대한 예비비 1,000

합 계 1,943

[표 Ⅳ-60] 기타 공사비 항목

- 177 -

6.2 연간 운영비용

물가 상승률은 베트남 통계청에서 발표한 8년간 물가 상승률을 고려하여 평균 물가 상승

률을 적용하였다. 2004년부터 2011년까지의 베트남 연간 물가 상승률에서 2008년 미국 서브

프라임 사태 , 2011년 유럽 금융위기에 비정상적으로 변동한 물가증가율을 제외한 최근 6년

간의 물가상승률 평균을 적용한다. 따라서 7.99%의 물가 상승률을 연간 운영비용 항목에 일

괄 적용하였다.

물가상승 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

증가율(%) 7.8 8.3 7.5 8.3 22.97 6.88 9.19 18.58

[표 Ⅳ-61] 베트남의 연도별 물가 상승률

※출처: 호치민 무역관(KBC), KOTRA

연간 운영비용에 연간 물가 상승률 7.99%를 적용하여 원료비, 용수비, 인건비, 약품, 재처

리비 등 각 항목별 운영비용을 산정하였다. 공사기간 동안의 물가 상승률이 반영된 각 항목

별 산정 내역이 [표 Ⅳ-62]에 제시되었다.

원료비용(왕겨)은 본 사업을 통해 연간 53,440 ton의 왕겨 펠릿 생산을 위해 연간 소요되

는 61,440 ton의 왕겨 구매비용이며 왕겨 구매비용은 톤당 약 4,000원이 소요된다. 원료 공

급비용은 톤당 펠릿 생산비 12,170원, 톤당 펠릿 운송비 약 1,990원을 적용하여 비용을 산정

하였다. 보일러 비용과 공업용수 그 밖의 운영에 소요되는 항목들에 대하여 본 사업에 소요

되는 양과 단가를 기반으로 산정하였다.

[표 Ⅳ-62]와 같이 1차년도 운영비용은 약 27.3억원이다. 또한, 금융조달로부터 발생하는

이자액, 공사완료 후 마지막 분기 지급액인 19.5억원이 추가적으로 소요되므로 1차년도 사

업에 소요되는 총 연간 운영비용은 약 46.9억원 소요된다.

2차년도 운영비용은 1차년도 운영비용에서 연간 물가 상승률 8%가 각각 반영된 금액이

며, 이자액 항목으로 대출 잔액의 8.5%가 지불된다.

- 178 -

운영비용 항목 금액 비고

원료비(왕겨) 285,987

약 8%의 연간

물가 상승률

적용

원료 공급비 (펠렛 제조, 운송) 880,908

보조 연료비 139,955

분석비 55,982

약품비 177,276

폐기물 처리비(Ash) 24,881

용수비 303,236

인건비 525,998

보험료 4,665

경상 수선비 43,153

측정 및 검사 수수료 20,993

일반 경비 10,497

기타비용 262,416

연간 운영 비용 합계 2,735,947

[표 Ⅳ-62] 1차년도 연간운영 비용 산정 (단위: 천원, VAT 별도)

- 179 -

6.3 연간 수입

설비를 연간 320일간 24시간씩 운전한다고 가정하고 전력은 시간 당 2.6MW (판매 단가:

6.8cent/kWh), 스팀은 시간당 23ton (판매 단가: 23,000원/톤) 판매됨을 예상하여 수입을 추

정하였다.

연간 수익에서 전력 판매의 경우 6년간의 베트남 전력 구매가격 평균 인상률을 적용하였

다. 스팀 판매 가격은 3년간의 중국 석탄 가격 인상률의 70%를 간접적으로 반영하였다. 본

사업의 연간 수입 항목 및 산정내역은 [표 Ⅳ-63]와 같다.

수익 항목 산정 내역 비고

전력 판매

시간당 전력 판매량 2.6MW

연간 운전시간 : 320일 ✕ 24시간

전력 판매 단가 : 6.8cent/kWh

6년간의 베트남 전력 구

매가격 인상률 적용

스팀 판매

시간당 스팀 판매량 : 23ton

연간 운전 시간 : 320일 ✕ 24시간

스팀판매 단가 : 약 23,000원/ton

3년간의 중국 석탄가격

인상률의 70% 적용

[표 Ⅳ-63] 연간 수입 산정

스팀 판매 가격 산정 및 연간 스팀 판매가격에 적용되는 석탄 가격 인상율 산정 기준 그

리고 전력 판매가 인상률 적용 기준은 아래와 같다.

1) 송월비나의 현재 스팀 생산 가격은 [표 Ⅳ-64]과 같다. 이는 현지 조사한 송월비나의 실

제 연료 사용량 대비 원료비, 용수비, 인건비, 재처리비 그리고 환경정화비용을 산정하여 이

를 스팀 생산가에 반영하였다. 본 사업의 보수적인 수입 산정을 위하여 산정된 스팀 톤당

생산비용의 90%인 톤당 약 23,800원을 기준 스팀 생산가로 산정하였다. 송월비나 이외의 스

팀 수요처 2곳의 스팀 생산가를 산정하여 스팀 생산량별 가중 평균치로 톤당 스팀 생산 평

균비용을 산정하였다.

따라서 송월비나, Y VINH, LIEN HUY HOANG의 평균 스팀 생산비용은 약 23,000원으

로 산정되었으며 이를 스팀 판매가로 적용한다.

- 180 -

구분 사양 수량 단가 단위 소요자금 비고

가. 스팀 생산 현황

1 스팀사용량 　 7.5 　 톤/h 　　

2 스팀압력 7kg/cm2 　　　　

3 응축수량 　 7.5 　 톤/h 　　

4 응축수 회수여부 　　　　　 시수와 폐열 회수 온도차 절감액

5 보일러 용량 　 16 　 톤/h 　　

나. 부대 유지관리비 (환율 적용: 1,150원 = 1 USD = 21,000동)

1 원재료비 　　　　　　

　 원료 사용량 석탄 20 2,100,000 톤/스팀톤 291,667 100USD/톤, 20톤/일사용, 하루 20시간 운전

보조 연료비 1 15,608 동/톤 15,608 2.5톤차량분(적재분 3톤), 보일러효율65%,50만원/3일분✕20시간

2 용수비 응축수 회수시 1.08 150 동/톤 162 대기 손실분 15%

응축수 미회수시 7.2 150 동/톤 1,080

3. 인건비

월간

급여 기본급+보급+수당

10 5,000,000 동/월 50,000,000 월 20일 근무 기준

　 복리후생비 4대보험(기본급의22%) 10 660,000 동/월 6,600,000 기본급(급여60%)의 22%는 회사부담

　중식 및석식대대

10명✕2회/1일✕28일/월 560 25,000 동/월 14,000,000 　

[표 Ⅳ-64] 송월비나 스팀 판매가격 산정 (환율 적용: 1,150원 = 1 USD = 21,000동)

- 181 -

스팀

톤당　　

급여 기본급+보급+수당

10 1,240 동/스팀톤 12,401 20시간/일, 28일/월 가동기준

복리후생비 4대보험(기본급의22%) 10 164 동/스팀톤 1,637 기본급(급여60%)의 22%는 회사부담

중식 및 석식대10명✕2회/1일✕28일/월 560 6 동/스팀톤 3,472 　

4 Ash처리비(토지환원) 석탄 1 7,440 동/스팀톤 7,440 Ash 생산량 = 석탄 사용량✕ 30%

5 환경정화(대기방지시설)

5 30,193 동/스팀톤 150,966 60톤/hr보일러 가동시 3억원/yr 소요 기준산정

스팀 생산비용 합계 (동/스팀톤) 483,353

스팀 생산 비용 합계 (원화/스팀톤) 26,469

송월비나 스팀 판매 가격: 생산비용 90%산정 23,822.39

- 182 -

2) 석탄가격 인상율에 따른 스팀 판매 가격 상승률 산정

베트남 석탄 상승률에 따른 스팀가격 상승률을 산정하기 위해 대한석탄공사에 제시된

2009년부터 2011년 유연탄 가격 동향표를 참조하였다. 이는 International Coal Report 자료

를 바탕으로 작성되었다.

공시된 자료에서 베트남과 가장 근접한 국가인 중국을 기준으로 하여 석탄가격 인상율을

산정하였다. 2009년 인상율은 24.71%이며 2010년은 4.63%, 2011년은 약 6.62%이다.따라서 3

년간의 석탄 인상율을 바탕으로 연간 약 11.99% 증가한다고 예상하였으며 이의 70%에 달

하는 인상율 8.39%를 베트남 스팀가격 인상률로 보수적으로 반영하였다.

한 국 일 본 중 국 인 니 호 주 러시아 ARA 남아공

1월 85.40 89.60 86.80 79.40 79.40 83.40 78.30 76.40

2월 81.00 86.63 93.50 70.50 75.38 81.75 72.00 69.06

3월 69.25 75.25 77.50 59.50 61.00 68.75 61.56 58.56

4월 68.25 75.38 75.81 59.50 63.56 66.69 66.25 62.88

5월 69.90 78.60 77.20 60.50 64.50 68.00 63.70 58.03

6월 80.25 85.75 79.75 67.81 71.38 72.50 66.31 60.20

7월 84.00 87.50 84.40 64.40 73.80 77.00 67.33 61.10

8월 82.25 85.50 84.25 61.38 72.50 75.75 71.50 64.25

9월 79.75 83.25 87.25 58.48 67.64 72.00 68.19 61.13

10월 83.60 87.60 92.00 60.77 71.07 76.44 73.30 64.55

11월 93.25 97.25 100.50 63.78 78.80 81.43 77.36 66.44

12월 99.13 103.00 108.25 67.13 82.00 84.31 78.44 71.81

[표 Ⅳ-65] 2009년 유연탄 월별 가격 동향 (단위: USD)

※출처: 대한석탄공사


1월 111.75 115.63 120.88 76.00 97.00 103.63 86.13 86.94

2월 109.50 115.00 120.38 72.75 94.19 102.50 75.40 83.36

3월 104.75 111.50 107.88 70.06 94.38 99.63 73.31 82.96

4월 109.20 114.30 109.20 75.20 100.15 108.20 79.38 88.70

5월 108.50 114.50 114.38 85.00 100.13 107.75 89.50 90.94

6월 106.25 111.75 113.38 88.75 98.19 104.63 93.63 92.81

7월 103.00 108.00 109.00 85.68 95.98 102.70 92.78 90.61

8월 101.50 104.50 111.75 83.03 89.59 99.63 92.72 87.87

9월 104.13 106.75 109.75 84.20 94.90 101.75 92.63 85.82

10월 111.70 113.50 116.50 85.62 97.45 106.10 99.98 91.54

11월 121.63 121.50 125.55 91.08 107.16 110.55 107.07 103.20

12월 128.60 131.00 126.48 94.75 118.29 115.48 122.38 115.24



- 183 -


1월 143.63 146.50 125.38 112.04 132.48 124.63 124.18 122.62

2월 139.50 142.13 125.25 106.74 128.36 124.00 119.38 117.74

3월 137.00 139.31 126.00 103.66 126.13 120.88 125.99 121.01

4월 136.90 139.25 130.25 97.40 122.50 122.10 128.25 124.03

5월 130.63 131.06 133.06 109.36 119.12 115.50 122.52 120.46

6월 135.31 134.06 138.44 106.35 120.09 116.19 122.80 119.01

7월 133.65 133.15 139.50 99.26 120.75 116.75 123.80 116.27

8월 128.44 129.69 135.88 98.45 120.13 118.06 124.78 118.27

9월 133.78 135.80 132.80 102.88 123.09 117.90 123.44 115.62

10월 129.88 130.31 133.75 101.77 119.39 113.19 117.58 110.88

11월 125.38 125.44 133.69 99.48 113.78 107.56 114.58 105.47



3) 전력 판매가 인상률 적용

Posco Power Vietnam에서 발표한 매년 전력 인상률은 [표 Ⅳ-68]과 같다. 이에 따라 최근

6년간의 평균 전력가 인상률 6.23%를 전력 판매가 인상률로서 적용한다.

년도 2006 2007 2008 2009 2010 2011

인상률(%) 0 10.1 5.7 6.6 0 15

[표 Ⅳ-68] 전력가 인상률

※출처: Posco Power Vietnam 발표자료

- 184 -

6.4 경제성 분석

본 왕겨 펠릿 열병합 발전 사업의 경제성을 분석하기 위해 상단에 제시된 데이터를 토대

로 산정된 연간 수입, 연간 운영비를 조합하여 [표 Ⅳ-69]의 표로 제시하였다. 물가상승률

7.99%을 적용한 15년간의 현금 흐름을 제시하였고 이를 바탕으로 총 연간 운영 수입에서

운영비용을 제한 값인 연간 운영 수익을 제시하였다.

초기 사업비를 30%는 자본, 나머지 70%는 금융조달을 통해 충당하기로 한다. 공사비는

분기별로 지급되며 금융 조달금에 적용되는 이자액은 대우조선해양건설의 타 사업 조달 금

리인 8.5%를 적용한다. 초기 투자비 예치에 따라 발생하는 이자액은 최저 공시 이율 6%를

적용하여 산정하였다.

167ton 용량의 발전시설 가동을 기준으로 전력 2.6MW 및 스팀 23ton/hr을 판매하였을

때의 본 사업의 경제성을 분석하였다. 연간 수입 항목 중의 하나인 전력은 본 사업 시설이

입주할 계획인 Tan Duc 공단에 직접 판매하며 보수적인 사업 경제성 분석을 위하여 EVN

의 일반 전기 구매 금액을 적용하여 kWh당 6.8cent의 전기 판매비를 적용하였다.

본 계획안은 대출금을 설비 운영 2차년도부터 10년간 동일하게 대출금 상환을 만료한다.

따라서 설비 운행 11년차에 대출금 상환이 만료되고 사업 내부 수익률(IRR)은 약 12.8%이

다.

- 185 -

　15년간 Cash Flow (단위: 천원)　 공사기간(24

개월)Escalation


연 간 수 입 　 - 　　　　　　　　　　

전력판매 　 6.23% 1,700,936 1,806,961 1,919,595 2,039,250 2,166,363 2,301,400 2,444,854 2,597,250 2,759,145 2,931,132 3,113,839 3,307,935 3,514,130 3,733,177 3,965,878

스팀판매 　 8.39% 4,775,733 5,176,589 5,611,090 6,082,062 6,592,565 7,145,918 7,745,717 8,395,861 9,100,575 9,864,440 10,692,421 11,589,898 12,562,707 13,617,169 14,760,138

총 연간수입 　　 6,476,670 6,983,550 7,530,686 8,121,312 8,758,929 9,447,318 10,190,571 10,993,111 11,859,720 12,795,572 13,806,260 14,897,834 16,076,837 17,350,346 18,726,017

연간 비용 　　　　　　　　　　　　　　　　　

연간운영비 　　　　　　　　　　　　　　　　　

연료비(왕겨) 　

8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%

285,987 308,852 333,545 360,212 389,011 420,112 453,700 489,973 529,147 571,452 617,139 666,480 719,765 777,310 839,456

연료비(펠릿제조 운송) 　 880,908 951,337 1,027,396 1,109,536 1,198,244 1,294,043 1,397,502 1,509,233 1,629,896 1,760,206 1,900,934 2,052,914 2,217,044 2,394,297 2,585,721

보조 연료비 　 139,955 151,144 163,228 176,279 190,372 205,592 222,029 239,781 258,951 279,654 302,013 326,158 352,235 380,396 410,809

분석비 　 55,982 60,458 65,291 70,511 76,149 82,237 88,812 95,912 103,580 111,862 120,805 130,463 140,894 152,158 164,323

약품비 　 177,276 191,450 206,756 223,286 241,138 260,417 281,237 303,722 328,005 354,229 382,549 413,134 446,164 481,835 520,358

폐기물 처리비 　 24,881 26,870 29,018 31,338 33,843 36,549 39,471 42,627 46,035 49,716 53,690 57,983 62,619 67,625 73,032

용수비 　 303,236 327,480 353,662 381,937 412,473 445,450 481,064 519,525 561,061 605,917 654,361 706,677 763,176 824,191 890,086

인건비 　 525,998 568,051 613,467 662,514 715,482 772,684 834,460 901,176 973,224 1,051,034 1,135,064 1,225,812 1,323,816 1,429,655 1,543,956

보험료 　 4,665 5,038 5,441 5,876 6,346 6,853 7,401 7,993 8,632 9,322 10,067 10,872 11,741 12,680 13,694

경상수선비 　 43,153 46,603 50,329 54,353 58,698 63,391 68,459 73,932 79,843 86,227 93,121 100,566 108,606 117,289 126,666

측정 및 검사 수수료 　 20,993 22,672 24,484 26,442 28,556 30,839 33,304 35,967 38,843 41,948 45,302 48,924 52,835 57,059 61,621

일반 경비 　 10,497 11,336 12,242 13,221 14,278 15,419 16,652 17,984 19,421 20,974 22,651 24,462 26,418 28,530 30,811기타 　 262,416 283,396 306,053 330,522 356,948 385,486 416,305 449,589 485,533 524,352 566,274 611,547 660,440 713,243 770,266

대수선비 　　　　　 455,175 491,566 530,866 573,309 619,145 668,646 722,104 779,836 842,184 909,517 　합계 　　 2,735,947 2,954,685 3,190,913 3,446,026 4,176,710 4,510,638 4,871,264 5,260,721 5,681,316 6,135,537 6,626,074 7,155,828 7,727,937 8,345,785 8,030,798

이자액(Loan*0.085) 4,459,063 　 1,954,312 1,704,829 1,534,346 1,363,863 1,193,380 1,022,897 852,415 1,042,954 782,216 521,477 260,739

총 연간운영비용 4,459,063 　 4,690,259 4,659,515 4,725,259 4,809,889 5,370,091 5,533,536 5,723,678 6,303,676 6,463,532 6,657,015 6,886,812 7,155,828 7,727,937 8,345,785 8,030,798

연간 운영수익 -24,193,528 1,786,411 2,324,035 2,805,427 3,311,423 3,388,838 3,913,782 4,466,893 4,689,435 5,396,188 6,138,557 6,919,447 7,742,005 8,348,900 9,004,561 10,695,219

대출금 상환 　 - 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 　　

대출잔액 20,056,813 20,056,813 18,051,132 16,045,451 14,039,769 12,034,088 10,028,407 8,022,725 6,017,044 4,011,363 2,005,681 　　

순 수익 　 1,786,411 318,354 799,745 1,305,741 1,383,157 1,908,101 2,461,211 2,683,754 3,390,507 4,132,876 4,913,766 7,742,005 8,348,900 9,004,561 10,695,219

누적수익 -24,193,528 1,786,411 2,104,765 1,118,099 2,105,487 2,688,898 3,291,258 4,369,313 5,144,965 6,074,261 12,212,818 4,913,766 12,655,771 16,090,905 17,353,461 19,699,780

자기자본 투자 -4,136,714 1,786,411 318,354 799,745 1,305,741 1,383,157 1,908,101 2,461,211 2,683,754 3,390,507 4,132,876 4,913,766 7,742,005 8,348,900 9,004,561 10,695,219

IRR 12.8% 　　　　　　　　　　　　　　　　

PVF 0.9608295 　 0.8494553 0.7829081 0.7215743 0.6650454 0.6129451 0.5649264 0.5206694 0.4798797 0.4422854 0.4076363 0.3757017 0.3462688 0.3191418 0.2941399 0.2710967

BENEFIT 　　 5501641 5467478 5433949 5401041 5368742 5337039 5305919 5275370 5245381 5215940 5187035 5158655 5130790 5103429 5076561

B-Total 79208972 　　　　　　　　　　　　　　　

COST -23245855 　 -3984165 -3647972 -3409625 -3198795 -3291571 -3126040 -2980145 -3025006 -2858726 -2713641 -2587387 -2477840 -2466307 -2454828 -2177123

C-Total 67645026 　　　　　　　　　　　　　　　

NPV 11,563,946 　　　　　　　　　　　　　　　　

B/C 1.170950 　　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅳ-69] 경제성 분석- 167ton용량의 발전시설 (전력 2.6MW + 스팀 23ton 생산) 및 직접 판매 (단위: 천원)

- 186 -

6.5 민감도 분석

본 사업단은 주요 수입원 및 지출원 변동에 따른 민감도 분석을 실시하였다.

민감도 분석항목은 스팀 가격, 스팀비 상승률, 전력 가격, 왕겨 구매 비용, 인

건비용, 물가상승률의 변동, 공사 건설비용의 변동 등을 선정하였다.

민감도 분석을 위한 변동폭은 타 보고서를 준용하여 -15%～15%의 구간으로

선정하였으며, 부분적 변화를 분석하기 위하여 -5%～5%를 중간 값으로 선정하

였다.

민감도 항목 -15% -5% 기준안 5% 15%

수

익

스팀

IRR 9.2% 11.7% 12.8% 13.9% 16.0%

NPV 2,498,608 8,542,167 11,563,946 14,585,726 20,629,285

B/C 1.036937 1.126279 1.170950 1.215622 1.304964

전력

IRR 11.8% 12.5% 12.8% 13.2% 13.9%

NPV 8,747,939 10,625,277 11,563,946 12,502,616 14,379,954

B/C 1.129321 1.157074 1.170950 1.184827 1.212580

비

용

왕겨

구매비

IRR 13.0% 12.9% 12.8% 12.77% 12.6%

NPV 12,093,092 11,740,328 11,563,946 11,387,565 11,034,801

B/C 1.180182 1.174012 1.170950 1.167905 1.161862

인건비

IRR 13.2% 13.0% 12.8% 12.7% 12.5%

NPV 12,537,170 11,888,354 11,563,946 11,239,539 10,590,723

B/C 1.188043 1.176593 1.170950 1.165362 1.154343

물가

상승

(운영)

IRR 13.1% 13.1% 12.8% 12.5% 11.8%

NPV 11,563,946 12,498,144 11,563,946 10,599,544 8,576,041

B/C 1.170950 1.187348 1.170950 1.154491 1.121417

공

사건설비

IRR 14.9% 13.5% 12.8% 12.2% 11.1%

NPV 15,203,656 12,777,183 11,563,946 10,350,710 7,924,237

B/C 1.237537 1.192335 1.170950 1.150319 1.111163

[표 Ⅳ-70] 민감도 분석 결과

민감도 분석결과, 수익성에 가장 큰 영향을 미치는 인자는 건설비 및 스팀비의

변동으로 나타났으며, 비용항목인 인건비와 왕겨 구매비의 변동으로 인한 변화가

가장 적은 것으로 나타났다.

- 187 -

6.6 시나리오 분석

1) 시나리오의 선정

본 사업단은 사업의 최상의 경우와 최악의 경우를 산정하여 각각의 경제성 분

석을 하였으며, 향후 3년 내의 예측되는 경우를 적정 시나리오로 선정하였다.

최상의 경우는 스팀 판매 단가가 현재보다 15%포인트 인상되며, 공사 건설비,

물가 상승률이 예상보다 15%포인트 낮은 것을 기준으로 작성하였다. 최악의 시

나리오는 스팀 판매 가격이 예측보다 15%포인트 낮으며, 공사 건설비, 물가 상

승률이 현재 예상가 보다 15%포인트 높게 지출되는 것을 기준으로 적용하였다.

적정 시나리오의 경우 스팀 단가가 현재보다 5%포인트 상승되며, 공사비, 물

가 상승률 등의 다른 항목들은 현재 예상대로 산정되는 경우를 선정하였다.

[표 Ⅳ-71]은 시나리오에 따른 경제성 분석 결과이다.

시나리오 최상의 경우 적정 시나리오 기준안 최악의 경우

IRR 19.0% 13.9% 12.8% 6.2%

NPV 26,984,862 14,585,726 11,563,946 -4,129,007

B/C 1.44 1.22 1.17 0.94

[표 Ⅳ-71] 시나리오에 따른 경제성 분석

- 188 -

　15년간 Cash Flow (단위: 천원)　 공사기간(24개

월)Escalation


연 간 수 입 　 - 　　　　　　　　　　

전력판매 　 6.23% 1,700,936 1,806,961 1,919,595 2,039,250 2,166,363 2,301,400 2,444,854 2,597,250 2,759,145 2,931,132 3,113,839 3,307,935 3,514,130 3,733,177 3,965,878스팀판매 　 8.39% 5,492,093 5,953,077 6,452,754 6,994,371 7,581,450 8,217,806 8,907,575 9,655,240 10,465,66111,344,10612,296,28413,328,38314,447,11315,659,74416,974,159총 연간수입 　　 7,193,029 7,760,038 8,372,349 9,033,621 9,747,814 10,519,20611,352,42912,252,49013,224,80614,275,23815,410,12316,636,31817,961,24319,392,92120,940,037연간 비용 　　　　　　　　　　　　　　　　　연간운영비 　　　　　　　　　　　　　　　　　연료비(왕겨) 　

6.8%

285,987 305,422 326,178 348,344 372,017 397,298 424,298 453,132 483,926 516,812 551,933 589,441 629,498 672,277 717,963연료비(펠릿제조 운송) 　 880,908 940,772 1,004,705 1,072,982 1,145,899 1,223,772 1,306,936 1,395,752 1,490,604 1,591,902 1,700,084 1,815,617 1,939,002 2,070,772 2,211,496보조 연료비 　 139,955 149,466 159,623 170,471 182,056 194,428 207,641 221,751 236,821 252,915 270,102 288,458 308,061 328,996 351,353분석비 　 55,982 59,786 63,849 68,188 72,822 77,771 83,056 88,701 94,728 101,166 108,041 115,383 123,224 131,598 140,541약품비 　 177,276 189,324 202,190 215,930 230,604 246,275 263,011 280,885 299,973 320,359 342,130 365,380 390,210 416,728 445,048폐기물 처리비 　 24,881 26,571 28,377 30,305 32,365 34,564 36,913 39,422 42,101 44,962 48,017 51,281 54,765 58,487 62,462용수비 　 303,236 323,843 345,851 369,354 394,454 421,260 449,888 480,461 513,112 547,982 585,222 624,992 667,465 712,824 761,266인건비 　 525,998 561,743 599,918 640,687 684,226 730,725 780,383 833,416 890,052 950,538 1,015,134 1,084,120 1,157,794 1,236,475 1,320,503보험료 　 4,665 4,982 5,321 5,682 6,069 6,481 6,921 7,392 7,894 8,430 9,003 9,615 10,269 10,967 11,712경상수선비 　 43,153 46,085 49,217 52,562 56,134 59,949 64,023 68,373 73,020 77,982 83,282 88,941 94,985 101,440 108,334측정 및 검사 수수료 　 20,993 22,420 23,944 25,571 27,308 29,164 31,146 33,263 35,523 37,937 40,515 43,269 46,209 49,349 52,703일반 경비 　 10,497 11,210 11,972 12,785 13,654 14,582 15,573 16,631 17,762 18,969 20,258 21,634 23,105 24,675 26,352기타 　 262,416 280,249 299,294 319,633 341,355 364,552 389,326 415,784 444,039 474,215 506,442 540,858 577,614 616,867 658,788대수선비 　　　　　 435,291 464,872 496,463 530,202 566,233 604,713 645,808 689,695 736,565 786,620 　합계 　　 2,735,947 2,921,875 3,120,438 3,332,495 3,994,254 4,265,693 4,555,579 4,865,165 5,195,789 5,548,882 5,925,970 6,328,684 6,758,766 7,218,075 6,868,520이자액(Loan*0.085) 3,938,296 　 1,726,071 1,505,725 1,355,152 1,204,580 1,054,007 903,435 752,862 921,149 690,862 460,575 230,287 - 0 -0 - 0 -총 연간운영비용 3,938,296 　 4,462,018 4,427,600 4,475,590 4,537,075 5,048,261 5,169,128 5,308,442 5,786,314 5,886,651 6,009,457 6,156,258 6,328,684 6,758,766 7,218,075 6,868,520연간 운영수익 -21,368,006 2,731,012 3,332,439 3,896,759 4,496,546 4,699,552 5,350,078 6,043,987 6,466,176 7,338,155 8,265,781 9,253,865 10,307,63411,202,47712,174,84714,071,517대출금 상환 　 - 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 1,771,441 　　 - 　대출잔액 17,714,411 17,714,41115,942,97014,171,52912,400,08810,628,647 8,857,206 7,085,765 5,314,323 3,542,882 1,771,441 -0 - 0 -0 　　순 수익 　 2,731,012 1,560,998 2,125,318 2,725,105 2,928,111 3,578,637 4,272,546 4,694,735 5,566,714 6,494,340 7,482,424 10,307,63411,202,47712,174,84714,071,517누적수익 -21,368,006 2,731,012 4,292,009 3,686,315 4,850,423 5,653,217 6,506,748 7,851,183 8,967,281 10,261,44918,527,230 7,482,424 17,790,05821,510,11123,377,32326,246,364자기자본 투자 -3,653,594 2,731,012 1,560,998 2,125,318 2,725,105 2,928,111 3,578,637 4,272,546 4,694,735 5,566,714 6,494,340 7,482,424 10,307,63411,202,47712,174,84714,071,517IRR 19.0% 　　　　　　　　　　　　　　　　PVF 0.9608295 　 0.8494553 0.7829081 0.7215743 0.6650454 0.6129451 0.5649264 0.5206694 0.4798797 0.4422854 0.4076363 0.3757017 0.3462688 0.3191418 0.2941399 0.2710967BENEFIT 　　 6110157 6075397 6041272 6007769 5974874 5942577 5910863 5879721 5849139 5819106 5789609 5760639 5732183 5704232 5676775

B-Total 88274310 　　　　　　　　　　　　　　　COST -20531010 　 -3790285 -3466404 -3229471 -3017361 -3094307 -2920177 -2763943 -2776735 -2603580 -2449673 -2312916 -2191426 -2157005 -2123124 -1862033

C-Total 61289449 　　　　　　　　　　　　　　　NPV 26,984,862 　　　　　　　　　　　　　　　　B/C 1.440286 　　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅳ-72] 경제성 분석 - 최상의 시나리오

- 189 -

　15년간 Cash Flow (단위: 천원)　 공사기간(24개

월)Escalation


연 간 수 입 　 - 　　　　　　　　　　전력판매 　 6.23% 1,700,936 1,806,961 1,919,595 2,039,250 2,166,363 2,301,400 2,444,854 2,597,250 2,759,145 2,931,132 3,113,839 3,307,935 3,514,130 3,733,177 3,965,878스팀판매 　 8.39% 5,014,520 5,435,418 5,891,645 6,386,165 6,922,194 7,503,214 8,133,003 8,815,654 9,555,604 10,357,66211,227,04212,169,39313,190,842 14,298,027 15,498,145총 연간수입 　　 6,715,456 7,242,379 7,811,240 8,425,415 9,088,557 9,804,614 10,577,85711,412,90412,314,74913,288,79414,340,88115,477,32816,704,972 18,031,205 19,464,024연간 비용 　　　　　　　　　　　　　　　　　연간운영비 　　　　　　　　　　　　　　　　　연료비(왕겨) 　

8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%

285,987 308,852 333,545 360,212 389,011 420,112 453,700 489,973 529,147 571,452 617,139 666,480 719,765 777,310 839,456연료비(펠릿제조 운송) 　 880,908 951,337 1,027,396 1,109,536 1,198,244 1,294,043 1,397,502 1,509,233 1,629,896 1,760,206 1,900,934 2,052,914 2,217,044 2,394,297 2,585,721보조 연료비 　 139,955 151,144 163,228 176,279 190,372 205,592 222,029 239,781 258,951 279,654 302,013 326,158 352,235 380,396 410,809분석비 　 55,982 60,458 65,291 70,511 76,149 82,237 88,812 95,912 103,580 111,862 120,805 130,463 140,894 152,158 164,323약품비 　 177,276 191,450 206,756 223,286 241,138 260,417 281,237 303,722 328,005 354,229 382,549 413,134 446,164 481,835 520,358폐기물 처리비 　 24,881 26,870 29,018 31,338 33,843 36,549 39,471 42,627 46,035 49,716 53,690 57,983 62,619 67,625 73,032용수비 　 303,236 327,480 353,662 381,937 412,473 445,450 481,064 519,525 561,061 605,917 654,361 706,677 763,176 824,191 890,086인건비 　 525,998 568,051 613,467 662,514 715,482 772,684 834,460 901,176 973,224 1,051,034 1,135,064 1,225,812 1,323,816 1,429,655 1,543,956보험료 　 4,665 5,038 5,441 5,876 6,346 6,853 7,401 7,993 8,632 9,322 10,067 10,872 11,741 12,680 13,694경상수선비 　 43,153 46,603 50,329 54,353 58,698 63,391 68,459 73,932 79,843 86,227 93,121 100,566 108,606 117,289 126,666측정 및 검사 수수료 　 20,993 22,672 24,484 26,442 28,556 30,839 33,304 35,967 38,843 41,948 45,302 48,924 52,835 57,059 61,621일반 경비 　 10,497 11,336 12,242 13,221 14,278 15,419 16,652 17,984 19,421 20,974 22,651 24,462 26,418 28,530 30,811기타 　 262,416 283,396 306,053 330,522 356,948 385,486 416,305 449,589 485,533 524,352 566,274 611,547 660,440 713,243 770,266대수선비 　　　　　 455,175 491,566 530,866 573,309 619,145 668,646 722,104 779,836 842,184 909,517 　합계 　　 2,735,947 2,954,685 3,190,913 3,446,026 4,176,710 4,510,638 4,871,264 5,260,721 5,681,316 6,135,537 6,626,074 7,155,828 7,727,937 8,345,785 8,030,798이자액(Loan*0.085) 4,459,063 　 1,954,312 1,704,829 1,534,346 1,363,863 1,193,380 1,022,897 852,415 1,042,954 782,216 521,477 260,739 0 0 0 -총 연간운영비용 4,459,063 　 4,690,259 4,659,515 4,725,259 4,809,889 5,370,091 5,533,536 5,723,678 6,303,676 6,463,532 6,657,015 6,886,812 7,155,828 7,727,937 8,345,785 8,030,798연간 운영수익 -24,193,528 2,025,197 2,582,865 3,085,981 3,615,526 3,718,466 4,271,078 4,854,179 5,109,228 5,851,217 6,631,779 7,454,069 8,321,500 8,977,035 9,685,41911,433,226대출금 상환 　 - 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 2,005,681 　　 - 　대출잔액 20,056,813 20,056,81318,051,13216,045,45114,039,76912,034,08810,028,407 8,022,725 6,017,044 4,011,363 2,005,681 0 0 0 　　순 수익 　 2,025,197 577,183 1,080,300 1,609,845 1,712,785 2,265,397 2,848,497 3,103,547 3,845,536 4,626,098 5,448,387 8,321,500 8,977,035 9,685,41911,433,226누적수익 -24,193,528 2,025,197 2,602,381 1,657,483 2,690,144 3,322,629 3,978,182 5,113,894 5,952,044 6,949,083 13,580,862 5,448,387 13,769,88717,298,536 18,662,455 21,118,645자기자본 투자 -4,136,714 2,025,197 577,183 1,080,300 1,609,845 1,712,785 2,265,397 2,848,497 3,103,547 3,845,536 4,626,098 5,448,387 8,321,500 8,977,035 9,685,41911,433,226IRR 13.9% 　　　　　　　　　　　　　　　　PVF 0.9608295 　 0.8494553 0.7829081 0.7215743 0.6650454 0.6129451 0.5649264 0.5206694 0.4798797 0.4422854 0.4076363 0.3757017 0.3462688 0.3191418 0.2941399 0.2710967BENEFIT 　　 5704480 5670117 5636390 5603284 5570786 5538885 5507567 5476821 5446634 5416995 5387893 5359316 5331255 5303697 5276632

B-Total 82230752 　　　　　　　　　　　　　　　COST -23245855 　 -3984165 -3647972 -3409625 -3198795 -3291571 -3126040 -2980145 -3025006 -2858726 -2713641 -2587387 -2477840 -2466307-2454828 -2177123

C-Total 67645026 　　　　　　　　　　　　　　　NPV 14,585,726 　　　　　　　　　　　　　　　　B/C 1.215622 　　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅳ-73] 경제성 분석 - 적정 시나리오

- 190 -

　15년간 Cash Flow (단위: 천원)　 공사기간

(24개월)Escalation


연 간 수 입 　 - 　　　　　　　　　　

전력판매 　 6.23% 1,700,936 1,806,961 1,919,595 2,039,250 2,166,363 2,301,400 2,444,854 2,597,250 2,759,145 2,931,132 3,113,839 3,307,935 3,514,130 3,733,177 3,965,878스팀판매 　 8.39% 4,059,373 4,400,100 4,769,427 5,169,753 5,603,681 6,074,030 6,583,860 7,136,482 7,735,489 8,384,774 9,088,557 9,851,414 10,678,30111,574,59412,546,118총 연간수입 　　 5,760,310 6,207,062 6,689,022 7,209,003 7,770,044 8,375,431 9,028,714 9,733,732 10,494,63411,315,90612,202,39713,159,34914,192,43115,307,77116,511,996연간 비용 　　　　　　　　　　　　　　　　　연간운영비 　　　　　　　　　　　　　　　　　연료비(왕겨) 　

9.19%

285,987 312,282 340,994 372,345 406,580 443,962 484,781 529,353 578,023 631,168 689,199 752,565 821,758 897,313 979,814연료비(펠릿제조 운송) 　 880,908 961,901 1,050,341 1,146,912 1,252,361 1,367,507 1,493,239 1,630,531 1,780,446 1,944,145 2,122,894 2,318,078 2,531,208 2,763,934 3,018,057보조 연료비 　 139,955 152,823 166,874 182,217 198,970 217,264 237,240 259,052 282,870 308,878 337,277 368,287 402,148 439,122 479,496분석비 　 55,982 61,129 66,750 72,887 79,588 86,906 94,896 103,621 113,148 123,551 134,911 147,315 160,859 175,649 191,799약품비 　 177,276 193,576 211,373 230,808 252,029 275,201 300,503 328,133 358,302 391,245 427,217 466,496 509,387 556,222 607,362폐기물 처리비 　 24,881 27,168 29,666 32,394 35,372 38,624 42,175 46,053 50,287 54,911 59,959 65,472 71,492 78,065 85,242용수비 　 303,236 331,116 361,560 394,803 431,102 470,738 514,019 561,279 612,885 669,235 730,766 797,954 871,320 951,432 1,038,909인건비 　 525,998 574,359 627,167 684,831 747,796 816,550 891,625 973,604 1,063,119 1,160,865 1,267,598 1,384,144 1,511,406 1,650,368 1,802,107보험료 　 4,665 5,094 5,562 6,074 6,632 7,242 7,908 8,635 9,429 10,296 11,243 12,276 13,405 14,637 15,983경상수선비 　 43,153 47,120 51,453 56,183 61,349 66,990 73,149 79,874 87,218 95,237 103,994 113,555 123,996 135,396 147,845측정 및 검사 수수료 　 20,993 22,923 25,031 27,332 29,846 32,590 35,586 38,858 42,430 46,332 50,591 55,243 60,322 65,868 71,924일반 경비 　 10,497 11,462 12,516 13,666 14,923 16,295 17,793 19,429 21,215 23,166 25,296 27,622 30,161 32,934 35,962기타 　 262,416 286,543 312,888 341,656 373,069 407,370 444,824 485,722 530,381 579,146 632,394 690,538 754,027 823,354 899,056대수선비 　　　　　 475,732 519,472 567,234 619,387 676,335 738,518 806,420 880,564 961,525 1,049,930 　합계 　 2,735,947 2,987,496 3,262,174 3,562,107 4,365,348 4,766,709 5,204,972 5,683,530 6,206,088 6,776,691 7,399,757 8,080,109 8,823,015 9,634,225 9,373,556이자액(Loan*0.085) 4,979,829 2,182,553 1,903,933 1,713,540 1,523,147 1,332,753 1,142,360 951,967 1,164,759 873,569 582,380 291,190 0 0 0 -총 연간운영비용 4,979,829 4,918,500 4,891,430 4,975,714 5,085,253 5,698,101 5,909,069 6,156,939 6,848,289 7,079,657 7,359,071 7,690,947 8,080,109 8,823,015 9,634,225 9,373,556연간 운영수익 -27,019,050 841,810 1,315,632 1,713,308 2,123,750 2,071,943 2,466,362 2,871,775 2,885,443 3,414,977 3,956,835 4,511,450 5,079,239 5,369,416 5,673,546 7,138,440대출금 상환 　 - 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 2,239,922 　　 - 　대출잔액 22,399,215 22,399,21520,159,29417,919,37215,679,45113,439,52911,199,608 8,959,686 6,719,765 4,479,843 2,239,922 0 0 0 　　순 수익 　 841,810 -924,289 -526,614 -116,172 -167,979 226,440 631,854 645,521 1,175,055 1,716,914 2,271,528 5,079,239 5,369,416 5,673,546 7,138,440누적수익 -27,019,050 841,810 -82,479 -1,450,903 -642,786 -284,151 58,462 858,294 1,277,375 1,820,576 5,777,411 2,271,528 7,350,768 10,448,65511,042,96212,811,986자기자본 투자 -4,619,834 841,810 -924,289 -526,614 -116,172 -167,979 226,440 631,854 645,521 1,175,055 1,716,914 2,271,528 5,079,239 5,369,416 5,673,546 7,138,440IRR 6.2% 　　　　　　　　　　　　　　　PVF 0.9608295 0.8494553 0.7829081 0.7215743 0.6650454 0.6129451 0.5649264 0.5206694 0.4798797 0.4422854 0.4076363 0.3757017 0.3462688 0.3191418 0.2941399 0.2710967BENEFIT 　 4893125 4859559 4826626 4794314 4762610 4731501 4700975 4671020 4641624 4612774 4584461 4556672 4529398 4502626 4476347

B-Total 70143634 　　　　　　　　　　　　　　　COST -25960700 -4178046 -3829540 -3590347 -3381924 -3492623 -3338189 -3205730 -3286355 -3131229 -2999825 -2889502 -2797890 -2815793 -2833810 -2541140

C-Total 74272641 　　　　　　　　　　　　　　　NPV -4,129,007 　　　　　　　　　　　　　　　B/C 0.944407 　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅳ-74] 경제성 분석 - 최악의 시나리오

- 191 -


7.1 환경 타당성 검토

1) 환경영향평가

2009년 기준 베트남 환경법에 따르면, 발전 시설 용량이 15MW 이하일 경우

반드시 CEP(Commitment to Environmental Protection)을 수행하여야 한다. 본

사업은 6MW 규모의 사업으로 베트남 환경법 기준인 15MW 이하에 해당하므로

사업의 환경영향 평가를 위해 CEP를 시행하여야 한다. CEP는 본 사업으로 발생

할 수 있는 환경영향을 평가하고 완화할 수 있는 수단을 분석하는 작업이며 이

는 국가 승인기관으로부터 작성되며 승인된다. 평가하는 항목은 아래와 같다.


② 폐수 처리 : 사업 공사 및 운영과정 중 발생할 수 있는 폐수처리

③ 소음진동 문제 : 설비 공사, 공사 자재 운송 등에서 발생할 수 있는 소

음 진동 문제

④ 고형 폐기물 : 프로젝트 운영 및 건설기간 동안 발생할 수 있는 오염된 토양

및 잔여 폐기물



- 192 -

2) 대기오염 배출 기준

화력발전 산업에 대한 배출기준을 바탕으로 법적 규제사항을 아래의 [표 Ⅳ

-75]에 나타내었다. 이는 화석연료(석탄, 가스, 석유) 연소기술을 사용하는 화력

발전소에서 환경으로 배출되는 오염항목의 최대허용 농도를 규정한 것이다.

아래와 같은 허용 농도 기준은 새로운 화력발전소를 건설하거나, 현재 운영이

되고 있는 화력발전소를 개선하고 확장하는 프로젝트에 대한 환경요구를 평가하

고 심사하는 것에 적용된다.

석탄을 사용하는 화력발전소의 경우 배기가스에 있는 잔류 산소의 농도는 6%

, 가스터빈의 경우 배기가스에 있는 잔류 산소의 농도는 15%이다.

항목사용 연료

측정방법석탄 석유 가스

먼지 200 150 50베트남기준

5977:1995

NOx

650 (코팅물질-coating material 함

량이 10% 이상인 석탄)

1000 (코팅물질-coating material

함량이 10% 이하인 석탄)

600 250베트남기준

7172:2002

SO2 500 500 300베트남기준

6750:2000

[표 Ⅳ-75] 화력발전소의 배기가스에 있는 NOx, SO2, 먼지의 최대허용농도

(단위: ppm)

※출처: 베트남 환경국 KOTRA 자료(2011.06)

- 193 -

7.2 행정적 타당성 검토

1) 발전소 설립 인허가

본 사업단은 Tan Duc 공단 내의 발전 사업소 설립을 위하여 Tan Duc 공단

관리 회사와의 토지 계약 후, 롱안 공업 인민회 및 공업국으로부터 인허가를 받

을 계획이다. 공단 인민위원회의 인허가 담당 대행기관인 LAIZA로 부터 제공받

은 베트남 인허가 절차는 <그림 Ⅳ-41>와 같다.

- 194 -

<그림 Ⅳ-41> 인·허가 절차

- 195 -

2) 민자 발전 사업

민자발전(IPP; Independent power project)이라 함은 발전 사업에 필요한 투자,

개발, 판매에 소요되는 자금이 정부자금 없이 운영되는 사업을 일컫는다. 민자

발전 사업은 BOT(build-operate-transfer), BOO(build-own-operate) 또는 베트

남 법에 의거하는 다른 형식을 통해 투자된다.

① 전력 법규 및 제도

ㄱ. 투자 허가

해외 투자 기업을 설립하여 운영하기 위해서는 해외 투자자는 투자허가서와

전력 운영 허가서를 발급 받아야 한다.

㉠ 투자 허가서 (사업등록서 포함)

베트남은 공단 육성 및 산업 활성화를 위해 공단 및 경제지구 관리단을 별도

로 두고 있다.

지방 정부는 지방 정부가 속해있는 지역의 투자 계획 서류를 수령하고 산업단

지, 수출단지, 과학산업단지 그리고 경제구역은 해당 위원회에서 그 지역에 알맞

은 투자 계획서를 수령한다. (출처 : 법령 108/2006/ND-CP의 조항 40)

투자 허가 및 수여기관은 투자 규모와 종류에 따라 구분되는데 지방 위원회

혹은 산업단지, 수출단지, 과학산업단지 그리고 경제 구역의 해당 위원회가 맡고

있다.

예로 산업단지, 수출단지, 과학 산업단지 그리고 경제구역 안에서 실행되는 투

자 계획과 베트남 수상으로부터 승인된 투자 계획서에 관해 산업단지, 수출단지,

과학산업단지 그리고 경제구역 위원회가 투자 등록과 투자 허가서를 수여할 수

있으며 경제구역 외의 지역에서의 투자계획과 승인된 투자 계획서에 관해 지방

위원회가 투자 등록과 투자 허가를 수여할 수 있다. (출처 : 베트남 법령

108/2006/ND-CP 조항 38)

㉡ 운영 허가

발전소의 건설이 완공된 후 전력 생산을 위해 투자자는 반드시 운영허가서를

- 196 -

교부받아야 하며 전력 운영 허가서에 관하여 2006년 9월 6일에 발표된 결의

32/2006/QD-BCN을 통해 운영 허가서에 관한 추가, 폐지 그리고 관리를 위한 허

가서 승인에 대하여 필요조건, 획득순서 그리고 승인 절차에 관한 법률을 공표하

였다.

산업부(MOI)로부터 운영 허가서를 승인 받는 업체는 3MW이상 전력 생산 발

전소, 전력 분배 업체 그리고 전력 판매 활동을 수행한다. 지방 위원회는 직접적

혹은 관련 부서를 통해 3MW 이하 전력 발전소 건설 활동과 관련하여 운영 허

가서를 수여하고 있다.

운영 허가서의 유효기간은 베트남 수상으로부터 승인된 발전소 건설 사업 중

국내의 사회경제, 방위 정책, 안보에 큰 영향을 미치는 대규모 발전소 건설 사업

의 경우 50년의 유효 기간이 주어지며 그 외 운영 허가서의 유효 기간은 30년이

다.

또한 3MW 이상의 전력 발전소 투자 사업은 산업부(MOI)의 국영 업체인

Electricity Regulatory Authority of Vietnam(ERAV)이 운영 허가서 서류 신청

을 수령하고 있다.

② 입찰 준비

민자발전사업(IPP)은 입찰과정을 거쳐 정부 승인절차에 따라 진행된다. 입찰

준비 시 소요되는 서류는 아래와 같으며 입찰에 참가하기 위한 사업형태는 앞서

언급한 바와 같이 BOT 또는 BOO형식을 따른다.

- Application for prequalification (입찰 참가 자격 사전 심사 지원서)

- Preliminary joint venture agreement (합작 투자 사전 협의서)

- List information of investor (투자자 정보)

- List of using export and foreign techinal personnel (파견된 기술 인력)

- List of financial ability of investor (투자자의 재정확인서)

- List of similar execution contracts (체결 완료된 계약서)

- List of contracts under execution (체결 진행 중인 계약서)

- Investment Reports or Investment Application Reports(투자(신청)보고서)

또한 민자발전사업 입찰에는 100% 외국인 투자자도 입찰 참여가 가능하며 미

리 베트남에 현지 법인을 설립할 필요는 없다. 그러나 본 입찰에 참여하기 위해

서는 베트남 전력청 또는 전력 도매업자와 체결한 전력구입 계약서를 구비하여

- 197 -

야 하며 투자계획서를 준비하여야 한다.

민자발전사업(IPP)은 아래의 표와 같이 3가지로 분류되며 입찰에 참여하기 위

해 회사 자본 금액은 가군의 경우 전체 프로젝트 금액의 15%이상, 나군 및 다군

의 경우는 30% 이상이여야 한다.

프로젝트 분류 기준

‘가' 프로젝트 총 투자 금액 750억원(USD 78,947,370)

‘나' 프로젝트총 투자 금액 35∼750억원

(USD 3,947,368.42～USD 78,947,370

‘다' 프로젝트 총 투자금액 35억원(USD 3,947,368.42) 이하

[표 Ⅳ-76] 민간 발전 사업 분류 기준

③ 정부 승인 절차

ㄱ. 입찰등록 : Ministry of Industry and Trade(MOIT) 또는 Department of

Industry and Trade of provincial/city level(DOIT)에 의해 발표된다.

ㄴ. 공개 낙찰

ㄷ. 감정 및 평가

ㄹ. BOT 계약서 협상

ㅁ. 투자허가서 발급

ㅂ. IPP 시공

ㅅ. 전기 면허 발급

- 198 -

8. 위험 분석

베트남은 국제 ODA의 최대 수혜국으로 이 같은 자국 환경보호와 환경 분야

CDM의 프로젝트에 별도로 국제기구 및 외국정부와 연계된 기업의 집중 참여가

예상되는 등 향후 유망한 시장으로 평가된다. 하지만 탄소 배출권 확보를 위한

각국 정부와 민간기업의 경쟁이 더욱 치열해질 것으로 전망된다.

또한 베트남은 발전 가능성이 유망한 시장이나 인프라시설 부족, 부패와 관료

주의, 법체계 미비, 기업 및 산업별 경쟁력 기반 취약으로 향후 한국기업의 현지

진출 시 다양한 애로점이 발생할 가능성이 높다.

본 사업과 같이 민간전력공급사업(IPP) 구도로 추진시 발생되는 위험이 있다.

IPP 투자자는 높은 전력 구입가를 원하고, 전력 구매사의 경우 낮은 전력 구입

가를 원하기 때문에, 늦은 전력 구입가 체결은 IPP 투자자에게 불이득을 줄 수

있다. 국내의 대부분 민간전력공급사업(IPP) 투자자 및 개발자들은 발전소 건설

시작 후 베트남 전력공사와 전력 구매가격협상을 하였고 전력 구입가 협상이 끝

난 업체는 Song Dong 석탄 화력 발전소 투자자 VINACOMIN의 업체와 같이

발전소 건설이 거의 완료되었지만, 전력 구입가를 체결하지 못한 업체들도 있는

실정이다. 그러므로, 베트남에서 IPP 발전 사업에 투자하는 경우, 발전소 건설

이전에 전력 구입가 협상을 체결하는 것이 바람직 할 것이다.

베트남 현지 회사인 한비나 에너지(주)와 협력하여 위와 같이 베트남사업에서

발생할 수 있는 위험을 분석하고 보다 안정적인 사업구도 및 진행을 모색하였다.

Ⅴ. 사업추진 세부계획 수립

1. 세부 추진 일정 및 계획 1.1 추진 일정 1.2 건설공정 계획 1.3 설비운전 계획 1.4 인력운영 계획 및 유지관리비 산정 2. 사업비 조달 방안 3. 세부 일정

- 201 -

Ⅴ. 사업추진 세부 계획 수립

1. 세부 추진 일정 및 계획

1.1 추진 일정

본 사업의 타당성 조사 과업 완료 이후, 우선적으로 사업 추진 사업단(T/F팀)

을 결성하여 사업 출자자를 확정짓고 베트남 투자법인(SPC)을 설립한다. 이와

같은 추진항목이 완료된 뒤 스팀(열) 공급 계약 및 전력 구매 계약을 체결하여

본 사업의 수익 안정성을 확보하고 출자자들의 투자금 납입이 이루어지도록 추

진하여 베트남 정부 투자허가서 및 사업 허가 신청서를 제출 및 승인 받는다.

위와 같은 추진일정과 더불어 기본 및 실시설계를 시작하여 2013년 6월 이전

에 설계를 완료하도록 한다. 착수 가능한 건설공사 일자는 설계 작업이 완료된

2013년 7월경으로 예상하며 공사기간은 약 18개월이다. 따라서 2014년 12월 공사

준공이 완료되면 발전소 운영이 시작되며 2015년 1월에 본 발전소를 통한 스팀

(열) 및 전기가 생산된다.

타당성 조사 완료 이후, 베트남 롱안성 Tan Duc 공단 열병합 건설사업 예상

사업추진 일정은 [표 Ⅴ-1]과 같다.

- 202 -

항 목2012 2013

공사기간(18개월)

2015 01

12월 1월 2월 3월 4월 5월 6월 1주 2주 3주 4주

사업 출자자 확정 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

사업 추진 사업단 (T/F팀) 구성 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

열(스팀)공급계약 체결 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

전력 구매계약 체결(EVN/수용가) 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

출자자 투자금 납입 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

베트남 투자법인(SPC)설립 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

베트남 정부 투자허가서 제출/승인 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

사업허가 신청서 제출/승인 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

기본 및 실시설계 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

공사계약 및 착수 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

공사 준공 및 운영개시 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅴ-1] 사업 추진 일정(F/S 완료 이후)

- 203 -

1.2 건설공정 계획

1) 기본적 고려사항

건설 공정은 현재 열병합발전설비를 제작, 판매하고 있는 터빈 제작회사의 표

준 건설 공정과 열병합발전설비의 국내 건설 실적 자료를 참조, 검토하여 작성하

였으며, 공정표 작성에 고려한 주요 기본 사항은 아래와 같다.

- 입찰 안내서 작성

- 입찰 제의서 평가 및 주기기 계약

- 주 보일러 제작

- 터빈/발전기 제작

- 건설 및 시운전

2) 건설 공정

열병합발전설비를 건설하기 위하여, 필요한 건설 기간은 기본 계획, 기본 및

실시 설계 수행과 평가, 부지정지, 주기기 제작과 운송, 건설기간을 가산하여 2년

정도의 기간이 소요된다. 본 보고서에 첨부된 공정표는 건설 기간 중에 예상치

못한 공기 지연 요소가 발생했을 때 만회할 수 있는 여유를 고려치 않고 작성된

것이므로 열병합발전설비 건설이 확정되는 시점부터 정확한 공정 관리가 특히

요구된다.

건설공정은 부록의 “건설공정예정표”에 자세히 수록하였다.

- 204 -

1.3 설비운전 계획

1) 설비운전 기본 방향

열병합발전시설은 롱안성 Tan Duc 공단의 열부하, 시간대별 전력가격 및 운

전특성을 고려하여 수익이 최대가 되는 방향으로 설비의 가동시간과 운전모드를

설정한다.

2) 열공급 운전계획

수용가에서 요구되는 열부하에 대한 관련 설비의 열공급은 스팀 공급온도와

회수온도차에 공급량을 곱한 값이다. 회수 온도가 일정할 경우 스팀 공급/회수

온도차를 크게 하면 공급온도가 높아져 열손실이 증가되나 공급유량이 줄어서

동력이 절감된다. 열손실 보다 설비가동 동력절감이 더 이익인 점을 고려하고,

향후 열병합시설의 열공급 실적 (공급, 회수온도 및 공급유량)을 참조하여 경제

운전을 실시할 수 있도록 온수공급, 회수설계온도를 설정한다.

열병합시설의 열공급 방법에는 정온도 변유량 방식과 변온도 정유량 방식으로

크게 두 가지로 분류할 수 있다. 외기 온도에 따른 변온도 정유량 방식으로 채택

할 경우 열원시설에서 수용가에 공급되는 시간차에 따라 수용가 외기온도에 적

합하게 적응하기가 곤란하다. 열원시설 내에 유량변동에 적응할 수 있는 유량변

속 펌프가 설치되어 수용가 부하에 따라 추종 운전이 가능하므로 일평균 외기온

도에 따른 정온도 변유량 운전 방식으로 선정한다.

부록 “열병합 발전사업 - 집단에너지 공급규정”과 “열공급 계약서”에 의하여

발전소와 수용가의 열 사용에 관한 계약을 체결하고 규정에 따라 운영한다.

- 205 -

1.4 인력운영 계획 및 유지관리비 산정

1) 인력운영 계획

발전소의 운영인력 구성은 [표 Ⅴ-2]와 같다.

법인장 (1)

발전 (27) 연료 (59)

시설 운영 (18) 관리 (9) 연료수급 (47) 정비 (12)

기계팀 전기팀 공무팀 관리팀 수송팀 펠릿팀 수송팀 펠릿팀

팀장 3

계원 3

팀장 3

계원 3

팀장 3

계원 3

관리3

경비3

식당 3

팀장 2

계원 11

팀장 17

계원 17

팀장 3

계원 3

팀장 3

계원 3

[표 Ⅴ-2] 운영인력 조직도

운영인력 구성은 연료수급부서를 제외한 법인장 및 시설운영부, 관리부, 정비

부서의 각 팀장은 한국인으로 배치하여 시설운영의 안정화 및 체계화를 도모하

였으며 추가적으로 베트남 내 숙련된 기술자를 팀장으로 배치하여 인건비를 줄

이도록 한다.

각 팀원은 경력자 및 신입을 사전, 수시 교육하여 인건비 및 운영의 안정화를

도모한다.

운영인력 구성도는 인력 국가별, 부서별로 [표 Ⅴ-3]에 제시되었다.

- 206 -

구 성 한국인 베트남인

법인장 1

시설 운영

- 기계팀장 1 2

- 팀원 3

- 전기팀장 1 2

- 팀원 3

- 공무팀장 1 2

- 팀원 3

관리

- 관리팀원 3

- 경비 3

- 식당 3

연료 수급

- 수송팀장 2

- 팀원 11

- 펠릿팀장 17

- 팀원 17

정비

- 수송팀장 1 2

- 팀원 3

- 펠릿팀장 1 2

- 팀원 3

총 계 6 81

[표 Ⅴ-3] 발전소 운영인력의 구성

- 207 -

2) 운영 부처의 수행업무 및 역할

① 법인장

법인장은 발전소의 모든 업무를 총괄한다.

② 시설운영

기계, 전기, 공무로 3분화된 구조로 되어있으며 발전시설을 운영함에 필요한

제반사항을 업무로 한다. 주요역할은 모니터링, 주요설비, 부속설비의 점검 및 경

정비 등이다.

③ 관리

관리팀은 발전시설의 회계, 경비, 식당운영 등을 주 업무로 하며 편의시설 및

주시설의 보호, 열 및 전기 사용량에 따른 수용가의 대금 청구 및 수금 업무를

한다.

④ 연료수급

발전시설에 소요되는 연료 수급의 제반업무를 담당한다.

수송팀은 각 도정공장의 펠릿제조시설에서 제조된 펠릿을 발전소로 수송하는

역할을 하며 펠릿팀은 펠릿제조시설 운영을 담당한다.

⑤ 정비

발전시설의 펠릿제조장치와 수송설비를 정비한다.

시설이 가동되는 2014년도부터 열수요 증가에 따라 설비를 가동하여 열 및 전

력을 공급하게 되며, 안정적인 시설운영 및 에너지공급이 되도록 운전경험이 풍

부한 인력기준으로 사전교육 및 훈련을 통한 전문인력으로 구성한다.

경영효율화를 추구하여 최소한의 인력으로 열원운영을 계획하였으며, 고객지

원, 기계, 배관, 계전, 설비, 전기 등 열병합시설의 최적가동을 위한 조직을 구성

한다.

- 208 -

3) 유지관리

발전소 보수정비 분야에서 많은 경험과 인력을 보유하고 있는 회사와 용역계

약을 체결하여 정기보수작업을 시행함으로써 시설을 최상의 상태로 유지 관리한

다.

4) 비상시 운전 계획

발전 시설의 운전정지로 인한 대처방안은 부록의 “열병합발전사업 - 집단에너

지 공급규정”에 근거하며 운영인력은 비상조치 대응 매뉴얼에 의하여 신속, 정확

하게 정비하여 재가동시간 단축을 위하여 노력한다.

① 수용가 - 전력공급

EVN에서 수전하여 각 수용가에 공급함을 원칙으로 하며 비상기간동안 소요된

전력 구매비용은 집단에너지 공급규정에 따라 발전소에서 지불하며 각 업체간

계약된 전력구매비용에 상계한다.

② 수용가 - 열공급

집단에너지 공급규정에 따라 수용가에서 보유한 보일러를 가동하여 열을 공급

함을 원칙으로 하며 수용가의 스팀 중 잔여스팀은 열배관망을 통하여 필요로 하

는 수용가에 공급한다. 이때 발생한 비용은 규정에 따라 발전소에서 구매한다.

③ 발전시설 - 전력공급

비상 정지 후 초기가동에 소요되는 전력은 EVN에서 수전함을 원칙으로 한다.

- 209 -

1.5 환경오염방지계획

연소로에서 발생된 배기가스와 열전달과정에서 발생된 처리수, 열병합 발전에

서 발생된 소음, 진동에 의한 환경오염을 방지하기 위하여 수립된 계획이다.

바이오매스를 연료로 사용하는 열병합발전소는 화석연료를 사용하는 발전소에

비하여 연료자체가 함유하고 있는 황, 중금속 등의 성분이 매우 적어 배기가스

내 오염원의 종류, 양 등이 매우 적다.

이러한 이유로 탈황설비, 다이옥신 제어설비, 탈질설비 등 대기오염방지장치는

그 규모가 적거나 없다.

일반적인 발전시설의 환경오염방지설비 중 대기오염방지설비를 제외한 수질,

소음진동 방지설비는 기존의 화력발전설비와 동일하다.

바이오매스를 주 연료로 하는 롱안성 열병합 발전소에 적용되는 환경오염방지

시설은 다음과 같다.

1) 설비계획

대기오염 방지계획의 설비계획은 [표 Ⅴ-4]와 같다.

하단의 [표 Ⅴ-4]에서 보는 바와 같이 대기오염 방지계획을 4분류로 구분하였

으며 대기오염 방지계획은 연소로에서 발생한 배기가스에 의한 대기오염을 방지

하기 위하여 수립되었다. 오염물질제거 최적공정 및 설비계획은 시설구성에 관한

것이다.

- 210 -

구 분 계 획 내 용

대기오염

방지계획

⋅오염물질 발생 최소화 및 최적연소로 오염물질 발생

최소화

⋅가동실적 및 처리성능이 검증된 대기오염방지설비로

대기오염물질 발생 최소화

⋅비산재 저감 및 고온유지를 통하여 대기오염물질의 발

생량을 최소화함

오염물질제거

최적공정 및

설비계획

⋅국내․외에서 검증된 공정(멀티사이클론→ 건식세정탑

→ 백필터)으로 신뢰성 확보

⋅방지시설계획으로 오염물질의 제거를 극대화함

- 질소산화물과 산성가스 제거설비의 경우 SNCR, 소석

회 분무, 습식세정탑으로 설계하나 금회의 경우 신재생

에너지로 미 발생에 따라 미반영함

- 다이옥신 제거설비의 경우 활성탄 분무, 백필터, 습

식세정탑의 복합적인 시스템으로 오염물질의 제거 극

대화가능하나, 금회의 경우 신재생에너지로 미 발생에

따라 미반영함

주변지역 영향

최소화 계획

⋅충분한 굴뚝의 높이 확보로 통풍력 확보를 통한 착지

농도가 최소화되게 계획함

소음 ․ 진동

방지계획

⋅소음․진동에 대한 배출허용기준 보증을 위한 방안 검

토로 최적의 방지대책 수립

⋅소음․진동 발생기기를 별도의 공간에 집중적으로 배

치하여 소음진동을 효과적으로 방지

⋅주거지역과 최대한 이격되도록 배치

백연 저감 계획⋅백연저감 열교환기를 설치하여 배출가스 온도를 승온

하여 배출

[표 Ⅴ-4] 대기오염 방지 설비계획

주변지역 영향 최소화 계획과 백연 저감 계획은 매연 등 입자상물질의 낙하를

방지하고자 설계된 계획 및 백연발생으로 인한 민원소지를 해결하기 위하여 수

립된 계획이다.

소음, 진동 방지계획은 시설물에서 발생하는 소음진동으로 인한 환경오염을 방

지하기 위하여 수립된 계획이다.

- 211 -

2. 환경오염 방지 공정계획

환경오염 방지 공정계획에서는 대기오염 방지공정의 각 구성장치, 설계반영사

항, 주요설비의 구성 및 원리에 관한 내용이다.

대기, 수질, 소음 진동의 기준은 국내 기준으로 일괄 적용하였으며 그 이유는

현지보다 강화된 기준으로 설계하여 추후 환경오염으로 인한 민원 등을 미연에

방지하기 위함이다.

2.1 대기오염 방지공정

사이클론 백필터 건식 반응탑백연 저감

열교환기

∙ 분진 제거∙ 분진, 중금속,

다이옥신 제거∙ 산성가스 제거 ∙ 백연발생 억제

[표 Ⅴ-5] 대기오염 방지공정의 구성장치

[표Ⅴ-5]에서 보는 바와 같이 대기오염 방지공정은 사이클론, 백필터, 건식반응

탑, 백연저감 열교환기로 구성된다.

- 212 -

2.2 설계반영사항

[표 Ⅴ-6]은 입자상 물질의 제거와 탈황 설비의 설계반영사항을 나타낸 것이

다.

항 목 고 려 사 항 설 계 반 영

먼지제거설비

∙ 백필터 및 전기집진기 비교∙ 미세분진 제거효율 및 중금속

제거가 탁월한 백필터 반영

∙ 사이클론 및 습식 분진제거

장치 비교

∙ 미세분진 제거효율 및 처리수

미발생되는 사이클론 반영

건식반응탑∙ 건식 반응탑 및 습식 반응

탑 비교

∙ 처리수가 발생되지 않는 건식

반응탑 반영

[표 Ⅴ-6] 대기오염 방지공정의 설계반영사항

- 213 -

2.3. 주요설비의 구성 및 원리

[표 Ⅴ-7]의 구조 및 기능에서 서술된 내용과 같이 백필터, 건식반응기, 사이클

론을 본 사업의 환경오염 방지시설로 적용한다.

구 분 설비 구조 및 기능 형 태

백필터

∙ 순간적인 과부하에도 안정적

처리효율 유지

∙ 탄소섬유 등 양도체 분진까

지 처리가능

∙ 유해가스(HCl, SOx) 등의

제거효과 높음

∙ 미세분진 및 다이옥신 포집

효율 높음

건식

반응기

∙소석회 투입 반응하여 탈황

∙저렴한 유지관리비용

∙ 배출가스가 세정탑 통과시

탈황되므로 시스템의 변화에

관계없이 안정적 처리 가능

∙ 충분한 체류시간 확보로 탈취

효율 극대화

∙ 별도의 에너지사용이 없음

사이클론

∙ 구조가 간단, 설치비용 저렴

∙ 고온가스 처리에 적합

∙ 저렴한 유지관리비용

∙ 적은비용으로 효율적인 제진

가능

∙ 분진 제거 가능

[표 Ⅴ-7] 주요설비의 구성 및 원리

- 214 -

2.4 기타환경오염방지 공정

[표 Ⅴ-8는]은 소음진동 방지시설 및 비산재를 처리하는 시설로 구분하였다.

구 분 환경오염 방지 계획 설 계 적 용

소음 진동

방지시설

∙ 소음이 심한 기기실(공기압축기실)은

별도의 방음실 구획, 소음기 부착

∙ 진동 발생 기계류는 별도의 공간에 집

중 배치 및 공진현상 방지, 독립기초

∙ 소음기기 별도 구획 구성

∙ 독립기초

비산재

처리시설

∙ 비산재 비산방지를 위한 비산재 저장조

에 집진기 설치

∙ 재저장조 상부에 집진기

설비 채택

∙ 톤백 배출

[표 Ⅴ-8] 기타환경오염방지 공정

2.5 환경오염 방지설비 산정기준

[표 Ⅴ-9]는 [표 Ⅴ-4∼8]의 설비의 설계기준이 되는 표이다.

구 분 설 계 적 용 선 정 기 준

효율성

∙ 연속운전 증대를 고려한 건식반

응 시스템 적용

∙ 3중 산성가스 제거시스템 구축

∙ 산성가스와 다이옥신 중금속 동

시 제거

∙ 효율이 우수하고 설비의

안정적 운전이 가능한

설비 적용

연계성

∙ 먼지 제거 ➜ 백필터

∙ 산성가스 ➜ 건식시스템 + 백

필터

∙ 다이옥신 제거 ➜ 활성탄 공급

설비 + 백필터

∙ 각 처리 설비간 상호작

용에 의하여 처리효율을

극대화 할 수 있는 설비

선정

보수의

용이성

∙ 설비의 구조를 간단하게 설계

∙ 분해 결합이 용이하도록 플랜지

형식 설계

∙ 고장이나 막힘 가능성이

높은 설비는 보수 점검

이 용이한 구조로 구성

[표 Ⅴ-9] 환경오염 방지설비 산정기준

- 215 -

2.6 연소가스 처리설비

1) 설비개요

유동층 보일러에서 배출되는 다량의 유해물질(먼지, 염화수소, 황산화물, 질소

산화물 등)을 함유한 850℃이상의 고온연소가스가 냉각설비를 거치면서 연소가

스 처리설비 적정 입구온도 이하로 냉각되며, 연소가스 처리시설을 설치하여 배

출허용기준과 설계기준을 준수하도록 하는 설비이다.

본 설비의 구성은 크게 집진설비, 유해가스 제거설비로 구성된다.

2) 설비계통

① 연소가스는 백필터로 유입되어 미세먼지를 제거하며, 백필터 유입 전에 소석

회와 활성탄을 연도내에 분무시켜 연소가스 중에 함유한 HCl, SOx, 중금속을 비

롯한 다이옥신을 흡착제거 하게 된다.

② 백필터 출구 연소가스는 저온열풍건조기에 유입되어 슬러지건조 열원으로 사

용된다.

③ 저온열풍건조기에서 슬러지 건조 열원으로 사용 후 배출된 가스는 사이크론

을 통과하여 배출된다.

④ 사이클론을 통과한 배출가스는 백연저감열교환기에 의해 백연 저감되어 굴뚝

을 통해 고공으로 확산된다.

2.6 환경오염 방지 설계기준

환경오염 방지 설계기준은 대기, 수질, 소음, 진동으로 구분하였으며 각 기준에

적합한 설계를 하였다.

설계기준은 현지의 기준보다 강화된 국내 설계기준을 적용하였다.

- 216 -

1) 대기오염물질 설계기준

오염물질의 종류 단 위배출허용기준

(2010.1.1 이후)설 계 기 준

가

스

상

물

질

암모니아 ppm 30(12) 이하 30(12) 이하

일산화탄소 ppm 50(12) 이하 40(12) 이하

염화수소 ppm 20(12) 이하 10(12) 이하

황산화물 (SO2로서) ppm 30(12) 이하 25(12) 이하

질소산화물 (NO2로서) ppm 70(12) 이하 70(12) 이하

이황화탄소 ppm 10 이하 10 이하

포름알데히드 ppm 5 이하 5 이하

황화수소 ppm 2(12) 이하 2(12) 이하

불소산화물(F로서) ppm 2(12) 이하 2(12) 이하

시안화수소 ppm 10 이하 10 이하

브롬화합물(Br로서) ppm 5 이하 5 이하

벤젠 ppm 20 이하 20 이하

페놀화합물(C6H5OH로서) ppm 4 이하 4 이하

수은화합물 (Hg로서) mg/N㎥ 0.08(12) 이하 0.08(12) 이하

비소화합물 (As로서) ppm 0.5(12) 이하 0.5(12) 이하

입

자

상

물

질

먼 지 mg/N㎥ 20(12) 이하 10(12) 이하

카드뮴화합물 (Cd로서) mg/N㎥ 0.02(12) 이하 0.02(12) 이하

납화합물 (Pb로서) mg/N㎥ 0.2(12) 이하 0.2(12) 이하

크롬화합물 (Cr로서) mg/N㎥ 0.5(12) 이하 0.5(12) 이하

구리화합물 (Cu로서) mg/N㎥ 5 이하 5 이하

니켈 및 그 화합물 mg/N㎥ 20 이하 20 이하

아연화합물 (Zn로서) mg/N㎥ 5 이하 5 이하

비 산 먼 지 mg/N㎥ 0.5 이하 0.5 이하

매 연 도 2 이하 1 이하

다 이 옥 신 ng-TEQ/N㎥ 0.1 이하 0.1 이하

[표 Ⅴ-10] 국내 대기오염물질 설계기준

주) 1. ( )는 표준산소농도(O2의 백분율)를 말한다.

2. 기타 대기오염물질의 배출허용기준은 대기환경보전법을 따른다.

신재생 에너지 중 왕겨를 이용한 설비의 중금속에 의한 대기 오염치는 낮을

것으로 예상되며 추후 성상조사를 통하여 반영될 것이다.

- 217 -

2) 수질오염방지 대책

[표 Ⅴ-11]은 베트남의 폐수처리 규정이다. 열병합발전소의 예상 배출 수질은

1급 처리 수준에 근접하며 공단 내 종말처리장으로 배출된다.

지 수기초 처리된 폐수

(1급 처리)2급 처리된 폐수 3급 처리된 폐수

(1) (2) (3) (4)

pH 6~9 6~9 6~9

BOD (mg/l) 100~200 10~30 5~10

SS (mg/l) 100~150 10~30 5~10

T-N (mg/l) 20~40 15~30 3~5

T-P (mg/l) 7~15 5~12 1~2

[표 Ⅴ-11] 베트남의 폐수처리규정

[표 Ⅴ-12]는 예상되는 폐수의 수질이다.

폐수처리 계통은 열 생산 시설에서 발생되는 폐수를 폐수 특성별로 구분 집수

하여 적정 처리 후 최종 방류수조를 거쳐 방류시키는 설비이다. 이들 폐수는 물

리/화학적 처리 방식을 적용하여 중화, 침전, 응집, 여과, 흡착처리를 거쳐 처리

수는 방류되고 슬러지는 농축, 탈수 등의 공정을 거치며 탈수 케익은 위탁처리

한다. 보일러 산세정, 터빈발전기 폐윤활유 등은 전문처리 업체에서 처리하는 것

으로 한다.

구 분 BOD COD SS TN TP

생활오수 150 150 100 40 10

청소수 80 80 80 50 5

응축수 1900 800 500 700 10

냉각수(방류수) 8 18 8 18 1.5

예상배출수질 61.2 40.1 22 37.1 1.8

[표 Ⅴ-12] 열병합시설의 예상 폐수 수질

- 218 -

3) 소음.진동 방지계획

[표 Ⅴ-13]은 국내 소음진동 설계기준으로 현지보다 강화된 규제치이며 [표 Ⅴ

-14]는 설계기준을 만족하기 위한 발생원의 방지계획이다.

항 목 내 용 단 위 허용기준 설계기준

소

음

충격음 ∙충격음 성분이 있을 경우 dB(A) 45 45

시간별

∙낮 06：00 ~ 18：00

∙저녁 18：00 ~ 24：00

∙밤 24：00 ~익일 06：00

dB(A)

50

45

40

50

45

40

진

동시간별

∙낮 06：00 ~ 22：00

∙밤 22：00 ~ 06：00dB(V)

60

55

60

55

[표 Ⅴ-13] 소음, 진동 설계기준

구분 주요기기 방지계획

회전기기류 펌프류, 송풍기류∙ 가능한 저속회전기기 선정

∙ 베어링부 급유, 예방정비 계획 수립

충격음기기류 공기압축기 ∙ 별도 구획, 방음시설 계획

기타설비보조보일러, 냉각

탑 등

∙ 별도 구획

∙ 수격방지를 위한 배관계획

[표 Ⅴ-14] 기기별 소음, 진동 방지계획

- 219 -

3. 사업비 조달 방안

사업비는 약 286.5억원이다. 사업비의 70%는 금융권에서 조달하므로 이를 제

외한 총 사업비의 30%인 86.5억원에 대한 사업비 조달은 국내 자본으로 할 예정

이다.

본 사업단은 다양한 투자 주체와의 협의를 통하여 사업의 참여의사를 확인하

고 있으며, 다양한 조건을 바탕으로 검토 중에 있다. [표 Ⅴ-15]는 지금까지 조사

된 사업비 조달 방안 중 가장 실현성이 높은 방안이며, 이에 대한 세부적인 사항

은 금융권 및 각 투자 당사자와의 협의를 통하여 진행할 것이다.

참여 회사 투자 금액 지분율

자기

자본

사업 개발자11.5억원(현물출자)

25.2%1억원 (타당성 조사비)

건설회사 10억원 10.1%

바이오그린에너지펀드 64억원 64.7%

계 86.5억원 100%

타인

자본금융권(대출)

200억원

(총 사업비의 70%)

합계 286.5억원

[표 Ⅴ-15] 참여회사 및 회사별 분담 금액 예상안

현재 논의 중인 건설사는 D, H1, H2사 이며, 이중 D사의 경우 본 사업 투자에

관하여 세부 논의가 진행 중에 있다.

- 220 -

항 목 공정율2011 2012

8월 9월 10월 11월 12월 1월 2월사업 타당성조사 용역 　　　　　　　　　　　　　　　사업 타당성 조사 용역 체결 　　　　　　　　　　　　　　　사업대상지 현황조사 4% 　　　　　　　　　　　　　　원료수급 계획 현지조사 5% 　　　　　　　　　　　　　　열,전력수요 조사 및 공급계획 수립 5% 　　　　　　　　　　　　　　열 및 전기 생산설비 검토 5% 　　　　　　　　　　　　　　열병합 발전소 시설계획 5% 　　　　　　　　　　　　　　개략 사업비 산정 5% 　　　　　　　　　　　　　　개략 운영비 산정 4% 　　　　　　　　　　　　　　개략 경제성 검토 / 중간보고 7% 　　　　　　　　　　　　　　

중간보고 40% 　　　　　　　　　　　　　　수요자 열(스팀) 구매확인서 접수 3% 　　　　　　　　　　　　　　전력 구매확인서 접수(EVN/수용가) 3% 　　　　　　　　　　　　　　열병합 발전소 확정 및 상세계획 8% 　　　　　　　　　　　　　　원료공급 확인서(도정공장) 2% 　　　　　　　　　　　　　　열 배관망 구성 4% 　　　　　　　　　　　　　　유틸리티 계획 수립 4% 　　　　　　　　　　　　　　환경오염방지 계획 수립 4% 　　　　　　　　　　　　　　사업비 산출 4% 　　　　　　　　　　　　　　경제성 분석 4% 　　　　　　　　　　　　　　재원조달 계획 및 출자자의 구성 7% 　　　　　　　　　　　　　　사업추진 및 운영계획 수립 4% 　　　　　　　　　　　　　　

[표 Ⅴ-16] 타당성 조사 (F/S)

4. 세부 일정

Ⅵ. 공단의 참여방안 수립

1. 재정 투자 방안 2. 사업수행방안

- 223 -

Ⅵ.공단의 참여방안 수립

1. 재정 투자 방안

한국환경공단은 2011년부터 본 사업에 대한 타당성평가에 대하여 9천2백만원

을 지원하였으며, 이에 상응하는 탄소배출권 또는 사업 참여권의 확보에 대한 권

리를 지니고 있다.

이에 따라 본 사업에서는 한국환경공단의 참여 방안에 대하여 다음의 경우를

고려하여 검토하였다.

1) 탄소배출권 확보

한국환경공단의 경우 환경부의 소속기관으로서 향후 기후변화협약의 의무저감

에 대비하여 탄소배출권을 통하여 본 사업에 투여된 타당성 조사 비용의 회수를

검토할 수 있다.

구 분 최상의 경우 현재 거래가 2014년 예상 최악의 경우

탄소배출권

가격1) 1 EURO 4.3 EURO 11 EURO 15 EURO

필요 CER2) 63,448 ton 14,755 ton 5,768 ton 4,229 ton

회수기간3) 3년 3년 3년 3년

1) 현재 거래가격의 경우 Blue Next 2012년 02월 기준 Green CER 톤당 Spot 가격을

적용하였음.

2) 탄소배출권 예상 가격의 경우 BACLAYS 예측자료를 활용하였음.

3) CDM 등록기간을 포함하는 것을 기준으로 하였음.

* 1EURO=1,450KRW를 기준으로 하였음.

[표 Ⅵ-1] 탄소 배출권 예상 거래가격

- 224 -

2) 지분의 확보

본 사업에 투입되는 자기 자본의 70%이상은 한국환경공단에서 운영에 참여하

는 바이오그린에너지펀드에서 지원될 것이다. 따라서 본 사업의 개발에 투입된

한국환경공단의 투자비용을 선투자로 인정하여 지분율을 자기자본비율에 포함하

여 산정하는 것을 검토할 수 있다.

본 사업에 투입되는 자기자본의 총액은 약 86.5억원으로 한국환경공단의 선투

자비용을 사전 개발비용을 감안하여 전체 지분의 약 3%의 투자로서 인정된다.

이에 따라 한국환경공단의 기존 펀드 지분율(64.7%) 및 3%의 선투자금을 고

려한다면 한국환경공단이 본 사업의 운영에 있어 주도적인 역할을 갖고 본 사업

의 주요 결정 사안을 추진할 수 있는 장점을 갖는다.

- 225 -

2. 사업수행시 참여방안

1) 바이오그린에너지펀드 참여

바이오그린에너지펀드는 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업을 국가적 성장

동력으로 육성하기 위한 금융계·산업계·정부의 상호 협력을 통해 활발한 녹색투

자와 적극적 사업비 지원체계 구축을 목적으로 추진된다. 펀드 운영은 2011년 5

월, 환경부와 공단을 포함한 18개 기관이 체결한 「바이오그린에너지펀드 조성 및 운

영을 위한 업무협약서」및「바이오그린에너지펀드관리규정」을 준수한다.

바이오그린에너지펀드의 투자 대상 사업 및 대상 국가는 아래와 같다.

국내·외 폐자원·바이오매스 에너지화 분야 사업 및 CDM 사업의 경우, 가연성폐자원 에너

지화 사업, 유기성폐자원 에너지화사업, 매립가스(LFG) 에너지화 사업 그리고 바이오매스 에

너지화 사업으로 구분되며 대상 국가는 한국, 말레이시아, 베트남, 필리핀, 중국 등이다. 또한,

폐자원·바이오매스 에너지화 사업을 포함하는 환경에너지타운, 신재생에너지타운 조성 사업

등의 복합 사업도펀드투자대상 사업에 해당한다.

따라서, 본 사업의 경우 한국환경공단에서 운영에 참여중인 바이오그린에너지

펀드에 적합한 사업이므로 바이오그린에너지펀드를 통한 공단의 참여가 가능하

다.

바이오그린에너지펀드 출자는 사업개발자 및 개별 참여기관과의 논의·협상을

통해 투자사업에 대한 최종투자가 결정된 후에 결정된다. 출자 가능액은 환경공

단 출자금 약 30억원과 향후 펀드 수익배당금이다.

바이오그린에너지펀드 출자 검토는 1차로 환경에너지처(시설계획팀)에서 진행

하며 1차안이 확정되면 검토 후 이사장(또는 환경시설본부장)에 내부보고를 한

다. 출자 필요성, 사업개요, 관련사항 등을 기록하여 사업 계획서를 작성하여 환

경부에 보고한 뒤 이사회 심의·의결을 통한 최종 투자 여부 및 금액을 최종 결

정한다.

바이오에너지그린펀드를 통한 한국환경공단이 가질 수 있는 기대효과는 다음

과 같다.

- 226 -

첫째, 환경공단의 우수한 기술인력, 다양한 사업경험 및 사업 검증체계 활용을

통한 국내․외 우수 프로젝트 발굴 지원으로 대한민국 공공기관의 충실한 역할

수행을 통한 공단의 위상을 제고한다. 또한, 정부기관인 환경공단의 펀드 참여와

직접 투자(펀드 참여기관과의 공동투자)를 통한 해외 사업대상국 환경사업 수행

시 한국사업자에 대한 신뢰도 제고에도 일조할 수 있을 것으로 판단된다.

둘째, 경제적 기대효과를 가질 수 있다. 펀드 운용 기간 동안 발생하는 수익금

과 발생수익의 재투자를 통한 추가 수익을 창출해 낼 수 있다.

셋째, 공단 해외사업 수행영역을 확대할 수 있는 기반을 마련할 수 있다. 실제

투자사업 시행 시, 공단의 축적된 설계․시공 관리감독 기능 활용을 통한 실제

사업 참여를 모색할 수 있고, 향후 공단의 해외사업 확대 시, 중요한 사업방안으

로도 활용 가능하다. 또한, 투자원금 및 발생 수익의 재투자를 통한 지속적인 펀

드 참여 확대가 가능하다.

2) 공사 관리·감독

본 사업의 경우 한국환경공단의 주요 업무 중 하나인 공사의 감리 및 검수를

반드시 필요로 하는 것으로 적절한 비용을 지불하여 한국환경공단의 참여를 통

하여 보다 신뢰할 수 있는 설비의 구축이 가능하다.

이는 또한 한국환경공단의 해외 진출의 활성화에 기여할 수 있다는 장점을 가

지고 있다.

- 227 -

3) 사업운영방안

상단의 <그림Ⅵ-1>과 같이 사업소 총괄팀을 조직하고 이을 통해 사업 관리팀

과 운영 정비팀을 총괄하여 본 사업의 원활한 운영을 가능토록 한다.

사업 관리팀을 통해 회계, 지출, 사업계획 수립, 정산 등의 행정관리 관련 업무

를 처리하며, 운영 정비팀을 통해 공정관리, 정비업무, 시설운영 및 개선, 정비

계획 수립, 운영 정비팀 교육 그리고 운영 보완책 수립 및 공사하자와 관련하여

지속적이고 체계적인 검토가 가능하도록 <그림Ⅵ-1>과 같은 구도로 본 사업을

운영한다.

4) 원료공급 안정성 확보 유도

원료 공급의 안정성 확보를 위하여 한국환경공단과 베트남의 롱안성 인민위원

회를 주체로 하여 2011년 11월경 구매 의향서를 체결한 도정공장 9곳과의 20년

의 장기적인 계약구도를 유도한다.

이를 통해 본 사업 운영에서 발생될 수 있는 가장 큰 위험요소인 주원료(왕겨)

공급의 안정성을 도모하여 결과적으로 사업 운영의 안정성을 확보한다.

<그림 Ⅵ-1>사업 운영구도

- 228 -

3. 정부간 협력

본 사업 추진에 있어 롱안성 정부의 협력은 가장 중요한 요소 중 하나이다. 롱

안성 정부의 협력여하에 따라서 원료의 수급이 용이해질 수 있으며, 부지의 확

보, 인허가 절차에서 소요되는 시간과 자원을 절감시킬 수 있다.

따라서, 대한민국의 환경부를 대표해서 한국환경공단과 롱안성 정부와의 정부

간 협의 및 협력을 통해 원활한 사업수행이 가능할 것으로 기대한다.


- 231 -

세부 항목 검토 내용 비고

원료 확보

안정성 검토

원료로서의

왕겨 가치

베트남 왕겨 발생량 조사

사업 운영 시 소요되는 원료 수량

외부 접근성도로 인접 여부 및 도로 상태

수로 인접 여부 및 편리성 검토

원료 수급 계획안

타당성

- 각 도정 공장 별 왕겨 처리현황 조사

- 공장 별 왕겨 생산량 조사

- 왕겨 공급 의향 확인

(원료 공급 의향서 체결)

- 왕겨 예상 공급 단가(VND/kg) 산정

- 이동식 펠릿기 설치를 위한 도정 공장

내 여유 부지 소유

- 운송 방식 선정

(육상/수상, 직접 운송/위탁 운송)

- 왕겨 펠릿화 방안

- 왕겨 펠릿기 운영안: 이동식 펠릿기 소

요 대수, 소요 비용 산정

열에너지 및

전기 수요처

조사

열에너지(스팀)

수요처 조사

- 사업 예상 부지 인근 스팀 수요처 조사

- 예상 스팀 수요처 별 가동 중인 보일러

조사

- 예상 스팀 수요처의 연료 사용량 및 연

료 구매 비용 조사

- 스팀 판매액 산정 기준

- 스팀 배관망 연계 가능 여부 확인

- 향후 스팀 수요 증가량

전기 수요처 조사

- 기존 전기 구매 단가 조사

- 신재생 에너지 구매 여부 확인

- 매전 체계 조사

- 전력 구매 의향 조사

[표 Ⅶ-1] 사업 타당성 검토 항목


아래의 [표 Ⅶ-1]에 본 보고서의 사업타당성 평가 내용을 바탕으로 성공적인

사업추진을 위해 사전 검토되어야 할 항목들을 기술하였다.

- 232 -

사업 부지 파악

및 선정

소요되는 토지

면적 및 소요

비용

- 임대 및 매매 방식

- 토지 소유주 검증

- 가용 부지면적 확인

- 매매 비용 및 절차 파악

부지의 외부

접근성

- 도로 및 수로 인접 여부 및 상태

- 인프라 연결 거리

바이오매스

발전시설 구성

열병합 발전시설

구성방식 선정

타당성

- 연소로 선정

- 왕겨 펠릿화 장치 방식 선정

: 펠릿화 장치 방식에 따른 소요 비용

비교 및 효율적인 펠릿화 방안 수립

- 발전 방식 선정

열배관망 구성 및

단가

- 열 배관망 설계 조건 검토

- 효율적인 배관망 설치 방안 수립

- 열 배관망 설치 단가 산정

CDM 타당성

검토

방법론 적용성 검토

추가성 및 온실 가스 감축량 산정치의 타당성 검토

효율적인 모니터링 방안 수립

경제적 타당성

검토

초기 투자비

산정 타당성

- 초기 공사비 항목 검토

- 베트남 현지 물가에 맞춘 투자비 산정

연간 운영 비용

항목 및 산정된

비용의 적합성

- 연간 운영 비용 항목 선정

- 현지 평균 물가 상승률 조사

연간 수입 항목

현실성

- 열 수급처 확보안 및 판매 가격 타당성

검토

- 전기 수급처 확보안 및 판매 가격 타당

성 검토

환경 및 행정

분야 타당성

검토

환경 규제 사항

검토 및 대책안

- 베트남 현지 규제 사항 검토

- 이에 대한 구체적인 대책안 수립

행정적 타당성

- 베트남 행정 체계 조사

- 시설 설치시 인허가 사항 검토

- 향후 발전 시설 운영 시 고려사항 검토

- 각종 세무 규정 검토

법률적 타당성 외국인 투자법, 신재생에너지 관련법 검토

Ⅷ. 결론

- 235 -

Ⅷ. 결론







여하는 해당분야 해외진출 시스템을 운영함으로써 보다 안정적인 해외 폐자원

에너지화사업을 진행토록 한다.

롱안성 공단관리위원회의 자료를 통하여 3개 지역의 공단에 대한 부지 후보지

역을 선정한 후, 열(스팀)의 수요조사 등을 위하여 2회 이상의 현지 조사 후 사

업 부지를 Tan Duc 공단 내 부지로 선정하였으며, 해당 부지는 주변 도로 설비

상태가 양호하고, 왕겨 도정공장과의 거리가 60km이내로 육상 운송이 용이하다


Tan Duc공단 내의 열시설을 이용하는 공장을 대상으로 총 24개소를 방문하였

으며 그 중 ①송월비나(주), ②LIEN HUY HOANG, ③Y VINH 총 3곳과 열(스

팀) 구매 의향서를 체결하였다.

현재 송월비나의 향후 스팀 수요량이 적을 경우에는 두 번째 스팀 공급 계획

안으로, 스팀 수요량 시간당 7.2ton을 공급하며, 추가로 조사된 2곳의 스팀 공급

업체에 일일 시간당 약 4ton의 스팀을 공급함으로서 최소 시간당 15.2ton을 안정

적으로 공급할 수 있을 것으로 판단된다.

또한, 송월비나는 설비의 증설한 계획을 수립하였으며, 사업 완공 이후 총 23ton

의 스팀 공급이 충분히 가능할 것으로 판단된다.

본 사업에서 요구되는 왕겨 소요량 192ton/day에서 펠릿화되어 소모되는 양을

고려하여, 공정 운영 안정성을 위한 추가 여유율 30%를 고려한 목표 왕겨 확보

치인 약 192ton/day보다 많은 양이므로 원료 공급의 안정성이 확보되었다. 총 9

곳의 도정공장과 원재료(왕겨) 공급 의향서를 체결하였으며 일일 465ton의 왕겨

를 확보하였다.

<그림 Ⅷ-1> 열병합 발전 시설 설치 추진 구도

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왕겨의 펠릿화는 집중형 생산방식과 분산형 생산방식을 비교하여, 초기 투자

비용이 저렴하고 운송비용이 저렴한 분산형 방식을 적용하였으며, 각 도정공장에

분산배치하여 자체 수거하는 방식을 선정하였다.

연소로의 경우 초기비용이 저렴하고 운전의 안정성이 입증된 스토커 방식을

고려하였으며, 발전방식은 효율이 우수하고 스팀 생산량이 본 사업에 적합한 추

기복수식을 선정하였다.

본 사업의 개략적인 추진 구도는 <그림 Ⅷ-1>과 같다.


ACM 006을 적용하여 산정한 결과 연간 약 46,398.64 tCO2로 예상된다.

본 사업의 총사업비는 286.5억원이며, 운영개시 시 초기 연간 운영비용은 약

27억원으로 산정되었다. 초기현실적인 경제성 분석을 위하여 2004년부터 2011년

까지의 물가상승률의 평균을 적용하였다.

전기판매 가격은 6.8cent/kWh를 산정하여 전력판매를 통하여 연간 17억원의

수익을 기대하고 있으며, 스팀단가는 송월비나의 스팀생산가격의 90%를 적용하

여 23,000원/ton의 가격을 적용하여 스팀판매를 통하여 연간 47억원의 수익을 기

대하고 있다. 전기가격은 2006년부터 2011년까지의 전력가격 인상률 평균을 적용

하였으며, 스팀의 경우 중국산 무연탄의 2009년부터 2011년 연평균 인상률을 적

용하였다.

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초기 사업비의 자기자본 조달비율을 30%로 하고, 타인자본에 대한 이자율을

8.5%를 적용한 경제성 분석결과 사업은 12.8%의 내부수익률(IRR), 자기자본에

대한 IRR은 31.4%로 경제성이 있음을 보여주고 있다.

본 사업의 2012년 12월까지 출자자를 확정하고 2013년 7월 착공하여 2015년 1

월 상업운전을 하고자 한다. 출자자는 사업개발자, 시공사 및 바이오그린에너지

펀드를 예정하고 있다.

한국환경공단은 본 사업에 대하여 사업에 대한 타당성평가를 지원하였으며, 이

를 1) 탄소배출권, 2) 지분참여의 형태를 회수 할 수 있다. 사업 수행시 바이오그

린에너지펀드의 출자자로서 참여 및 풍부한 플랜트 건설 경험을 바탕으로 본 사

업의 플랜트의 건축 감리에 참여할 수 있으며, 향후 운영에도 참여가 가능하다.

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해외 타당성평가 최종보고서 최종본 수정 0817webbook.me.go.kr/DLi-File/096/007/002/5527756.pdf · 제 출 문 한국환경공단 이사장 귀하 !"#$%&' 년 월 〃