발전부문 CDM 프로젝트의 온실가스 Baseline 연구 CDM Baseline ... · 2013-03-13 · 기본연구보고서 2003-13 발전부문 CDM 프로젝트의 온실가스 Baseline

기본연구보고서 2003-13

발전부문 CDM 프로젝트의 온실가스

Baseline 연구

CDM Baseline Methodologies for the

Electric Power Sector in Korea

유 동 헌

참여연구진

연구책임자 : 연구위원 유동헌연구참여자 : 책임연구원 신정수

요 약

본 연구에서는 마라케시 합의문에서 제시하고 있는 기준선 (baseline)

방법론과 OECD/IEA 연구 결과에서 권고하고 있는 발전부문 기준선 방

법론에 대한 검토와 접근 방법을 분석 한 후 두 가지 방법론을 우리나

라 발전부문에 적용해 보았다. 기준선은 현실적으로 존재하지 않는 가상

의 시나리오이기 때문에 기준선 산정을 위해서는 다양한 방법론 만큼이

나 세밀한 자료를 필요로 한다.

본 연구를 통해 적용해 본 기준선 방법론은 표준 기준선 방법으로써

마라케시 합의문에서 정의하고 있는 일반 방법론과 전력부문 특성을 반

영하는 margin 방법론이다.

마라케시 합의문에 근거한 일반 방법론을 적용한 결과 발전부문의 기

준선은 0.215～0.235 kg-C/kWh (788.3～861.7 t-CO2/GWh) 수준을 보였

으며, margin 방법론을 적용한 기준선은 0.123～0.230 kg-C/kWh (451.

0～843.3 t-CO2/GWh), operating margin과 build margin의 혼합형인

combined margin의 1차년도 기준선은 0.223～0.224 kg-C/kWh (815.8～

819.5 t-CO2/GWh) 수준을 나타냈다.

본 연구에서 제시한 기준선이 우리나라 발전부문을 잘 설명하는 것으

로 보기에는 한계가 있다. 우선은 연구목적이 방법론 분석과 기준선 산

정 접근법 및 알고리즘 제시에 있었으며, 자료부족 문제로 정확한 산정

이 곤란하였기 때문이다.

그러므로 발전부문에 보다 실제적인 기준선을 확보하기 위해서는 전

력 전문가가 참여하는 실제 적용연구로 이어져야 할 것으로 생각한다.

ABSTRACT

Emission baselines are necessary to determine the emission

reductions resulting from a GHG mitigation project and to

calculate the associated emission credits. They seek to quantify

the amount of greenhouse gas (GHG) emissions in the

hypothetical "what would happen otherwise" case against which

actual and monitored project emissions are compared. Emission

baselines are thus required for the implementation of the CDM

(Clean Development Mechanism).

To examine the baseline methodologies for electric power

sector in Korea, this study applied both a general approach

defined in the Decision 17/CP.7 (Marrakesh Accords) and

marginal approach (operating margin, build margin and

combined margin).

This study provided practical path for calculation of the

baselines and the algorithm, data requirements by methodology,

respectively.

This report compared the results from two kinds of

standardized methodologies mentioned above and identified

some drawbacks from calculation process due to data availability

problems and a matter of judgement on load profile.

i

Ⅰ. 서 론 ································································································ 1

Ⅱ. CDM 프로젝트 수행절차 ································································· 4

1. CDM 프로젝트 선정 ······································································· 5

가. CDM 프로젝트의 적격성 ·························································· 5

나. 지속가능개발 평가 ···································································· 9

2. 사전평가 단계 ··············································································· 11

가. CDM 프로젝트 가능 영역 ······················································· 12

나. CDM 프로젝트의 배경 설명 ··················································· 13

다. CDM 프로젝트를 위한 재원 ··················································· 14

라. 기준선 연구 ············································································· 16

3. 평가 및 이행단계 ·········································································· 24

가. CDM 사업 타당성 확인/등록 ················································· 24

나. 모니터링 ··················································································· 25

다. CDM 사업 검증 및 인증 ························································ 25

라. CER 발급 ················································································· 26

Ⅲ. 발전부문의 온실가스 배출 ····························································· 27

1. 전력수급 및 온실가스 배출 추이 ················································· 27

가. 전력수요 추이 ·········································································· 27

나. 전력 설비 및 공급 추이 ·························································· 31

다. 온실가스 배출 추이 ································································· 36

2. 장기 전원구성 및 온실가스 배출 전망 ········································ 43

가. 장기 전원구성 전망 ································································· 43

ii

나. 이산화탄소 배출 전망 ····························································· 51

Ⅳ. 기준선 (baseline) 관련 이슈 및 방법론 ········································ 52

1. 개요 ······························································································· 52

2. 기준선 관련 이슈 ·········································································· 53

가. 기준선의 정의 및 한계 ···························································· 53

나. 기준선의 분류 ·········································································· 56

다. 추가성 ······················································································ 67

라. 보완성 ······················································································ 72

3. 기준선 설정 관련 주요 이슈 ························································ 73

가. 국제적으로 승인된 기준선 접근 방법 및 개념 ······················· 73

나. 기준선 설정 시 고려요인 ························································ 75

다. 범위 (boundary) ······································································ 79

라. 지리적 통합 ············································································· 83

마. 프로젝트 기간 (project lifetime) ············································· 83

바. 기준선의 dynamics와 갱신 (update) ······································ 84

4. 기준선 방법론 ··············································································· 87

가. 일반적 접근법 ·········································································· 92

나. 발전부문 기준선 방법론 ·························································· 96

Ⅴ. 발전부문 CDM 사례분석 ····························································· 113

1. 브라질, 인도, 모로코의 발전부문 표준 기준선 ·························· 113

가. 개요 ······················································································ 113

나. 발전부문과 CDM 사업 ·························································· 114

다. 기준선 구축: 환경실적에 기초 ·············································· 116

라. 기준선 산정 결과 ··································································· 131

2. 이집트 Zafarana 프로젝트 ·························································· 145

가. 표준 기준선 ··········································································· 145

나. 프로젝트 기준선 ···································································· 152

iii

3. 기타 사례 ···················································································· 181

가. 우리나라 기준선 관련 연구 ··················································· 181

나. PROBASE ··············································································· 181

다. 칠레 ························································································ 182

라. 남아공 ···················································································· 183

Ⅵ. 발전부문 기준선 산정 ·································································· 184

1. 마라케시 표준 기준선 방법론 ····················································· 185

가. 기존의 실질 혹은 역사적 배출량 ·········································· 185

나. 투자 장벽을 고려하여, 경제적으로 유인할 수 있는 조치

방식을 대표하는 기술로부터의 배출량 ·································· 187

다. 지난 5년 동안 유사한 사회, 경제, 환경 및 기술적 상황

에서 착수된 유사 프로젝트의 배출량이 그들 범주의 상위

20%에 속하는 경우 착수된 유사 프로젝트 활동의 평균

배출량 ···················································································· 190

2. margin 방법론 ············································································· 193

가. operating margin ··································································· 193

나. build margin ·········································································· 196

나. combined margin ·································································· 199

3. 누출을 고려한 직간접 배출 ························································ 200

가. 화석연료 ················································································· 200

나. 재생가능 에너지원 ································································· 201

Ⅶ. 결론 및 제언 ················································································· 203

[ 참고문헌 ] ························································································· 206

[ 부 록 ] ························································································· 211

iv

CDM 프로젝트를 위한 국내 적격성 기준 ··························· 7

지속가능개발 지표 리스트 ·················································· 11

대표적 CDM 프로젝트 영역 ·············································· 12

누출 예 ················································································ 18

전력 수급 추이 (1990～2001) ·············································· 27

용도별 전력수요 추이 (1990～2001) ··································· 29

전력공급 주요지표 (1990～2001) ········································ 31

발전설비 추이 (1990～2001) ··············································· 32

발전회사별 발전원별 설비현황 (2002) ································ 34

에너지원별 발전량 추이 (1990～2001) ································ 35

연료 연소에 따른 CO2 배출 주요지표 (1990～2001) ········· 36

연료 연소에 따른 부문별 CO2 배출 추이 (1990～2001) ···· 38

연료 연소에 따른 원별 CO2 배출추이 (1990～2001) ········· 39

발전부문의 CO2 배출 추이 (1990-2001) ···························· 40

에너지원별 CO2 배출 추이 (1981-2001) ···························· 42

발전사별 신규 발전소 건설 의향 규모 (～2015) ·············· 44

발전원별 신규 발전소 건설 의향 규모 (～2015) ·············· 44

발전소 폐지 의향 규모 (2002-2015) ·································· 45

장기전원 구성비 (건설 의향 결과, 2010-2015) ················· 45

전원별 발전설비 구성 (확정적 계획 기준, 2010-2015) ····· 47

발전원별 발전량 전망 (확정적 계획 기준, 2005-2010) ····· 47

건설 중인 발전설비 ··························································· 50

발전 연료별 이산화탄소 배출 전망 (2005-2020) ··············· 51

v

투자 추가성 기준 제안 ······················································· 71

기준선 설정 방법 분류: HWWA ········································ 88

기준선 설정 방법 분류: PCF ·············································· 90

기준선 설정 방법 분류: OECD ·········································· 91

기준선 방법 범위에 의한 발전 프로젝트 종류 구분 ········· 97

전력 저감(saving) 프로젝트에서 채택된 기준선 방법 ······· 99

operating margin 방법별 비교 ········································· 105

1994년 이후 가동 발전소 및 건설 중인 발전소의

전환효율 및 부하율에 관한 가정 ······································ 126

1997년 현재 총발전 용량에 기초한 기준선 ······················ 132

최근 추가용량에 기초한 기준선: 발전원별 ······················ 138

최근 추가용량에 기초한 표준 기준선 (3종류) 하에서의

BAT 석탄 및 가스 프로젝트의 잠재적 배출권 발생량 ···· 139

최근 (1994년 이후) 추가용량에 기초한 브라질의 표준

기준선: 지역별, 대상 발전원별 ········································· 141

Zafarana 60 MW 풍력단지 프로젝트를 위한 기준선

배출량 ················································································ 150

Zafarana 60 MW 풍력단지 프로젝트의 이산화탄소

가격별 예상 수익 ······························································ 151

이집트 전력시스템에 대한 케이스 연구의 주요 가정 ······ 155

60 MW 풍력발전 통합 시 1999년 화력발전 및

이산화탄소 저감: CASE 1 ················································· 167


이산화탄소 저감: CASE 2 ··············································· 168

60 MW 및 600 MW 풍력발전 통합을 통한

이산화탄소 저감 ······························································ 169


이산화탄소 저감: CASE 3 ··············································· 174

vi


이산화탄소 저감: CASE 4 ··············································· 175

2,000 MW 풍력발전 통합 시 2010년 화력발전 및

이산화탄소 저감: CASE 5 ··············································· 176

60 MW, 600 MW 및 2,000 MW 풍력발전 통합을

통한 이산화탄소 저감 ····················································· 177

60 MW 풍력발전 통합 시 이산화탄소 저감 효과:

1999-2010, 동태적 기준선 ················································ 179

신규 화력발전 설비 규모 (2002년 기준 과거) ················· 188

건설 중인 발전소의 에너지원별 설비규모 ······················· 189

중요할 수 있는 직접 사이트 내․외부 배출원 예 ··········· 202

vii

[그림 Ⅱ-1] CDM 프로젝트의 수행절차 ··············································· 10

[그림 Ⅱ-2] 동적 기준선 결정 개념 ····················································· 19

[그림 Ⅱ-3] 무배출 프로젝트를 위한 환경적 추가성 결정 ·················· 22

[그림 Ⅲ-1] 용도별 판매 전력량 추이 (1980～2001) ···························· 29

[그림 Ⅲ-2] 발전부문 이산화탄소 지표 (1990-2001) ····························· 41

[그림 Ⅲ-3] 발전부문 이산화탄소 배출 추이 (1981-2001) ···················· 42

[그림 Ⅲ-4] 에너지원별 전원구성 전망 (2001-2015) ····························· 48

[그림 Ⅲ-5] 연도별 전력수급 전망 (확정적 계획, 2001-2015) ·············· 49

[그림 Ⅳ-1] 정태적 기준선과 동태적 기준선 비교 ······························· 66

[그림 Ⅳ-2] 발전부문 기준선 방법론 결정 흐름도 ······························· 98

[그림 Ⅳ-3] 전력망 연계 발전소의 배출 저감량 산정을 위한

주요 변수 ········································································· 102

[그림 Ⅴ-1] 최근 추가 발전용량에 기초한 표준 기준선: 모든

발전원 대상 및 화석연료 발전원 대상 ··························· 134

[그림 Ⅴ-2] 최근 추가용량에 기초한 표준 기준선: 브라질

지역별 (모든 발전원 대상) ·············································· 142

[그림 Ⅴ-3] 최근 추가용량에 기초한 표준 기준선: 부하별 (인도) ···· 144

[그림 Ⅴ-4] 전력수요 profile과 추정된 풍력발전 profile ··················· 161

[그림 Ⅴ-5] 수력발전 profile과 전력수요 profile ······························· 161

[그림 Ⅴ-6] 화력발전 수요 수준에 대한 풍력발전 대체정도: ’99/’00 ······· 163

[그림 Ⅴ-7] 발전소들에 대한 추정 급전계획: ’99/’00 ························ 165

[그림 Ⅴ-8] 개별발전소들의 누적 발전량: ’99/’00 ····························· 166

[그림 Ⅴ-9] 화력발전 수요수준에 대한 풍력발전의 대체정도:

2010년 ·············································································· 172

Ⅰ. 서 론 1

Ⅰ. 서 론

온실가스 배출에 기인하는 지구 기후붕괴상태 (climate disruption)의

징후는 21세기 정책 개발자들에게 최근에 급속히 만들어진 중요한 지속

가능개발 도전과제 중 하나일 것이다. 이러한 지구적 도전과제를 인식한

것이 기후변화협약이라면 교토의정서는 거기서 긍정적 방향으로 한발

더 나가게 만든 대표적인 노력의 성과일 것이다.

교토의정서는 선진국들의 온실가스 배출제한 목표달성을 비용 효과적

으로 지원하기 위해 교토메카니즘이란 이름으로 세 가지의 서로 다른

형태의 배출권거래 개념을 제공하고 있다. 그중 첫 번째는 배출권거래제

(ET)이다. 이는 허용 (allowance) 혹은 상한과 거래 (cap-and-trade) 시스

템으로써 배출권 혹은 할당배출량단위 (assigned amount unit, AAU)를

선진국들 간에 거래할 수 있는 시스템이다. 두 번째는 청정개발체제

(CDM)로 저감의무가 있는 선진국과 저감의무가 없는 개발도상국간의

상호 협력을 통해 온실가스 배출저감을 이루려는 제도이다. 세 번째는

credit 거래제의 또 다른 형태인 공동이행제도 (JI)이다.

모든 credit 거래제의 성공 여부는 공정하고 투명하며 일관된 프로젝

트에서 얻어진 credit을 보증하는 명확한 규정 즉, 기술적, 방법론적 그

리고 관리 절차 등을 내용으로 하는 규정에 달려있다. 이러한 점에서 온

실가스 배출저감 프로젝트에 있어 기준선은 중요한 것 중 하나이다. 더

욱이 CDM 프로젝트에서의 기준선은 투자자나 유치국 모두 과대하게

평가하고자 하는 유인이 있을 수 있어 그 방법론은 더욱 중요하다. 배출

2

기준선은 프로젝트가 없을 때 배출될 수 있는 최적 추정치 혹은 배출상

태 (best estimate or convention)를 의미한다. 배출 credit(CERs, ERUs)1)

은 기준선과 프로젝트의 배출량간 차이로 산정된다.

교토의정서가 채택된 이후 부속기구 회의와 당사국 총회를 통하여 배

출권거래제, 청정개발체제, 공동이행제도로 구성되는 교토메카니즘 체제

를 구체적으로 어떻게 운영할 것인가에 대한 논의가 계속되었다. 그 결

과 2001년 5월 독일의 본에서 이루어진 본 협약 (Bonn Agreement)과

11월에 개최된 제7차 당사국 총회에서 채택된 마라케시 합의문 및 선언

(The Marrakesh Accords and the Marrakesh Declaration)이 채택되어

교토메카니즘 이행의 기초가 확립되었다. 그럼에도 선진국이 개발도상국

에 자본과 기술을 투자하고 개발도상국은 기술이전 및 자본유치를 통해

저감된 온실가스 (CER)를 상호 일정한 비율로 나누어 가지는 유인제도

인 CDM 프로젝트 기준선 (baseline) 산정과 관련하여 마라케시 합의문

에서 정리하고 있는 것은 개념적인 수준에서의 일반적 방법론이다.

쿄토의정서 체제가 유지된다면 향후 우리나라도 온실가스 저감 의무

를 받게 될 것이며, 이러한 상황을 상정할 때 지속가능 성장이 요구되는

대표적 부문인 발전부문의 온실가스 저감은 현실적인 문제가 될 것이며,

이 경우 CDM 사업은 효율적인 저감수단이 될 수 있을 것이다. CDM

사업의 온실가스 저감량 평가 기준이 되는 baseline의 정확한 산정은 발

전부문과 같이 다양한 에너지원을 소비하며, 다량의 온실가스를 배출하

는 부문의 프로젝트 개발에는 필수적이다. 따라서 CDM baseline에 대한

구체적인 국내 연구가 없는 여건에서 본 과제에서는 기존 외국의 연구

결과를 바탕으로 방법론 특히 발전부문 특성을 반영한 방법론을 분석하

1) CERs (certified emission reductions, 인증 배출량 감축), ERUs (emission reduction

units, 배출량 감축 단위)

Ⅰ. 서 론 3

고 기준선 산정 시 고려해야하는 여러 가지 요인들에 대해 살펴보고

OECD/IEA에서 기 수행한 외국의 기준선 산정사례를 통해 우리나라 발

전부문에 적용하기 위한 접근법을 제시하는데 그 목적을 두고 있다.

2장은 CDM 프로젝트 일반에 관한 내용으로 수행절차 및 고려요인을

정리하고 있으며, 3장에서는 발전부문의 온실가스 배출특성 분석과 함께

발전설비 변화, 에너지원별 발전량 추이 및 제1차 전력수급기본계획에

근거한 향후 발전설비 구성 등을 분석하고 있다. 4장에서는 그동안 국제

적으로 논의되었던 기준선 방법론 및 관련 이슈를 정리하고 있으며, 특

히 발전부문 기준선 산정방법을 상세히 다루고 있다. 5장에서는

OECD/IEA 자료와 발전부문의 표준 기준선과 프로젝트 기준선 모두를

제시하고 있는 외국의 사례를 상세하게 살펴보았다. 그리고 6장에서는

앞에서 검토한 기준선 방법론을 현실적으로 우리나라 발전부문에 적용

하는 접근법을 제시하면서 동시에 기준선 산정 알고리즘, 기준선 산정을

위한 소요자료, 산정 예 등을 방법론별로 다루고 있다. 7장에서는 결론

과 함께 본 연구의 미흡한 부분을 제시함으로 해서 추후 실제적인 발전

부문 기준선 연구를 위한 방향을 암묵적으로 제시하고 있으며, 보다 상

세한 연구를 위한 방안도 간략히 제시하고 있다.

4

Ⅱ. CDM 프로젝트 수행절차

교토의정서에 의거한 CDM은 개발도상국들에게 온실가스 배출저감

프로젝트로부터의 이익창출과 투자 유치국으로서 경제적․환경적 여건

을 개선시키는 기회를 제공한다. 일반적으로 CDM의 프로젝트 진행기간

은 프로젝트별로 상이하다. 즉 CDM 프로젝트를 진행시키기 위해서는

배출저감량 산정을 위한 기준선 (baseline) 개발, 국가 CDM 사무국에

의한 등록, 독립기구 (independent entity)에 의한 배출저감량 모니터링

및 검증 등의 기본적인 절차가 필요함에 따른 것이다.

CDM 프로젝트를 수행하기 위한 모든 절차는 3단계로 구분할 수 있

다. 즉 사전평가 (pre-appraisal), 평가 (appraisal), 이행 (implemented)으

로 나누어 볼 수 있다. 사전평가 단계에서 프로젝트 제안자는 ①프로젝

트 개념을 배경, 목적, 요약 설명, 프로젝트 예상 결과 등을 포함하여 명

확히 한다. ②투자자를 선정하고 ③기준선 연구를 수행한다. 평가단계에

서는 작성된 프로젝트 서류 (document)를 유치국과 투자자 그리고

UNFCCC에 의해 만들어진 CDM 집행이사회가 지정한 독립적 entity가

기준선을 포함한 프로젝트 서류 확인 (validation) 작업을 수행한다. 이

행단계는 프로젝트의 물리적 실현, 모니터링 및 보고, 인증 및 검증,

credit 분할 등으로 구성된다2).

2) L. Zavyalova & A. Michaelowa, 2001, National CDM criteria, baseline

methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA discussion paper 126.

Ⅱ. CDM 프로젝트 수행절차 5

1. CDM 프로젝트 선정

이하에서는 CDM 프로젝트 사전적 평가 시 활용될 수 있도록 관련

일반적 규칙들을 살펴보고자 한다.

가. CDM 프로젝트의 적격성 (eligibility)

CDM 프로젝트의 적격성과 관련해서 여러 가지가 논의되어 왔었으며,

그동안 논의되던 공평성 (equity), 포괄성 (comprehensiveness), 지속가능

한 개발 (sustainable development), 기후변동에의 효과 (climate change

effectiveness), 추가성 (additionality), 투명성 (transparency), 비차별

(non-discrimination) 등이 논의과정을 통해 추가성만이 문건으로 정리되

었다. 원자력 설비에 대한 적격성과 관련해서는 마라케시 합의문에서

“원자력 설비에서 발생하는 인증배출량저감 (CERs) 이용을 자제할 것”

이라고만 규정하고 있다. 그러므로 실제 CDM프로젝트의 평가 시 적격

성 여부 판단은 프로젝트의 인증을 책임지는 집행이사회 (EB)의 판단에

의한 것으로 해석할 수 있겠다.

1) CDM 프로젝트의 국제기준 (교토의정서 제12조)

CDM 프로젝트가 비부속서 I 국가에게는 지속가능한 개발을 달성하고

협약의 궁극적 목적에 기여하도록 지원해야 하며, 부속서 I 국가에게는

수량적 배출량 저감 및 제한 공약의 준수를 달성할 수 있도록 지원할

수 있어야 한다.

CDM 프로젝트는 기후변화의 완화와 관련하여 실질적이면서 측정가

능하고 장기적으로 이득이 되도록 담보할 수 있어야 한다. 프로젝트에의

참여는 자발적이어야 하고 각 당사국에 의해 승인된 것이어야 하며, 인

6

증 프로젝트 활동이 없더라도 발생하는 배출량에 대해 추가적인 감축이

있어야 한다.

CDM 프로젝트 활동을 통한 온실가스 배출저감 실적에 대한 인증은

당사국총회에 의해 지정된 그리고 CDM 프로젝트를 확인 (validation)3)

한 기관과는 다른 독립적 운영기구 (operational entity)를 통해 이루어진

다.

또한 기후변화협약 사무국에 의해 설치된 CDM 집행이사회

(Executive Board, EB)의 기준을 충족해야 한다.

2) CDM 프로젝트의 유치국내 기준

은 CDM 프로젝트를 위한 국내 적격성 기준을 보여주고 있

다. 제안된 기준은 6가지로 구성되는데 CDM 프로젝트 이행단계에서 경

험이 축적되는 것에 따라 주기적으로 갱신 (updated) 되어야 할 내용들

이다.

이러한 구성요소들은 프로젝트 승인을 위한 기초로써 채택되어질 요

소이기 때문에 제안단계에서는 반드시 고려되어야 할 필요가 있다. 그러

나 이들 구성요소들 간의 우선순위는 프로젝트 성격에 따라 변화할 것

이다.

(가) CDM 구성요소

CDM 프로젝트 이행 하에서의 필수조건은 프로젝트 활동이 국가의

지속가능개발을 촉진하여야 한다는 점이다. 규모에 따라서 프로젝트의

3) 지정된 운영기구는 프로젝트 디자인문서 (Project Design Document, PDD)를 검토

하고 이해당사자들로부터 의견을 수렴한 후 프로젝트를 확인 (validation) 할 것인지

여부를 결정함. (에너지환경연구원, 2003, 청정개발체제 입문 Clean Development

Mechanism.)


구성요소가 지속가능개발을 지향하도록 프로젝트 결과가 고려되어야 한

다.

CDM 프로젝트를 위한 국내 적격성 기준

내용 기준

CDM 구성요소① 유치국의 지속가능개발을 촉진함

② 가시적인 추가성 요소를 가져야 함

국내정책

① 경제 및 재정정책 우선순위에 부합

② 환경정책 우선순위에 부합

③ 사회정책 우선순위에 부합

④ 기타 국제조약 및 협약 요구내용에 부합

기술적 면

① 최신 기술과 원료 (modern technology and

materials)를 사용함

② 재현성 (replicable) 여부

③ 국가 기술개발 우선순위에 부합

④ 낮은 기술적 위험 여부

투자자에 대한

매력

① CERs 가격이 평균 시장가격보다 높지 않아야 함

② 프로젝트 이행을 위한 신뢰할 만한 파트너 유무

여부

프로젝트

프로모터에 대한

매력

① 최신 기술과 know-how를 프로젝트 실현 시

전수받아야 함

② staff qualification 촉진여부

외부성

(externalities)

① 프로젝트 실현 시 negative 외부성 존재 여부

② positive 외부성 여부

③ 상품과 서비스 공급 개선 여부

자료: Liliya Zavyalova, Axel Michaelowa, 2001, National CDM criteria, baseline

methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA Discussion Paper

126, p 14.

결정적 이슈는 프로젝트의 추가성 평가가 될 것이다. 즉 프로젝트의

환경적 그리고 투자 추가성을 반드시 검토하여야 한다4). 모든 프로젝트

8

가 온실가스 측면에서 긍정적으로 추가적이진 않으며 (예, 정부예산으로

진행되는 배출저감 조치), CDM 구성요소는 배출저감이 BAU 혹은 기준

선 시나리오에 대해 추가적임을 합리적으로 보여주어야 한다. 즉 프로젝

트 재원이 국내 혹은 국제 공적자금을 사용하지 않음을 보여주어야 하

며 동시에 배출저감은 확인 가능해야 한다.

또한 프로젝트로 진행되기 위해서는 재무분석을 통해 기준선 프로젝

트 활동과의 비교를 통해 비용발생이 추가적임을 보여줄 필요가 있다.

이는 때로는 온실가스 저감 프로젝트가 동종의 투자에 비해 낮은 수익

률 혹은 높은 위험을 제공하기도 하기 때문이다. 비용발생의 추가성을

보여주기 위해 장애요인 접근법을 활용할 수도 있을 것이다.

(나) 국내정책

구성요소로 다음과 같은 것들이 고려하여야 한다.

○ 거시경제 수준에서의 국가개발 전망

○ 특정부문에서의 경제적, 사회적 개발계획

○ 기존 환경규제 및 프로젝트 관련 조직의 가능성 있는 환경규제

프로젝트 구성요소는 국가가 가입한 국제협약과 모순 되면 안 된다.

(다) 기술적인 면

정부차원과 특정부문 내 기술정책 우선순위가 프로젝트 설계과정에서

고려되어야 한다. 프로젝트는 국내시장에서의 최신의 기술, 원료 및

know-how 등의 적용을 목표로 하여야 한다. 프로젝트는 낮은 기술적

위험을 수반해야하며, 추가적인 이점이 있어야 한다.

4) 이는 CDM 운영기구에 의한 확인 (validation) 과정에서 검토될 것이며, 최종적으로

CDM 집행이사회의 프로젝트 승인과정에서 판단이 이루어짐.


(라) 프로젝트의 매력

프로젝트는 투자자나 유치국 모두에게 매력적이어야 한다. 투자자는

시장평균에 비해 낮은 가격에 CERs을 받는 것은 물론 유치국 파트너의

신뢰와 함께 수익이 충분한 투자이기를 바랄 것이다. 유치국은 최신기

술, know-how 그리고 관련기술 습득에 흥미를 가질 것이다.

(마) 외부성

CDM 프로젝트의 적격성 평가는 프로젝트의 이행에 따른 간접효과를

포함하여야 한다. 프로젝트는 프로젝트의 총 편익을 거스르는 원치 않는

부작용 즉 부의 외부성 (negative externalities)을 제공해서는 안 된다.

한편 에너지 공급개선, 연료소비량 감소, 독성화합물 배출량 저감, 폐기

물 감소 등과 같은 프로젝트의 정(正)의 효과 (positive effects)는 부각시

켜야 한다. 분석에는 외부성 관련 온실가스와 기타 오염물질 등이 포함

되어야 한다.

나. 지속가능개발 평가

지속가능개발에 영향을 주는 CDM 프로젝트의 계량적 평가는 방법론

적 문제로 어려움이 있다. 즉 시간이 경과하면서 점검하고 모니터하며,

검증해야하는 명백한 혹은 논의여지가 없는 지표가 존재하지 않는 방법

론적 문제가 있다. 그러므로 프로젝트 설계단계에서 에서와 같

은 분야별 내용을 작성하여 프로젝트 선정 기준으로서 지속가능개발을

위한 국가 우선순위가 적절히 채택되어야 한다.


지속가능개발 지표 리스트

지 표

경제

▪ 환경적으로 건전한 기술과 know-how 소개

▪ 에너지 효율개선과 비용 절감

▪ 개발을 위한 외국 투자의 매력

▪ 완벽한 관세정책

▪ 높은/효율적인 자원 황용

▪ 숙달 향상가능성

사회

▪ 지역 고용 잠재력

▪ 농부와 지역 경제를 위한 추가수입

▪ 지역 학교, 병원 등을 위한 조건 개선

▪ 기업문화 개선

▪ 인력의 지적능력 향상

▪ 인력의 건강 개선

환경

▪ 토지와 수자원의 합리적 사용

▪ 대기오염, 독성 물질 및 온실가스 저감

▪ 재생가능 에너지(풍력, 수자원, 태양열/광) 사용

▪ 환경오염에 대한 지출 감소

▪ 생산에 따른 독성폐기물 저감


methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA Discussion

Paper 126, p 17.

2. 사전평가 단계

사전평가단계는 다음과 같은 단계를 요한다.

○ 프로젝트 개념의 단계적 서술

○ 투자자 선정

○ 비용 증가분 산정 및 추가성 정의를 포함하는 기준선 (baseline) 연구

12

기준선 연구는 가장 어려운 부분으로서 사전평가 단계에서 비용지출

이 가장 많은 부분이므로 투자자의 재정적 그리고 방법론적 지원 하에

서 진행되어야 할 것이다.

가. CDM 프로젝트 가능 영역

이론적으로는 온실가스 배출저감을 목표로 하는 어떠한 활동도 모두

CDM 프로젝트의 대상이 된다. 그러나 배출저감은 반드시 추가적이어야

하며, 실제적이고 측정 가능해야 하고 기후변화 완화와 관련하여 장기편

익이 발생되어야 한다. 온실가스 배출저감 및 흡수 (sequestration)를 위

한 방법으로 수백 가지의 메뉴가 존재하나 에서는 CDM 프로

젝트 이행을 위한 보다 대표적인 영역을 보여주고 있다.

대표적 CDM 프로젝트 영역

대표적 영역

에너지 공급

▪ 연료전환

▪ 재생가능 에너지

▪ 기존 발전설비 개보수/성능보강 (refurbishment)

▪ CHP를 포함한 발전용 신기술 도입

▪ 전송 및 배송 손실 (1차 에너지 이송, 전력, 열)

▪ 연료생산 사이트에서의 배출저감

에너지 수요▪ 전등, 냉방, 난방, 수송장비의 대체

▪ 기존 장비의 효율적 운용


계속

대표적 영역

수송

▪ 수송수요 저감

▪ modal shift

▪ 보다 효율적인 기술

▪ 연료전환

폐기물 관리 ▪ 매립지/하수 배출가스의 포집 및 활용

농업

▪ 토지이용 방법 변경

▪ 분뇨 메탄의 포집 및 활용

▪ 가축 장내발효 메탄 저감을 위한 조사료 개선

흡수원

▪ 조림 (afforestation)

▪ 재 조림 (reforestation)

▪ 산림보호

▪ 산림관리

▪ 토양에서의 흡수

자료: Liliya Zavyalova, Axel Michaelowa, 2001, National CDM criteria, baseline methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA Discussion Paper 126.

나. CDM 프로젝트의 배경 설명

CDM 프로젝트 제안자는 투자 유치국 및 당해 부문을 위해 제안된

CDM 프로젝트의 우선순위 및 중요성을 설명해야하며, CDM 프로젝트

를 통한 프로젝트의 목표달성과 배출저감에 대해 당해국 자료를 이용하

여 보여주어야 한다.

또한 CDM 프로젝트가 투자 유치국의 국가환경실천계획 (national

environmental action plan, NEAP) 및 국가의 사회․경제개발 계획과

얼마나 부합하는 지 여부를 보여줄 필요가 있다.

그리고 CDM 프로젝트를 수행하기 위해 어떠한 기술이 채택되는지

14

그를 통해 환경적 편익은 얼마나 생기는지 그리고 프로젝트를 위한 재

원조달 방식은 어떤 것인지 등에 대한 상세한 설명이 뒷받침 되어야 할

것이다.

다. CDM 프로젝트를 위한 재원

사전 평가단계에서 중요한 것 중 하나는 CDM 프로젝트를 위한 투자

자금을 어떻게 충당할 것인가 하는 점이다. 이러한 점에서 CDM 프로젝

트를 위한 국제기구의 대응재원을 이하에서 간략히 살펴보고자 한다.

1) 세계은행의 PCF (Prototype Carbon Fund)

동 자금은 2000년 4월부터 운영되고 있으며, 자금규모는 180 백만달러

이다. PCF의 주요 목표는 CDM과 JI 프로젝트에 자금을 지원하는 것이

다. 동 자금을 지원받기 위해서는 여러 가지의 아주 복잡한 절차를 통과

해야 하는데 그 가운데 주요한 것은 프로젝트의 추가성 입증과 기준선

의 확인이라 하겠다.

보조금이라는 점과 공급을 초과하는 재원 수요 등을 고려할 때 자금

지원을 받는 것은 매우 어려운 일이다.

CDM 프로젝트를 수행하기 위해 많은 개발도상국 가운데 파트너를

선택하는 것도 제한적인데, 일반적으로 유럽 국가들은 동유럽 국가들과

상호협력하고 있다. 예를 들어 스칸디나비아 지역 국가들은 발틱 (Baltic)

국가들과 협력하고 있으며, 일본은 아시아 국가들과 협력하고 있는데 이

들 간의 관계는 전통적인 협력관계이다.


2) 지구환경기금 (Global Environment Facility, GEF)

동 기금은 기후변화협약을 포함하는 4개의 국제협약에 의거 창설된 금

융체제 (financial mechanism) 이다. 기후변화협약 하에서 지구환경기금

자금은 기후변화 대응을 위한 국가보고서 작성을 위해 주로 사용된다.

3) 민간자금

CDM 프로젝트 재원조달을 위한 민간자금 활용과 관련해서 교토의정

서 제12조 9항에서 “민간 그리고/또는 공공기구는 인증배출량감축의 취

득 (in acquisition of CERs)에 참여할 수 있으며......이러한 참여는 CDM

집행이사회의 지도를 받는다”라고 정리하고 있다. 그러나 이러한 문구

는, 적어도 당분간은, 선언적인 의미에 지나지 않는 것으로 보인다. 왜냐

하면 민간기업은 이러한 거래에 자금을 투자할 의사가 없을 것으로 판

단되기 때문이다. 우선 교토의정서 하에서 의무감축량을 부여받은 대부

분의 부속서 I 국가들이 개별기업에게 감축의무를 할당하고 있지 않다.

즉 감축의무는 정부의 문제이지 개별 기업문제가 아닌 것이다. 이러한

상황에서 개별기업들이 실제적이기 보다는 보다 이론적인 이러한 거래

에 왜 관심을 가지겠느냐 하는 점이다.

두 번째로 개발도상국들은 국제적 투자 위험도가 높은 국가로 분류되

고 있으며, 동시에 온실가스 저감단위라는 새로운 재화와 연관지어 생각

할 때 투자위험은 상당히 높을 것이라는 점이다.

세 번째 최근에 생성된 탄소시장의 게임 룰이 아직은 결정되지 않았다

는 점이다. 대부분의 민간기업들은 아직까지 CDM 투자에 대해 조심스러

운 태도를 보이고 있다. 오직 Shell과 Chevron 같은 다국적 기업들 만이

개발도상국 파트너와 함께 파일럿 수준의 프로젝트를 수행 할 뿐이다.

16

라. 기준선 연구

기준선의 목적은 투자 유치국에서 CDM 프로젝트가 이행되지 않았을

경우에 대해 프로젝트를 통한 온실가스 배출저감이 추가적임을 보여주

는데 있다. 기준선 종류의 선택은 대부분 투자 유치국의 자료여건에 의

존적이다.

하향식모델 (top-down modelling)은 운영 가능한 경제/에너지 모델을

필요로 하며, 이를 위해서는 많은 자료가 있어야 할 것이다. 벤치마크

(benchmarks) 방법은 프로젝트 그리고/혹은 전망을 위해 관련 기술의

과거 운영 자료를 필요로 한다. 순수 프로젝트 기준선 (project-specific

baseline)5)은 프로젝트 상황 (situation at the project location)에 대한 면

밀한 자료를 필요로 한다.

대표적인 기준선 연구는 다음과 같은 내용들을 포함한다.

○ 시스템 범위의 정의

○ 누출 (leakage)과 외부성의 정의

○ 프로젝트 기간 및 신용발생기간의 정의

○ 기준선 시나리오 작성

○ 환경적 추가성과 투자 추가성 추정

○ 비용 증가분 (incremental cost) 추정

이하에서는 일반적인 내용들을 간략히 살펴보며, “IV. 기준선 관련 이

슈 및 방법론”에서 발전부문 관련하여 보다 상세한 검토를 하고자 한다.

5) project-by-project baseline 이라 표기하기도 함.


1) 시스템 범위 (boundary)

시스템 범위라 함은 지리적, 경제적으로 프로젝트의 활동결과

(output)가 결정되는 범위를 의미한다. 이는 통합 (aggregation)의 정도에

의해 경계가 확정되며, 제안된 활동의 규모로도 정의될 수 있다.

프로젝트 활동에 의해 포함되는 모든 배출원은 시스템 범위분석에 포

함되어야 한다.

○ 화석연료 연소에 의한 배출

○ 공정 혹은 활동의 결과로서의 배출

○ 프로젝트에 의해 통제되는 연료 취급, 저장, 수송 관련 배출

기준선에는 프로젝트로 인한 모든 온실가스 영향을 포함해야 하지만

일부배출량은 그 크기가 너무 작아서 배출 수준 및 배출량 정밀도에 유

의하게 영향을 주지 않는 경우도 있다. 예를 들어 시멘트 생산과정에서

연료의 직접 연소에 의해 메탄이 일부 발생된다 해도 메탄량은 연료 직

접연소에 의해 배출되는 온실가스 (지구온난화지수 가중 기준)의 0.5%

이하 수준이다. 이런 경우 기준선을 단순화하기 위해서 범위에 포함시키

지 않는 것이 합리적일 것이다.

2) 누출 (leakage)

누출이란 정의된 시스템 범위 외부에서 발생하는 간접 배출을 의미하

는 것으로써 배출의 증가 (negative leakage)와 배출저감 (positive

leakage)이 있을 수 있다. 예를 들어 어떤 CDM 프로젝트에서 보다 전력

소비도가 높은 소재 (예, 동, 알루미늄 등)를 사용한다면 결과적으로 이

러한 소재를 생산하는 과정에서 간접 CO2 배출이 증가 (상류누출

18

(upstream leakage) 이라 부름)하겠지만 CDM 프로젝트를 통해 보다 에

너지 효율적인 소재나 제품을 생산한다면 그 소재나 제품을 사용하는

수요측면에서는 간접 온실가스 배출저감이 가능해질 것이다 (하류누출

(downstream leakage) 이라 부름).

누출 예

분 류 내 용

positive

leakage

▪ 기술 spillovers

▪ 규모효과에 의한 기술비용 저감

▪ 청정하고 신뢰할 수 있는 서비스를 위한 수요의 유인

negative

leakage

▪ 배출원인 활동을 다른 장소로 옮기기

▪ 배출을 유발하는 서비스 혹은 상품의 구입 혹은 계약

▪ 높은 수요를 유발하는 서비스 혹은 상품의 시장가격 인하

를 통한 배출 증가

▪ 제품의 생애주기 동안의 배출 변화

▪ 프로젝트가 고효율 상품/서비스의 수요를 낮추는 경우


methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA Discussion

Paper 126, p 23.

3) CDM 프로젝트의 기간 (lifetime)

프로젝트 기간 (project lifetime)은 CDM 프로젝트를 이행하기 위해

소요되는 기간으로써 이론적으로는 장비의 기술적 수명과 같을 수 있지

만 장비가 경제적으로 운영될 수 있는 기간까지는 일정시간이 소요되므

로 CDM 사업의 실질적 프로젝트 기간은 짧아질 수 있다. 그러나 프로

젝트 기간은 계약 시 계약서상에서 정할 수도 있겠지만 경제적 여건변

화에 따라 수정될 수도 있다.

신용발생기간 (crediting lifetime)은 CERs이 발생되는 기간을 의미한


다. 신용발생기간은 투자국 정부와 유치국 정부에서 승인되어 프로젝트

이행기간 중에 변할 수 없도록 프로젝트가 시작되는 시점에서 정의되어

야 한다. 투자국과 유치국 모두 신용발생기간의 최대화에 관심이 있기

때문에 CDM 프로젝트에 따라 신용발생기간을 위한 기간설정이 권고된

다.

기준선 기간 (baseline lifetime)은 두 가지의 서로 다른 것이 있을 수

있다. 하나는 고정적 기간 (static lifetime)이고 다른 하나는 동태적 기간

(dynamic lifetime)이다. 고정기간은 CDM 프로젝트 시작시점에서 결정

되는 반면 동태적 기간은 CDM 프로젝트의 신용발생기간 동안 수정 된

다 (그림 II-2 참조).

[그림 Ⅱ-2] 동태적 기준선 결정 개념


methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA Discussion Paper

126.

20

기준선 수정은 두 가지의 종류가 있을 수 있다. 하나는 사전적 수정

(announced ex-ante revision)이고 나머지 하나는 사후 조정 (ex-post

adjustment)이다. 사전적 수정의 경우는 정책 혹은 경제의 변동에 기초

한 수정 또는 기간 경과에 따른 기준선 기술 변화에 기인한 수정 또는

정기적 수정 (예, 5년 마다) 등과 같은 예를 들 수 있으며, 사후조정은

활동수준 변화 즉 프로젝트 참여정도의 변경 혹은 설비 활용도 변경 등

과 같은 변화를 반영코자 사후적으로 기준선을 수정하는 것이다6).

4) 기준선 시나리오 설정

기준선 시나리오는 CDM 프로젝트가 이행되지 않았을 경우의 상황을

나타내는 것이다. 프로젝트 요소는 기존 기술, 공정 혹은 제품, 가장 근

사한 향후의 변화 (기술적 변화, 관세 및 규제정책, 시장장벽 등) 등과

관련 온실가스 배출/흡수원을 명백하게 보여줄 수 있어야 한다.

기준선 설정의 궁극적 목적은 CDM 프로젝트의 온실가스 배출저감량

을 추정하는 것이다. 온실가스 배출저감량은 다음과 같은 간단한 식을

이용하여 추정할 수 있다.

CDM 프로젝트 배출량 = kCDM × ACDM ………(1)

기준선 배출량 = kbl × Abl ………(2)

배출저감량 = 기준선 배출량 - 프로젝트 배출량 ………(3)

여기서, k = 배출율(계수), A = 산출물(활동) 수준, bl = baseline

위의 식에서 CDM 프로젝트와 기준선의 경제적 활동결과 (kWh, 톤,

6) 마라케시 합의문에서 매 7년마다 자발적으로 사후적 조정을 할 수 있도록 정하고

있음.


TJ, 인-km 등)는 반드시 동일해야 (ACDM = Abl) 하므로 온실가스 배출저

감량 산정 시 산출물의 양이 같은 지 여부도 비교하여야 한다. 그리고

위의 식에서와 같이 실제적으로 기준선과 CDM 프로젝트를 위한 온실

가스 배출저감량 평가는 배출율(계수) 즉 특정 활동결과 당 온실가스 배

출량에 의해 결정된다.

대체 프로젝트 이행을 전제 할 때 검증은 단순하며 투명성 확보가 용

이하다. 그러나 배출이 없는 신규 프로젝트 (greenfield project)7)를 위한

배출저감량 수준을 추정해야할 때는 상황이 복잡해진다. 앞의 식 (1)～

(3)에서와 같이 무배출 (zero-emission) 프로젝트의 경우에는 CDM 프로

젝트로부터 발생된 배출저감 (회피된 배출량)이 기준선 배출량과 같아야

한다 (그림 II-3 참조).

배출율8) 결정을 위한 접근법은 통상적으로 표준 (standardized) 기준선

접근법과 프로젝트 (project-specific) 기준선 접근법으로 구분하고 있다9).

(가) 표준 기준선 접근법

표준 기준선 접근법 적용을 위해서는 적정한 통합과정 (aggregation

process)이 요구되며, 표준 배출율은 국가수준에서 정치적 판단에 의한

승인을 요하는 문제이다. 표준 배출율의 수명 또한 정치적 판단에 의해

결정될 것이다.

7) greenfield project란 새로운 프로젝트로써 예를 들어 열 생산량, 발전량 등을 위해

유치국의 능력을 증가시키는 프로젝트와 신규 사이트에 들어서는 프로젝트를 의미

함. refurbishment 프로젝트 (기존 장비/공정 등이 upgrade 되거나 교체되는 프로

젝트)에 반대되는 개념임.

8) 배출율 (emission rate)은 기준선 (baseline) 혹은 기준선 배출율 (baseline emission

rate)과 같은 의미이며 혼용되고 있음.

9) 기준선 방법론에 대해서는 “Ⅳ. 기준선 관련 이슈 및 방법론”에서 자세히 다루고

있음.

22

[그림 Ⅱ-3] 무배출 프로젝트를 위한 환경적 추가성 결정

CO2 credit

0

프로젝트 기준선

무배출

CDM 프로젝트

CO2

시간

자료: L. Zavyalova & A. Michaelowa, 2001, National CDM criteria, baseline

methodologies and case studies for Uzbekistan, HWWA discussion paper 126,

p.27.

주요문제는 통합수준 선택의 문제이다. 즉 국가 평균, 최근 5년간 국

가 평균, 유치국의 최적 기술, 현재 상업화된 최적 기술, BAT (best

available technology) 등과 같이 무엇을 대상으로 어느 수준에서 통합할

것인가 선택의 문제이다. 제안자는 몇 가지의 옵션을 생각할 수 있지만

……………… (4) k= ∑

n

i=1[A] ×

B[C]

A= 개별설비의배출율B= 개별설비의산출물C= 모든설비의산출물


최종결정은 UNFCCC 규정이 있지 않는 한 계약체결을 통해 이루질 수

밖에 없을 것이다.

부문별 (기술별) 배출율 정의에 의한 가중평균 배출율 산정 식은 앞

쪽의 식 (4)와 같다.

(나) 프로젝트 기준선 접근법

프로젝트 배출율 결정을 위해서는 다음과 같은 프로젝트 요소들이 설

명되어져야 한다.

○ 현재의 상황유지 (status quo)에 대한 가능성 평가가 요구된다.

즉 상당한 투자 없이 현재상태 유지가 가능할 것인가? 혹은 불

가피하게 대규모 투자가 프로젝트 기간 중에 필요할 것인가?

○ 대체 프로젝트를 위한 기존 계획

○ 에너지, 환경 및 기타 관련 정책내용에 기초한 그리고 법에서

요구하는 내용을 고려한 기존 개발계획과 추이

개별 프로젝트 기준선은 복합 프로젝트 (multi-project)의 경우보다 정

확하겠지만 프로젝트 기준선 설정 시 거래비용 (transaction costs)은 증

가하게 될 것이다.

5) 기타

CDM 프로젝트의 사전평가 단계에서 반드시 고려해야 할 요인으로

이상에서 살펴본 것 이외에 추가성이 남아있다. 마라케시 합의문에서는

환경적 추가성만을 정리하고 있지만 그동안의 논의 과정에서 제기되었

던 다른 추가성의 개념도 중요하다는 판단이다. 그러므로 “Ⅳ. 기준선

관련 이슈 및 방법론”에서 보다 상세히 다루고자 한다.

24

3. 평가 및 이행단계

평가단계에서는 프로젝트 서류 (document)10) 작성, 유치국, 투자자 및

UNFCCC에 의해 만들어진 CDM 집행이사회가 지정한 독립적 entity가

기준선을 포함한 프로젝트 서류 확인 (validation) 작업을 수행한다.

이행단계는 프로젝트의 물리적 실현, 모니터링 및 보고, 인증 및 검증,

credit 분할 등으로 구성된다.

평가 및 이행단계에서의 주요 절차는 다음과 같다11).

가. CDM 사업 타당성 확인/등록 (validation/registration)

CDM 프로젝트 제안자는 관련 사업 서류12)를 작성하고 CDM 집행이

사회가 추천하고 COP/MOP이 지정한 CDM 운영기구들 중에서 하나의

운영기구를 선정하여 프로젝트 서류를 운영기구에 제출한다. 선택된

CDM 운영기구는 프로젝트 관련 서류들이 CDM 프로젝트에 관한 각 요

건을 만족하는지 검토하여, 프로젝트의 타당성을 확인하고, 타당성이 확

인된 프로젝트에 한해 CDM 집행이사회에 등록신청을 하게 된다.

그리고 프로젝트 계획서에 사용한 기준선 설정 및 모니터링 방법론들

10) PDD (project design document)

11) 에너지관리공단, 풍력발전의 베이스라인 설정 및 모니터링 계획 작성, 2003. 4, pp

8-10.

12) 프로젝트 서류는 유치국가의 CDM 프로젝트 승인기구로부터 발급 받은 CDM 프

로젝트 승인서, 추가성 및 기준선․모니터링 방법론을 포함한 CDM 프로젝트 계

획서, 프로젝트에 대한 지역주민의 의견서 및 의견수렴결과서, 환경영향평가서 등

이 포함됨.


이 기존 방법 이외 새로운 방법을 제시할 경우, CDM 운영기구는 CDM

집행이사회에 새로운 방법론에 대한 승인을 요청하고, CDM 집행이사회

는 승인 여부를 결정한다.

나. 모니터링

CDM 프로젝트 제안자는 CDM 운영기구에 제출한 프로젝트 계획서

에 포함된 계획에 따라 프로젝트 전체 기간동안 CDM 프로젝트 제안자

또는 제3의 기관에 의해 모니터링을 실시한다. 또한 모니터링을 수행한

후 보고서를 작성하여 지정된 CDM 운영기구에 제출한다.

다. CDM 사업 검증 및 인증 (verification & certification)

CDM 프로젝트 검증은 프로젝트 기간동안 해당 프로젝트의 진행상황

을 주기적으로 검토함으로써 실질적인 온실가스 배출저감 실적을 결정

하는 것을 목적으로 한다. CDM 운영기구는 프로젝트 제안자가 제출한

모니터링 보고서를 토대로 문서검증 및 현장 조사 등을 실시하고, CDM

프로젝트 제안자가 프로젝트 초기단계에 제출한 프로젝트 계획서 및 모

니터링 계획서와의 일치 여부, 기준선의 유효성 및 모니터링 방법 평가

와 결과 검토, 그리고 온실가스 저감량 결정방법에 대한 평가 등을 실시

한다.

CDM 운영기구는 검증내용을 CDM 프로젝트 제안자, 투자국 및 투자

유치국가, CDM 집행이사회에 서면으로 보고하고 공개 의견수렴 과정을

거쳐 검증된 온실가스 배출저감량에 해당하는 CER 발행을 요청하게 된

다.

26

라. CER (certified emission reduction) 발급

CDM 집행이사회는 CDM 운영기구가 제출한 인증보고서를 접수 후,

당사국 (CDM 투자국 및 유치국가) 또는 CDM 집행이사회 위원 중 적

어도 3명 이상이 이의를 제기하지 않으면 CER을 발급하게 된다.

발행된 CER은 CDM 집행이사회의 보유구좌 (pending account)에 우

선 등록된 후, 보유구좌의 CER로부터 CDM 사무비용, 개발도상국을 지

원하기 위한 기금 (CER의 2%) 및 행정비용을 제외한 나머지 CER이

CDM 사업자 및 유치국가의 요청에 따라 등록구좌로 이전된다. 발급된

CER은 CDM 집행이사회로부터 CDM 사업이 실시된 의무감축시기, 지

역, CDM 사업의 형태, CDM 사업을 실시한 당사국 및 CDM 사업 번호

등의 의미를 함축하는 고유번호를 부여받게 된다.

Ⅲ. 발전부문의 온실가스 배출 27

Ⅲ. 발전부문의 온실가스 배출

1. 전력수급 및 온실가스 배출 추이

가. 전력수요 추이

지난 10여 년 동안 우리경제가 지속적으로 높은 경제성장을 달성함에

따라 전력소비도 높은 증가세를 나타냈다. 1990～2001년 사이의 경제성

장률은 연평균 5.9%를 기록하였다. 2001년의 국내총생산은 493 조원

(1995년 불변가격)에 달해 1990년 대비 약 1.9배 증가하였다.

전력 수급 추이 (1990～2001)

1990 1995 2000 2001’90-'01 연평균

증가율 (%)

GDP ('95년 불변, 조원) 263 377 479 493 5.9

판매전력량 (억kWh) 944 1,633 2,395 2,577 9.6

최대부하 (만kW) 1,725 2,988 4,101 4,313 8.7

평균부하 (만kW) 1,229 2,108 3,033 3,256 9.3

부하율 (%) 71.2 70.6 74.0 75.5 -

전력소비/GDP (kWh/천원) 0.358 0.433 0.501 0.522 3.5

전력소비․GDP 탄성치 - - - - 1.63

자료: 1. 한국전력공사, 경영통계, 2003.

2. 산업자원부․에너지경제연구원, 2003, 에너지통계연보.

동 기간 전력소비(판매량)는 1990년 944억kWh에서 2001년 2,395억kWh로

28

급격히 증가하여 연평균 9.6%의 성장세를 나타냈으며, 1990년부터 2001년

기간동안의 전력소비에 대한 GDP 탄성치는 1.63을 기록하여 전력소비 증가

율이 경제성장률을 크게 상회하는 수준이었음을 알 수 있다.

국내총생산에 대한 전력소비량인 전력소비원단위 (전력판매량/GDP)

는 1990년 0.358 kWh/’95불변 천원에서 2001년 0.522 kWh/’95불변 천

원으로 동 기간동안 연평균 3.5% 증가율을 가록하였다. 이렇듯 전력소비

가 경제성장률 보다 높은 증가세를 보인 것은 철강산업 등 전력 다소비

업종의 생산 증가, 소득수준의 향상에 따른 고급에너지에 대한 선호 증

가, 여름철 냉방수요의 급증 등 여러 가지 요인이 복합적으로 작용한 결

과이다.

최대부하는 1990～2001년 사이에 연평균 8.7% 증가한 것으로 나타나

전력소비 증가율과는 약 1%p 낮은 수준을 나타냈다. 2001년의 최대부하

는 4,313 만kW이며, 1990년의 최대부하 1,725 만kW와 비교할 때 2.5배

나 증가하였다. 평균부하는 1990년 1,229 만kW에서 2001년 3,256 만kW

로 연평균 9.3%의 증가세를 나타내 전력소비 증가율과 유사한 수준을

기록하였다.

용도별 전력소비 구조를 보면 과거의 주택용과 상업용(공공/서비스)의

비중 증가 및 산업용 비중 감소 추이와는 달리 1990년대에 들어서는 상

업용의 소비비중은 증가세를 지속하고 있으나 주택용 비중이 감소세로

전환하였으며, 산업용 소비비중의 감소세는 지속되는 모습을 나타내고

있다. 전체 전력소비에서 주택용이 차지하는 비중은 1990년에는 18.8%에

서 1995년에는 17.3%로 감소하였고 2001년에는 15.2%까지 하락하였다.


용도별 전력수요 추이 (1990～2001)

(단위: 억kWh, %)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율 (%)

계944

(100.0)

1,633

(100.0)

2,395

(100.0)

2,577

(100.0)9.6

주택용177

(18.8)

283

(17.3)

371

(15.5)

392

(15.2)7.5

산업용592

(62.8)

964

(59.1)

1,323

(55.2)

1,358

(52.7)7.8

공공/서비스174

(18.4)

385

(23.6)

702

(29.3)

827

(32.1)15.2

주: ( )는 구성비

자료: 한국전력공사, 2003, 한국전력통계.

[그림 Ⅲ-1] 용도별 판매 전력량 추이 (1980～2001)

(단위: GWh)

0

50

100

150

200

250

300

80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01

가정용 산업용 공공 및 서비스업

30

산업용 전력소비 점유율은 지속적으로 감소하는 추세를 보여 1990년

62.8%에서 2001년에는 이 보다 10.1%p나 낮아졌으나 여전히 전체 전력

소비의 반 이상 (52.7%)을 점유하고 있다. 상업용 전력소비는 1990년 이

후 연평균 15.2%의 높은 증가세를 지속하여 소비비중 또한 계속 상승하

는 모습을 보이고 있다. 1990년 상업용 소비는 18.4%로 주택용 비중 보

다 낮았으나 2001년 현재 32.1%로 주택용의 2배 이상을 소비하고 있는

것으로 나타났다.

주택용 전력소비는 1990～2001년 기간동안 7.5%의 연평균증가율을 기

록하여 전체 전력소비의 연평균 증가율보다 다소 낮은 증가세를 나타냈

다. 주택용 수요의 증가는 소득증가에 따른 가전제품의 보급 확대 및 대

형화, 주거면적의 증가 등에 기인하는 것으로 판단된다.

산업용은 동 기간동안 연평균 7.8%의 성장세를 기록하여 전체 소비증

가율보다 낮은 증가세를 나타냈는데 이는 에너지 다소비 업종 비율이

줄면서 부가가치가 크고 에너지 저소비산업인 조립금속기계공업의 산업

점유율이 상대적으로 높아짐에 따른 것이다.

상업용(공공 및 서비스용) 전력소비는 1990～2001년 중 연평균 15.2%

로 증가한 결과 소비량은 1990년 174 억kWh에서 2001년에는 827 억

kWh로 늘어났다. 연평균 증가율을 보면, 상업용이 1990년대 이후 전력

소비 증가를 주도하고 있음을 알 수 있는데 특히 2000년대에 들어 2000

년 19.4%, 2001년 17.8% 등 1990년대 후반보다 높은 증가세를 보이고

있다. 상업용 전력소비가 타 용도보다 높은 증가세를 보인 것은 3차 산

업 중심으로의 산업구조의 변화, 도시빌딩의 대형화, 사회간접자본의 확

대 등에 기인한 현상으로 판단된다.


나. 전력 설비 및 공급 추이

1) 발전능력

발전설비는 1990년 24,055 MW에서 2001년에는 56,701 MW로 1990년

이후 10여 년간 2배 이상의 양적 팽창을 달성하였다. 설비예비율은 1980

년대 동안 매우 높은 수준을 유지하였으나 1990년대 초․중반에 공급불

안을 우려할만한 수준으로 낮아졌으나 1980년대 후반에 다시 높아졌다

가 2001년에 15.1%로 약간 내려갔다. 1990년대의 설비부족 현상은 1980

년대 중반 설비과잉 논란에 따른 설비증설 지연과 경기호황의 지속 및

하계 냉방부하 급증에 의한 것으로 설명될 수 있다.

전력공급 주요지표 (1990～2001)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율 (%)

발전설비 (MW) 24,055 35,356 53,685 56,701 8.1

총발전량 (GWh) 118,461 203,546 290,443 309,886 9.1

설비예비율 (%) 21.8 6.4 16.8 15.1 -

이용률 (%) 58.4 66.3 62.2 64.4 -

발전효율 (%) 36.99 38.14 39.45 39.57 -

주 : 발전효율은 화력발전소 발전단 열효율임.

자료: 1. 한국전력거래소, 2003, 발전설비현황.

2. 한국전력공사, 2003, 경영통계.

3. 한국전력공사, 2003, 한국전력통계.

32

(가) 발전설비 구조변화

두 차례의 석유위기로 유가가 급등하자 정부는 1980년대 들어서면서

전원의 다양화와 탈석유 전원정책을 추진하였다. 즉 기존의 수력 및 석

유 중심의 설비구조에서 원자력, 석탄 (유연탄)발전 중심으로 전환하였

다.

발전설비 추이 (1990～2001)

(단위: MW, %)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율 (%)

계21,021

(100.0)

32,184

(100.0)

48,451

(100.0)

50,859

(100.0)8.4

원자력7,616

(36.2)

8,616

(26.8)

13,716

(28.3)

13,716

(27.0)5.5

석탄혼소3,700

(17.6)

7,820

(24.3)

14,031

(29.0)

15,531

(30.5)13.9

석유화력3,662

(17.4)

4,675

(13.5)

4,490

(9.3)

4,490

(8.8)1.9

LNG2,550

(12.1)

1,538

(4.8)

1,538

(3.2)

1,538

(3.1)-4.5

복합화력840

(4.0)

6,184

(19.2)

11,257

(23.2)

11,436

(22.5)26.8

내연력213

(1.0)

259

(0.8)

271

(0.5)

273

(0.5)2.3

수 력2,340

(11.1)

3,093

(9.6)

3,149

(6.5)

3,876

(7.6)4.7

주: ( )는 구성비

자료: 산업자원부․에너지경제연구원, 2003, 에너지통계연보.


원자력은 1980년대에 지속적으로 신규설비가 도입됨에 따라 원자력

설비의 구성비는 1990년에 36.2%를 기록한 이후 점유율이 다소 낮아졌

으나 2001년 현재 27.0%로 높은 수준을 유지하고 있다.

석탄발전 설비는 1990년 17.6%에서 지속적으로 늘어나 2001년에는

30.5%로 점유율이 상승하여 가장 설비비중이 높은 설비이다. 석유발전

설비는 1970년대 전반 60%대를 유지하였으나 두 차례의 석유위기를 지

나면서 점유율이 지속적으로 낮아져 1990년에는 17.4%로 하락하였으며,

2001년에는 8.8%까지 감소하였다.

청정연료로서 최근 각광받고 있는 LNG 설비는 1980년대 중반 이후

예비율이 크게 낮아지자 신규 설비의 도입이 크게 증가되어 점유율 또

한 크게 높아졌다. 2001년 LNG 설비의 설비 점유율은 25.5% (복합화력

포함)를 기록하였다.

(나) 구조개편 이후 발전설비 현황

전력산업구조개편 일정에 의거 2001년 한국전력의 발전부문이 분리되

어 6개의 자회사로 분할되었다. 발전경쟁 여건은 원자력과 수력을 하나

의 회사로 분할하고 양수와 화력설비를 5개의 발전자회사에 배분하는

형태로 조성되었다.

발전부문 분할방안의 기본적인 원칙은 5개의 발전자회사가 모든 면에

서 공정한 경쟁환경을 갖도록 하는 것이다. 경제적 측면에서는 발전회사

별 연료조합 및 발전소 잔존수명의 균등화, 실적 가동률의 균등화 등을

고려하여 수익가치가 균등하게 되도록 하였으며, 기술측면에서는 송전제

약지역의 발전설비를 고르게 배분하였으며 기저․중간․첨두부하 발전

소를 균등하게 배분하였다. 또 다른 원칙으로 운영상의 비용이 가급적

최소화되는 방향으로 분할되었다.

34

2002년 현재 6개 발전자회사 및 기타 회사의 에너지원별 설비현황은

다음의 표에 요약되어 있다.

발전회사별 발전원별 설비현황 (2002)

(단위: MW, %)

석탄 LNG 원자력 석유 양수 수력 계 점유율

남 동 3,565 900 - 500 600 - 5,565 10.3

중 부 3,400 3,338 - 255 - - 6,993 13.0

서 부 3,066 2,280 - 1,400 600 - 7,346 13.7

남 부 3,000 1,800 - 565 400 - 5,765 10.7

동 서 2,900 2,100 - 1,800 700 0.4 7,500 13.9

한수원 - - 15,716 - - 535 16,250 30.2

기 타 - 3,201 - 140 - 1,041 4,381 8.1

계 15,931 13,618 15,716 4,660 2,300 1,576 53,801 100.0

점유율 29.6 25.3 29.2 8.7 4.3 2.9 100.0 -

주: 1. 상용자가설비 제외

2. 기타는 한국전력(주), 한종(주), LG에너지, LG파워, 수자원공사, 기타 소수

력 계임.

자료: 한국전력거래소, 2003, 발전설비현황.

2) 전력 공급 추이

전력 공급량은 1990～2001년 기간에 연평균 9.3%로 증가하였다. 2001

년 발전량13)은 285,224 GWh로 19900년 발전량 107,670 GWh의 2.6배

증가한 것으로 나타났다.

에너지원별로 발전량을 보면, 분석기간 동안 석탄 발전량이 가장 높은

13) 상용자가 발전량 중 판매분 포함 (한국전력공사, 2003, 경영통계.)


증가세를 보여 연평균 16.8% 증가한 것으로 나타났다. 다음은 가스

(LNG)로써 1990년 이후 2001년까지 연평균 11.1%의 비교적 높은 증가

세를 기록하였으며, 1980년대에 높은 증가세를 나타냈던 원자력은 설비

증가세가 안정되어 전체 설비 증가율 보다 낮은 연평균 7.1%에 그쳤다.

석유의 경우는 1990년대 중반을 지나면서 발전량이 감소세로 전환되었

다가 다시 회복세로 돌아섰지만 동 기간 중에 연율 3.7% 성장에 그쳤다.

에너지원별 발전량 추이 (1990～2001)

(단위: GWh, %)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율 (%)

계107,670

(100.0)

184,661

(100.0)

266,400

(100.0)

285,224

(100.0)9.3

수력6,361

(5.9)

5,478

(3.0)

5,610

(2.1)

4,151

(1.5)-3.8

석탄19,961

(18.5)

48,813

(26.4)

97,538

(36.6)

110,332

(38.7)16.8

석유18,856

(17.6)

42,045

(22.8)

26,142

(9.8)

28,155

(9.9)3.7

가스9,604

(8.9)

21,296

(11.5)

28,146

(10.6)

30,453

(10.7)11.1

원자력52,887

(49.1)

67,029

(36.3)

108,964

(40.9)

112,133

(39.3)7.1

자료: 한국전력공사, 2003, 경영통계.

비중변화를 보면, LNG는 설비증가에 비해 첨두발전원이라는 특성 때

문에 발전량에서 차지하는 비중이 높지 않은 10% 초반 수준을 유지하고

있다. 가장 높은 발전량 증가세를 보이고 있는 석탄발전 비중은 1990년

36

18.5%에서 2001년에는 38.7%로 급격히 늘어났으며, 원자력발전 역시 높

은 신장세를 보여 2001년 원자력발전의 점유율은 39.3%로 가장 높은 비

중을 보이고 있다.

다. 온실가스 배출 추이

1) 연료연소 부문

IPCC 방법론에 따라 추계된 우리나라의 화석연료 소비에 따른 이산

화탄소 배출량은 1980년대에 높은 증가세를 나타냈으며, 1990년 이후에

도 5.8%의 신장세를 나타낸 결과 1990년 65,171 천t-C에서 2001년

121,748 천t-C로 늘어났다.

연료 연소에 따른 CO2 배출 주요지표 (1990～2001)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율 (%)

CO2 배출량

(천t-C)65,171 100,056 117,876 121,748 5.8

1인당 CO2

(t-C/인)1.52 2.22 2.51 2.57 4.9

CO2/GDP

(t-C/백만원, ’95)0.247 0.265 0.246 0.247 0.0

탄소집약도

(t-C/TOE)0.699 0.665 0.611 0.614 -1.2

1인당 이산화탄소 배출량 역시 1990년대 기간 중 지속적인 증가세를

나타내고 있으나 증가율 면에서 배출총량 보다는 다소 낮은 수준을 보

이고 있다. 인당 이산화탄소 배출량은 1990년 1.52 t-C에서 2001년 2.57


t-C로 늘어나 연율 4.9%의 신장세를 기록하였다.

탄소집약도 (CO2/TOE)는 무연탄 소비감소, 천연가스 보급, 원자력 증

설 등으로 지속적인 하락세를 보인 후 약간 다시 증가하는 추이를 보이

고 있는 가운데 1990년-2001년 기간 중에는 연평균 1.2%의 하락세를 기

록한 결과 1990년 0.699 t-C/TOE에서 2001년 0.614 t-C/TOE로 낮아졌

다. 이와 같이 탄소집약도가 개선되는 것은 연료전환이 저탄소 연료로

진행되고 있기 때문이다.

화석연료 소비에 따른 이산화탄소 원단위 (CO2/국내총생산)는 1990년

대 동안 높아졌다가 낮아지는 추이를 나타낸 결과 1997년 0.28 t-C/백만

원을 기록한 이후 2000년까지 감소하다가 2001년 들어 다시 약간 늘어

났다. 따라서 환경친화적인 부가가치 창출방식으로의 전환이 일정단계에

달해 주춤하는 것으로 판단된다.

연료 연소에 따른 부문별 이산화탄소 배출량을 보면 전환 및 수송부

문이 평균 증가율을 상회하는 증가세를 보이고 있는 가운데 특히 전환

부문은 1990년 이후 2001년까지 연평균 12.4%의 높은 이산화탄소 배출

증가세를 나타냈다. 전환 부문의 높은 이산화탄소 배출 증가세는 유연탄

발전설비 확충에 따른 것이다.

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연료 연소에 따른 부문별 CO2 배출 추이 (1990～2001)

(단위: 천TC)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율(%)

계65,171 100,056 117,876 121,748

5.8(100.0) (100.0) (100.0) (100.0)

전환10,342 22,649 34,276 37,571

12.4(15.9) (22.6) (29.1) (30.9)

산업23,780 36,226 41,558 41,878

5.3(36.5) (36.2) (35.3) (34.4)

수송11,508 20,923 23,629 24,286

7.0(17.7) (20.9) (20.0) (19.9)

가정상업17,635 18,996 17,329 16,759

-0.5(27.1) (19.0) (14.7) (13.8)

공공기타1,905 1,263 1,084 1,254

-3.7(2.9) (1.3) (0.9) (1.0)

에너지원별 이산화탄소 배출 추이를 보면, 유연탄, LPG, 비에너지유

및 LNG의 1990년 이후 배출 신장세가 평균 증가율을 상회하는 것으로

나타났다. 유연탄은 2001년까지 10.3%의 연평균 신장세를 보였는데 이는

철강, 시멘트 등 에너지다소비업종의 성장과 발전용 유연탄 소비 증가에

기인하며, LPG는 수송 부문에서의 소비증가에 힘입어 분석기간 동안 연

평균 7.4%의 높은 이산화탄소 배출 증가세를 기록하였다.


연료 연소에 따른 원별 CO2 배출추이 (1990～2001)

(단위: 천TC)

1990 1995 2000 2001‘90-’01 연평균

증가율(%)

계65,171 100,056 117,876 121,748

5.8(100.0) (100.0) (100.0) (100.0)

석 탄25,853 29,346 44,942 47,933

5.8(39.7) (29.3) (38.1) (39.4)

유연탄14,915 26,099 41,539 43,889

10.3(22.9) (26.1) (35.2) (36.0)

석 유37,390 64,838 60,873 60,566

4.5(57.4) (64.8) (51.6) (49.7)

에너지유33,533 56,877 48,660 48,023

3.3(51.5) (56.8) (41.3) (39.4)

LPG2,568 4,494 5,514 5,637

7.4(3.9) (4.5) (4.7) (4.6)

비에너지유1,290 3,467 6,699 6,906

16.5(2.0) (3.5) (5.7) (5.7)

LNG1,927 5,872 12,062 13,249

19.2(3.0) (5.9) (10.2) (10.9)

납사로 대표되는 비에너지유는 동기간 동안 연평균 16.5%의 급격한 이

산화탄소 배출 증가세를 기록하였는데 이는 1990년 이후의 설비증설에

따른 원료 소비 증가에 기인한다. LNG는 1990년 이후 19.2%의 연평균

증가율을 나타낸 결과 배출 비중 면에서도 1990년 3%와는 달리 이제는

11%대에 달한다. LNG 소비로 인한 배출량이 급증한 것은 국내 환경규

제 영향으로 중유를 주로 소비했던 중앙난방 아파트 단지에서의 연료전

환과 도시가스 보급이 확대됨에 따른 천연가스 소비증대에 기인한다.

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2) 발전부문

1990년 이후 경제성장률을 크게 웃도는 전력소비 증가세를 기록함에

따라 발전부문의 이산화탄소 배출량 역시 동 기간동안 12.1%의 높은 증

가세를 기록하였다.

동 기간 중 발전량 증가세가 연평균 9.1%에 지나지 않음에도 이산화

탄소 배출량 증가세가 월등히 크게 나타난 것은 앞에서 본 바와 같이

석탄화력 설비가 1990년대 들어 크게 늘어났기 때문이다.

발전부문의 CO2 배출

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