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- 저자 : 노동운 ( Dong Woon Noh ) (검색결과 7 건)
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Marginal Abatement Cost of SO₂ Emission Reduction of the US Phase I Generating Units
Dong-Woon Noh(노동운) 에너지경제연구원 2003 에너지경제연구 Vol.2 No.1
미국의 261개 제1단계 아황산가스 배출규제대상 발전기는 1990년 대기정화법에 의해 아황산가스 배출을 제1단계 기간(1995-1999)에 백만BTU연료소비당 2.5파운드까지 감축해야 한다. 제1단계에는 아황산가스 배출권 거래제도가 도입되었기 때문에 동 제도가 효율적이라면 발전기 및 저감수단별 한계저감비용(MAC)은 배출권의 시장가격과 일치할 것이고 저감수단별 차이도 없을 것이며, 따라서 발전기는 최소 비용의 배출저감을 실현했을 것이다. 그러나l 배출권 거래의 제한 등과 갈은 부적절한 규제나 불확실성으로 인해 저감비용이 최소화되지 못했을 가능성이 있다. 본 논문은 미국의 제1단계 규제대상 발전기의 비용함수를 추정하고, 추정계수를 이용하여 각 저감수단별 한계저감비용을 계산했다. 추정결과에 의하면연료전환수단과 배출권구매수단을 채택한 발전기 그룹의 한계저감비용(각 $88/SO2, $77/SO2)은 배출권의 실제 시장가격($82/SO2)과 큰 차이가 없지만 탈황수단과 기타수단 ($621/SO2, $1420/SO2)은 배출권의 시장가격을 크게 상회한 것으로 나타났다. 배출권의 shadow가격은 실제 배출권의 시장가격보다 훨씬 높게 추정됨에 따라 배출권 거래제도의 이용도가 낮아 비효율이 발생한 것으로 나타났다. 따라서 배출권 거래 제도를 제한했던 주정부의 규제로 인해 아황산가스의 한계저감비용은 효율적인 배출권거래 제도하에서의 비용에 비해 높고 사회적 저감비용도 증가했을 것으로 추정된다.
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연구논문 : 지역별 온실가스 감축 잠재량 및 감축비용 분석
노동운 ( Dong Woon Noh ) 전남대학교 지역개발연구소 2011 지역개발연구 Vol.43 No.1
본 연구는 상향식 최적화 모형(MARKAL)을 이용하여 2020년의 6개 권역별 온실가스 감축 잠재량 및 감축비용을 분석했다. 모든 기술적 감축수단을 활용할 경우 전라권에서는 2020년에 온실가스 배출량(162,724천CO2톤)의 13.1%인 24,749천CO2톤의 감축이 가능할 것으로 분석된다. 수도권은 감축 잠재량과 감축율에서 가장 높은 수준을 나타내며 전라권의 감축량은 3위 수준이지만 감축율은 가장 낮은 수준으로 분석된다. 감축잠재량은 강원권이 가장 낮을 것으로 분석된다. 국가 전체의 기술적 감축잠재량을 달성하는 평균비용은 강원권이 가장 낮고 수도권이 가장 높으며 경북권과 전라권이 수도권 다음으로 높고 충청권은 중간 정도의 수준으로 분석된다. 본 연구에서 설정한 20%의 감축목표를 달성하기 위해 국내 배출권 거래제를 도입하면 수도권과 경남권이 배출권을 판매할 수 있을 것으로 분석된다. 배출권 판매량은 수도권이 가장 많고 경남권은 미미한 수준에 이를 것으로 분석된다. 나머지 지역은 모두 배출권을 구매해야 하며 배출권 구매량은 전라권이 가장 많고 강원권이 가장 적을 것으로 분석된다. 배출권 거래제를 도입하면 개별감축에 비해 강원권의 감축비용이 가장 높은 비율로 감소하고 다음으로 전라권, 충청권, 경북권, 수도권 순이며 경남권이 가장 낮은 율로 감소할 것으로 분석된다. 국내 배출권 거래제와 국제 탄소시장을 연계할 경우 감축비용 감소는 확대될 것으로 분석된다. 따라서 기준 배출량 대비 30% 감축이라는 우리나라의 중기 온실가스 감축 목표를 달성하기 위해서는 모든 지역이 분석대상 이외 부문이나 해외로부터 배출권을 구매해야 하기 때문에 지방정부와 중앙정부 모두 보다 비용이 낮은 감축수단을 개발해야 할 것으로 보인다. 인구가 밀집된 수도권과 경남권의 온실가스 감축 잠재량이 높게 나타난 것은 전력의 소비단계에서 온실가스 배출량을 설정한 분석모형의 한계에서 발생된 결과이다. 따라서 향후 연구에서는 발전형태 및 발전규모를 지역별로 분할하여 전력생산 단계에서 온실가스 배출량을 산정하여 지역별 감축 잠재량을 보다 정교하게 반영할 수 있는 연구가 추진될 필요가 있다. The purpose of this research is to estimate regional greenhouse gas mitigation potential using bottom-up model(MARKAL). Technological greenhouse gas mitigation potential and abatement cost is estimated for each sectors and six regions. The 20% is set as a target to reduce greenhouse gas emission compared to baseline emissions in 2020. Capital Region has the largest mitigation potential of 59,077 ths. tCO2(24.8% compared to baseline emission), Kang-Won Region has the smallest potential of 10,627 ths. tCO2(l6.0%) in 2020. ChonRa`s technological mitigation potential is 24,729 ths. tCO2(13.l%) in 2020. Conversion sector has the largest potential, and commercial sector has the second largest potential of ChonRa`s potential. The avenge cost to achieve technological mitigation potential is $241/tCO2. Around 1.2% of mitigation potential can be realized under negative marginal cost, 10.4% of potential can be achieved under the current international carbon price($20-30/tCO2). Under domestic greenhouse gas emission trading system, Capital and Kyungnam sell allowances, and remaining regions including ChonRa have to buy permissions to get 20% target. However, the mitigation cost in ChonRa is estimated to be declined by 30.% under domestic trading compared with no-trading. In case of linkage with international carbon market, all regions have to buy allowances from outside since the marginal cost to get 20% target is very high compared with international carbon price. ChonRa can enjoy more drastic cost reduction of 95.7% in case of linkage with international carbon market.
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연구논문 : 수소 에너지의 온실가스 감축 잠재량 및 가격 경쟁력 분석
노동운 ( Dong Woon Noh ) 전남대학교 지역개발연구소 2013 지역개발연구 Vol.45 No.2
본 연구는 상향식 최적화 모형(MARKAL)을 이용하여 화석에너지와 경쟁력을 가질 수 있는 수소에너지 도입방안과 수소 공급가격을 분석했다. 수소 에너지가 도입되지 않는 기준안 대비 수소에너지가 도입될 경우의 에너지 수요, 온실가스 배출 및 시스템 비용 변화도 분석하고 경쟁력을 가질 수 있는 수소 공급방안과 공급비용을 분석했다. 분석기간은 2005년부터 2050년이며 가격 및 비용은 2005년 불변가격이다. 수소의 기준 수요는 2030년에 본격적으로 확대되기 시작하여 2050년에 12,191천톤에 이르러 모든 부문에서 수요가 포화상태에 이를 전망이다. 수송부문이 수소 수요의 48.4%, 산업부문(발전부문)이 24.0%, 상업부문이 20.7%, 가정부문이 7.0%를 차지할 전망이다. 2050년의 수소 공급은 에너지원별 혼합공급방식과 단독 공급방식으로 구분하여 최소걸침기법을 사용했으며 LNG가 5,117천톤, 석탄은 4,149천톤, 원자력과 신재생에너지는 각각 1,151천톤과 1,534천톤을 공급할 것으로 전망된다. 수소에너지가 도입되면 온실가스 배출량은 기준안(BAU)에 비해 2050년에 혼합 수소공급의 경우에는 2.6% 증가, 단독 수소공급은 27.4% 증가에서 29.3% 감소에 이를 것으로 분석된다. 단독 공급의 경우 석탄수소 공급은 27.4%의 온실가스 배출량 증가, LNG 수소 공급은 소폭(0.4%) 증가하고 원자력 수소 공급은 28.0% 감소, 신재생 수소 공급은 29.3% 감소할 것으로 분석된다. 에너지 시스템 비용은 2050년에 기준안 대비 혼합 수소공급의 경우에는 0.7% 감소하고 단독 수소공급의 경우에는 최저 0.5%에서 최고 1.1% 감소할 것으로 분석된다. 단독 공급에서 LNG 수소가 가장 낮은 0.5%의 비용 감소가 이루어지는 반면 원자력 수소가 가장 높은 1.1%의 비용을 감소시킬 것으로 분석된다. 신재생 수소의 비용 감소는 0.6%, 석탄수소는 0.8%의 비용 감소가 나타날 것으로 분석된다. 에너지수요, 온실가스배출량, 비용 측면에서 원자력 수소가 가장 양호하고 다음으로는 신재생 수소공급이 우수한 것으로 평가되었다. 수소 에너지의 화석에너지 가격 경쟁력 분석은 분석모형(MARKAL)의 잠재가격(shadow price) 추정 방법을 사용했다. 혼합 수소공급의 수소 공급비용은 2050년에 $3.75/kg H2로 나타났으며 단독 수소공급의 경우에는 원자력 수소의 공급비용이 가장 낮은 수준인 $0.99/Kg H2로 나타났다. 석탄수소의 공급 비용이 $2.61/Kg H2로 나타났으며 LNG 수소는 $4.36, 신재생 수소는 가장 높은 $11.40로 나타났다. 따라서 향후 수소 에너지가 기존의 화석에너지와 경쟁력을 갖기 위해서는 원자력 수소의 잠재가격 수준인$0.99/Kg H2 이하의 비용수준을 확보해야 할 것으로 분석되었다. 이는 현재의 수소 공급가격이 $2.5/Kg에서 $5.0/Kg H2 수준에 이르고 있다는 점을 감안하면 앞으로 수소에너지에 대한 지속적이고 상당한 투자노력이 이루어져야 한다는 점을 말해주고 있다. 수소에너지 도입은 현재의 탄소경제에서 수소경제로 이전하기 위한 매우 중요한 개념이라고 할 수 있다. 특히 신재생에너지를 사용한 수소에너지 도입은 매우 바람직한 에너지 생산방식이며 여기에는 비용 하락이 가장 큰 과제이기 때문에 신재생에너지 수소생산방식에 대한 기술적 투자 확대가 필요할 것이다. The purpose of this research is to estimate the GHG emission mitigation potential and the price compatability of hydrogen energy compared with hydrocarbon energy in 2005-2050 using bottom-up model(MARKAL). The demand of hydrogen energy is 12.191 thousand hydrogen ton, and LNG is the highest source of hydrogen production in 2050. The primary energy consumption will be the range of +14.1% to - 24.9% compared with non-hydrogen scenario in 2050. The greenhouse gas emission is +27.4% to - 29.3% compared with non-hydrogen greenhouse gas emission. Nuclear hydrogen has the highest potential to reduce greenhouse gas emissions by 29.3% in 2050. In terms of energy demand, greenhouse gas emission, system cost, nuclear hydrogen is evaluated as the best option to supply hydrogen energy, and the renewable hydrogen is the second best option in 2050. The shadow price of MARKAL is used to estimate the price comparability of hydrogen energy. The supply cost of nuclear hydrogen should be $0.99/Kg H2 in order to compete with current cheap hydrocarbon energies. The government should invest lots of resources in nuclear hydrogen energy R&D considering the current supply cost of nuclear hydrogen is in the range of S2.5/Kg and S5.0/Kg H2. Hydrogen energy is important resource to transfer the economic system to hydrogen economy from hydrocarbon economy.
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