17년 2회차

배출량 산정보고서와 관련된 ISO 지침의 원칙은 완전성(Completeness), 일관성(Consistency), 투명성(Transparency), 정확성(Accuracy) 등으로 구성되며, 이는 산정된 배출량 정보가 신뢰할 수 있고 검증 가능하도록 하기 위한 기준이다.

제시된 항목 중 보장성(Guarantee)은 이러한 산정·보고 원칙에 포함되는 개념이 아니므로, 4가지 충족조건에 해당하지 않는다.

대기 중 이산화탄소 농도의 계절 변동은 육상 식생의 광합성·호흡 활동 주기와 밀접하게 관련되어 있다. 북반구 고위도 지역은 여름철에 식물의 광합성이 활발해져 대기 중 이산화탄소를 대량으로 흡수하므로 농도가 낮아지고, 겨울철에는 광합성이 줄고 호흡·분해 작용이 상대적으로 우세해지면서 농도가 높아진다.

남극처럼 육상 식생이 거의 없는 지역에서는 이러한 광합성에 의한 계절적 흡수·방출 효과가 작아 계절차가 뚜렷하지 않으며, 이는 고위도 북반구에서 계절 변동이 더 뚜렷하게 나타나는 이유를 설명해 준다.

그림은 Mauna Loa Observatory에서 관측한 대기 중 CO₂ 농도 기록이다. 세로축은 CO₂ 농도(ppm), 가로축은 연도(1960~2010)이며, 농도는 약 315 ppm 수준에서 시작해 2010년경 약 390 ppm까지 꾸준히 상승한다. 이 곡선이 바로 킬링 곡선(Keeling curve)으로, 화석연료 연소에 따른 기후변화의 상징으로 인용된다.

곡선이 매년 톱니처럼 오르내리는 1년 주기의 진동은 북반구 육상 식물의 광합성이 만드는 계절적인 차이 때문이다. 봄·여름에는 광합성이 활발해 CO₂가 흡수되어 농도가 낮아지고, 가을·겨울에는 광합성이 줄고 낙엽·토양 유기물의 분해(호흡)가 우세해져 농도가 다시 높아진다.

장기적인 우상향 추세는 인위적 배출의 누적 때문이며, 빙하 감소나 강수량 차이·알베도 변화로는 해마다 규칙적으로 반복되는 이 계절 진동을 설명할 수 없다.

RGGI(Regional Greenhouse Gas Initiative)는 미국 북동부 지역의 여러 주가 참여하여 발전 부문을 대상으로 운영하는 배출권거래제도이다.

나머지 명칭은 다른 나라의 제도나 거래소를 가리킨다. JVET는 일본에서 운영된 자발적 배출권거래제(JVETS)를 뜻하고, EEX는 유럽(독일)의 에너지거래소, KETS는 우리나라의 배출권거래제를 뜻하므로 미국 북동부지역의 제도로 볼 수 없다.

기후변화협약(UNFCCC)은 기후변화 완화조치를 포함한 국가계획의 수립·시행, 온실가스 저감기술 및 공정의 개발, 배출권 거래제도와 공동이행제도의 도입 등을 주요 내용으로 담고 있다.

다만 선진국의 온실가스를 1990년 수준 대비 평균 5.2% 의무 감축하도록 한 것은 협약 자체가 아니라 이후 채택된 교토의정서의 내용이며, 그 이행 목표기간도 2020년이 아닌 2008년~2012년이었다. 따라서 이 설명은 기후변화협약의 주요 내용으로 옳지 않다.

COP7(모로코 마라케시, 2001년)에서는 앞서 결렬되었던 교토의정서의 세부 운영규칙에 대한 협상이 타결되어, 이른바 “마라케시 합의문(Marrakesh Accords)”이 채택되었다. 즉 이 회의에서 운영규칙 확정 협상이 결렬된 것이 아니라 오히려 최종 타결이 이루어졌다.

COP1의 베를린 맨데이트 채택, COP2(제네바)에서 선진국 감축목표에 법적 구속력을 부여하기로 한 합의, COP9(밀라노)에서의 CDM 흡수원 관련 기술규정·기후변화특별기금·최빈국 기준 운영지침서 합의 등 나머지 설명은 각 회의의 실제 결과와 일치한다.

배출권거래제는 정부가 정한 총량(cap) 범위 내에서 배출권을 할당하고 기업 간 거래를 허용하는 방식이므로, 탄소세와 달리 목표로 하는 온실가스 총배출량 자체를 직접 통제할 수 있어 배출량 관리가 용이하다는 장점이 있다.

반면 탄소세는 가격을 고정해 안정적인 탄소가격 신호를 주고 시행 인프라 부담이 적으며 초기부터 재원조달이 가능하다는 장점이 있지만, 실제 배출총량이 얼마가 될지를 사전에 통제하기는 어렵다.

배출권거래제 제1차 계획기간(2015년~2017년)에서는 각 기업이 온실가스 감축비용을 고려하여 직접 감축활동을 하거나 시장에서 배출권을 매입하는 방식으로 대응할 수 있도록 설계되어 있었다.

반면 실제 할당대상 온실가스는 CO₂, CH₄, N₂O, HFCs, PFCs에 SF₆를 더한 6종이며, 배출권 거래제 주무관청은 산업통상자원부가 아니라 환경부였다. 또 할당대상업체 기준은 업체 단위로는 연평균 12만5천톤 CO₂-eq 이상, 사업장 단위로는 2만5천톤 이상이므로, 업체 기준을 25,000톤이라고 한 서술은 사업장 기준과 혼동한 것이다.

일반적으로 6대 온실가스의 지구온난화지수(GWP)는 SF₆가 가장 크고, 그 다음으로 과불화탄소(PFCs) 계열이 크며, 메탄(CH₄)은 이산화탄소(CO₂)보다는 크지만 앞의 두 물질보다는 훨씬 작다. 이산화탄소는 GWP의 기준값(1)이 되는 물질로 가장 작다.

따라서 지구온난화지수가 큰 순서대로 나열하면 SF₆, PFCs, CH₄, CO₂ 순이 된다.

국제사회가 기후변화 문제를 환경문제로 처음 논의하기 시작한 것은 1972년 스톡홀름 인간환경회의로 볼 수 있고, WMO와 UNEP는 1988년 IPCC를 공동 설립하였으며, IPCC는 1990년 제1차 평가보고서를 통해 기후변화 문제를 다루기 위한 국제협약 제정을 권고하였다.

이러한 권고에 따라 기후변화협약(UNFCCC)이 체결된 것은 1999년이 아니라 1992년 브라질 리우데자네이루에서 개최된 유엔환경개발회의(UNCED)에서였다. 또한 이 협약은 온실가스 농도 안정화라는 목표와 노력 의무를 규정했을 뿐 선진국의 구속력 있는 감축목표를 확정한 것이 아니며, 구체적인 의무감축 목표는 1997년 교토의정서에서 정해졌다. 따라서 연도와 합의 내용 모두가 실제 사실과 다르다.

기후변화협약(UNFCCC)에서 규제 대상으로 삼는 직접 온실가스는 이산화탄소, 메탄, 아산화질소(N₂O), 수소불화탄소(HFCs), 과불화탄소(PFCs), 육불화황(SF₆) 등이다.

수증기(H₂O)는 대기 중 농도가 매우 높고 자연적인 순환 과정에 의해 좌우되어 인위적으로 직접 통제할 수 있는 온실가스로 취급되지 않으므로, 협약상 규제 대상 직접 온실가스에 포함되지 않는다.

기후변화의 영향인자로는 태양활동의 변화와 해양 순환(대양에서의 환류작용), 이산화탄소의 시비효과와 산림탄소의 변화, 황산에어로졸·먼지와 같은 대기 중 입자 및 화학적 반응에 따른 대기 산화상태의 변화 등이 꼽힌다.

이에 비해 지구대기를 구성하는 미생물의 활동주기 변화나 인구이동은 기후변화의 물리적·화학적 영향인자로 통상 다루어지는 항목이 아니므로, 나머지 선택지들과 성격이 다르다.

흑체 복사량은 스테판-볼츠만 법칙 $E = \sigma T^4$으로 계산한다. 절대온도로 환산하면 15℃는 약 288K이며, 이를 대입하면 $E = 5.67\times10^{-8}\times288^4 \approx 5.67\times10^{-8}\times6.88\times10^{9} \approx 390\ \mathrm{W/m^2}$ 정도의 값이 얻어진다.

따라서 완전 흑체로 가정한 지구표면(평균온도 15℃)이 방출하는 최대 복사량은 약 390W/m²에 해당한다.

안면도에서 관측된 이산화탄소 농도는 계절에 따라 진폭이 다르지만 뚜렷한 일변동 특성을 지니며, 월평균 농도는 4월에 최대·8월에 최소로 나타나고 일변동 최저농도가 나타나는 시각도 계절별로 차이는 있으나 대체로 오후 15~17시 사이에 관측되었다.

다만 이산화탄소의 일변동폭은 식물의 광합성·호흡 활동이 왕성한 여름철에 더 크게 나타나고, 생물활동이 위축되는 겨울철에는 오히려 작게 나타난다. 따라서 겨울에 일변동폭이 가장 크고 여름에 가장 작다고 서술한 부분은 실제 경향과 반대이다.

IPCC 제4차 평가보고서에 따르면 1961년 이후 전 지구 평균 해수면은 매년 약 1.8mm씩 상승해 온 것으로 나타났다.

이는 해수의 열팽창과 빙하·만년설의 융해 등이 복합적으로 작용한 결과로 제시된 수치이다.

제시문의 대기 중 농도 약 1.7 ppm, 연간 약 0.01 ppm씩 증가라는 수치와 습지·논에서 발생하고 천연가스 파이프라인·유정에서 새어 나온다는 배출원 설명은 모두 메탄(CH₄)의 특징이다.

메탄은 산소가 부족한 혐기성 조건에서 유기물이 분해될 때 생성되므로 습지, 담수 상태로 관리되는 논, 가축의 장내발효, 매립지가 대표적인 배출원이고, 인위적으로는 천연가스의 생산·수송 과정에서 새어 나오는 양이 큰 몫을 차지한다.

이산화탄소는 농도가 수백 ppm 수준으로 자릿수 자체가 다르고, 아산화질소는 0.3 ppm대이며 주로 토양의 질소순환과 비료 사용에서 발생한다. 오존은 성층권에서는 자외선으로, 대류권에서는 광화학 반응으로 생성되는 기체여서 습지 배출과는 무관하다.

기후변화에 대한 부문별 취약성은 통상 노출(Exposure), 민감성(Sensitivity), 적응능력(Adaptation, Adaptive capacity)이라는 세 가지 요소로 평가된다.

리스크평가(Risk)는 취약성 평가를 구성하는 개별 기준이라기보다 노출·민감성·적응능력이 결합되어 나타나는 결과적 개념에 가까우므로, 취약성 평가 기준 자체로 제시되는 항목이 아니다.

IPCC의 제1실무그룹은 기후시스템과 기후변화에 대한 과학적 이해를, 제2실무그룹은 기후변화의 영향평가·적응·취약성 평가를, 제3실무그룹은 온실가스 배출 완화와 사회경제적 비용·편익 분석 등 정책 대응을 각각 담당한다.

반면 국가 온실가스 인벤토리 관련 특별대책반(TFI)은 각국의 온실가스 배출량 산정방법론과 가이드라인을 개발·관리하는 역할을 하며, 재해지역에서 에어로졸·방사성물질 등을 대상으로 폭넓은 과학적 평가를 수행한다는 설명은 실제 역할과 다르다.

제시된 특징은 IPCC 국가 온실가스 인벤토리 가이드라인의 것이다. 국가 단위 배출량 산정을 위해 개발되었고, 에너지 공급 통계 등 상위 자료에서 출발하는 Top-down 방식의 산정 접근을 제시하며, 국제적으로 통용되는 온실가스의 종류와 GWP(지구온난화지수)를 정리해 제공한다.

결정적인 단서는 2007년 노벨평화상 수상이다. IPCC는 2007년 노벨평화상을 받은 정부간 협의체로, 온실가스 인벤토리 가이드라인을 발간하는 주체다.

ISO 14064-1과 GHG Protocol은 국가가 아니라 조직·사업장 단위의 배출량 산정·보고 표준이고, EU-ETS 가이드라인은 EU 배출권거래제 대상 사업장의 모니터링·보고 규정이어서 국가 인벤토리용 GWP를 제시하는 문서가 아니다.

배출량 산정의 기본식에서 GWP(지구온난화지수)는 이산화탄소 1kg 대비 다른 온실가스 1kg이 지구온난화에 기여하는 정도를 나타내는 계수이며, 배출계수는 단위 활동자료당 발생하는 온실가스 배출량을, 고정연소의 배출량 산정 매개변수는 활동자료·열량계수·배출계수·산화계수를 포함한다.

다만 IPCC 제2차 평가보고서(SAR) 기준으로 GWP 100년 값이 23,900에 이르는 물질은 PFCs가 아니라 육불화황(SF₆)이며, PFCs 계열의 GWP는 이보다 훨씬 낮다. 따라서 이 설명에서 언급된 물질명이 실제와 일치하지 않는다.

고정연소시설에서 사용하는 기체연료 중 천연가스는 메탄(CH₄)을 주성분으로 하며, 발전소나 산업공정의 스팀·열 생산, 가정 및 상업용 난방 등에 널리 쓰인다.

부탄, 프로판, 에탄은 천연가스에 소량 포함될 수 있는 다른 탄화수소 성분들로, 메탄에 비해 함유 비중이 훨씬 낮다.

유리 원료 중 탄산염 성분(소다회·석회석·백운석)은 용융 과정에서 열분해(탈탄산 반응)를 일으켜 원료 속 탄산이 이산화탄소로 방출된다. 소다회(Na₂CO₃), 석회석(CaCO₃), 백운석(CaMg(CO₃)₂)은 모두 탄산이온을 포함하고 있어 융해 시 CO₂를 배출하는 주요 원료로 분류된다.

반면 생석회(CaO)는 이미 석회석을 소성해 탈탄산 반응을 마친 산화칼슘 상태이므로, 유리 융해로에 투입되더라도 추가로 배출할 탄산 성분이 남아 있지 않다. 따라서 융해공정에서 CO₂를 배출하는 주요 원료와는 거리가 멀다.

카프로락탐은 원료에 따라 싸이클로헥산법(산화법), 페놀법, 톨루엔법의 세 가지 공정으로 생산된다. 이 중 싸이클로헥산을 산화시켜 사이클로헥사논을 거쳐 만드는 공정이 반응 효율과 경제성이 뛰어나 전 세계 생산능력의 대부분을 차지한다.

페놀을 원료로 하는 공정이 그다음으로 큰 비중을 차지하며, 톨루엔을 원료로 하는 공정은 상대적으로 채산성이 낮아 생산능력 비중이 가장 작다. 따라서 전 세계 카프로락탐 생산능력은 싸이클로헥산 원료, 페놀 원료, 톨루엔 원료 공정 순으로 크다.

아연 제련은 일반적으로 정광을 태워 산화아연으로 만드는 소결(배소)공정, 이를 환원·증류하여 조아연을 얻는 제련공정, 조아연에서 불순물을 제거하는 정제공정의 흐름으로 이루어진다.

질산제조공정은 암모니아를 산화시켜 질산을 만드는 별개의 화학공정으로, 아연 생산의 공정 흐름과는 무관하다. 따라서 아연생산 공정과 가장 거리가 먼 것에 해당한다.

제시된 설명은 제선로(고로)에서 만들어진 선철에 남아 있는 불순물을 제거하고 탈탄·합금원소 첨가 등 정련작업을 거쳐 강재를 생산하는 로에 해당한다. 이러한 정련 기능을 수행하는 대표적인 로가 평로(open hearth furnace)이다.

용선로는 선철을 녹여 주물용 쇳물을 만드는 용해로이고, 코크스로는 석탄을 건류해 코크스를 생산하는 설비이며, 소결로는 분광을 괴상화하는 소결공정에 쓰이므로 모두 정련작업을 목적으로 하는 로와는 기능이 다르다.

고형폐기물의 생물학적 처리는 미생물을 이용해 유기성 폐기물을 안정화하는 공정으로, 퇴비화시설, 부숙토 생산시설, 혐기성 분해시설이 보고대상 배출시설로 분류된다.

고도처리시설은 하·폐수를 대상으로 질소·인 등을 추가로 제거하는 수처리 공정 시설로, 고형폐기물의 생물학적 처리와는 대상과 목적이 달라 거리가 멀다.

생석회(고순도 생석회, CaO) 생산 시 배출되는 CO₂는 석회석(CaCO₃)의 탈탄산 반응에서 비롯되며, 화학양론적 비율과 원료의 순도(CaO 함량)를 반영하여 산정한 배출계수는 0.750 tCO₂/t-생산량이다.

이는 순수한 산화칼슘(CaO)을 기준으로 한 이론적 배출비율(약 0.785 tCO₂/t)에 실제 생석회의 CaO 순도를 반영해 낮춘 값으로, 고칼슘 생석회에 적용하는 기본 배출계수이다.

석탄의 채굴 및 처리 과정에서는 채탄으로 인해 석탄층 내부에 흡착되어 있던 가스가 대기 중으로 새어 나오는데, 그 성분은 거의 전량이 메탄(CH₄)이다.

이산화탄소나 아산화질소는 석탄 채굴·처리의 탈루성 배출활동에서 보고대상으로 다루지 않으므로, 탈루성 보고대상 온실가스는 메탄 단독으로 나열한 것이 옳다.

유도로(induction furnace)는 전자기 유도로 금속을 직접 가열해 용해하므로 온도 제어가 정밀하고 성분 오염 가능성이 낮아, 소량·다품종의 고급 특수강이나 정밀 주물을 주조하는 데 주로 사용된다.

전기아크로는 고철을 주원료로 한 대량 제강에, 전로는 용선을 산소로 취련해 일반강을 만드는 데, 고로는 철광석을 환원해 선철을 생산하는 데 쓰여 특수강·정밀주물 주조 용도와는 구분된다.

이동연소 선박 부문에서 Tier 2·3 수준의 산정은 결국 연료사용량을 얼마나 세분해 파악하느냐의 문제로, 연료 종류별·선박 종류별·엔진 종류별로 구분된 연료사용량 자료가 활동자료에 해당한다.

반면 엔진 부하율은 엔진이 어느 정도 출력으로 운전되었는지를 나타내는 운전조건 인자로, 연료사용량처럼 배출량 산정식에 직접 대입하는 활동자료가 아니다. 따라서 Tier 2·3 산정 시 적용하는 활동자료와 가장 거리가 먼 것은 엔진 부하율이다.

시멘트 소성 연료 중 목재 등 바이오매스 연료는 연소 시 배출되는 CO₂가 생물기원(탄소중립)으로 간주되어 배출량 산정에서 제외되지만, 합성수지·폐타이어 등 화석기원 성분을 포함한 폐연료는 화석연료와 동일하게 배출량 산정에 포함해야 한다.

시멘트 공정의 온실가스는 소성 공정에서 주원료인 탄산칼슘이 열분해되며 발생하는 것이지 탄산칼륨의 산화 반응이 아니며, 원료 배합보다는 소성시설의 생석회 생성량·연료사용량·폐기물 소각량이 배출특성에 더 크게 영향을 준다. 또한 소성로 밖으로 빠져나가 회수되지 못한 시멘트킬른먼지(CKD)에도 이미 탈탄산된 성분이 들어 있으나 클링커 생산량 기준 산정에는 잡히지 않으므로, 그만큼을 더해 주는 보정이 필요하다.

하·폐수 처리 및 배출 부문의 보고대상 배출시설은 공공하수처리시설, 분뇨처리시설, 가축분뇨공공처리시설 등 폐수를 처리하는 시설로 구성된다.

부숙토처리시설은 유기성 고형폐기물을 발효·부숙시켜 퇴비화하는 시설로, 고형폐기물의 생물학적 처리 부문에 속하므로 하·폐수 처리 부문의 배출시설과는 거리가 멀다.

철강 생산 공정에서는 코크스 제조 시 발생하는 코크스오븐가스(COG), 고로에서 발생하는 고로가스(BFG), 전로 정련 시 발생하는 전로가스(LDG)가 대표적인 공정 부생가스로 회수·활용된다.

카본블랙가스(CBG)는 카본블랙 제조 공정에서 발생하는 부생가스로, 철강 생산 공정과는 관련이 없어 철강 부생가스에 해당하지 않는다.

공정연소시설은 원료나 제품을 가공하기 위해 연료를 연소시켜 열을 공급하는 시설로, 건조시설, 가열시설, 용융·융해시설이 이에 해당한다.

배연탈황시설은 연소가스 중 황산화물을 제거하는 대기오염 방지시설로, 그 자체가 연료를 연소시켜 공정열을 만드는 시설이 아니므로 공정연소시설로 분류되지 않는다.

수증기 개질법에 의한 암모니아 생산의 첫 단계인 탈황공정은 원료(납사·천연가스 등)에 포함된 황 화합물을 코발트-몰리브덴(Co-Mo)계 촉매로 수소화 처리해 황화수소로 전환한 뒤, ZnO 촉매(흡착제)로 흡착·제거하여 후단 개질 촉매의 피독을 방지하는 과정이다.

1차 개질은 니켈 촉매 하에서 고온의 수증기를 이용해 납사·천연가스를 분해하는 공정이지 저온의 공기로 NH₃를 직접 만드는 과정이 아니고(철계 촉매는 개질이 아니라 암모니아 합성 단계에서 쓰인다), 2차 개질은 공기(산소)를 주입해 잔여 메탄을 추가로 분해하는 공정이지 메탄을 새로 생성하는 과정이 아니다. 또한 변성(전환)공정은 개질가스 중 일산화탄소(CO)가 수증기와 반응해 CO₂와 H₂를 생성하는 반응이므로, CO₂와 H₂가 반응해 CO를 만든다는 설명은 반응 방향이 뒤바뀐 것이다.

연료전지는 외부에서 공급받은 수소와 산소가 전해질 수용액을 매개로 산화·환원 반응을 일으켜 화학에너지를 전기에너지로 바꾸는 발전장치이며, 이는 물의 전기분해와 반대 방향의 반응으로 볼 수 있다.

실제 배출활동에서 CO₂가 발생하는 지점은 수소를 얻기 위해 연료전지 전단(前段)에 설치되는 개질기에서 천연가스 등 탄화수소 연료를 수증기 개질하는 과정이며, 연료전지 후단에서 탄산과 물을 반응시켜 CO₂가 발생한다는 설명은 실제 배출 메커니즘과 맞지 않는다.

석유화학제품 생산 공정의 공정배출 보고대상 배출시설에는 EDC/VCM 반응시설, 에틸렌옥사이드 반응시설, 카본블랙 반응시설 등 석유화학제품 제조 과정에서 직접 온실가스가 발생하는 반응시설이 포함된다.

하이드록실아민 반응시설은 카프로락탐 생산 공정에서 옥심화 반응에 쓰이는 시설로 별도의 업종(카프로락탐 생산)으로 구분되어 관리되므로, 석유화학제품 생산 공정의 배출시설 목록과는 거리가 멀다.

아디프산 생산공정에서 아산화질소(N₂O)가 발생하는 시설은 KA Oil(사이클로헥산올·사이클로헥사논 혼합물)을 질산으로 산화시키는 산화반응 공정이며, 환원반응이 아니다.

KA Oil과 질산이 혼합되는 과정에서 질소 성분이 고농도로 존재하게 되어 N₂O 발생 가능성이 높아지며, 이렇게 생산된 아디프산은 나일론 6,6을 비롯해 합성섬유·코팅·플라스틱·우레탄·포말·합성윤활유 제조에 널리 사용된다.

관리형 매립시설은 매립가스를 포집·처리하는 매립가스처리시설, 빗물 유입을 차단·배제하는 우수집배수시설, 침출수를 모아 처리하는 침출수처리시설 등을 주요 부대시설로 갖춘다.

매립지 바닥과 측면의 오염 확산을 막는 구조는 일반적으로 점토·합성수지 등을 이용한 차수시설로 구성되며, 콘크리트차단벽시설이라는 명칭의 시설은 관리형 매립시설의 표준적인 주요시설로 다루어지지 않는다.

혐기성 소화는 산소가 없는 조건에서 미생물이 유기물을 분해하는 과정으로, 그 최종 대사산물로 메탄(CH₄)이 주로 발생한다.

일산화탄소·아산화질소·육불화황은 혐기성 소화 과정의 대표적인 생성물이 아니므로, 고형폐기물의 혐기성 소화에서 발생하는 대표 온실가스는 메탄이다.

목표관리제 모니터링 계획의 공정도에서 측정기기는 테두리 모양으로 그 성격을 구분한다. 원형은 계량 관련 법령에 따라 검정·정도검사를 받는 법정계량기, 실선 사각형은 관리업체가 자체적으로 설치한 계량기 중 주기적으로 정도검사를 실시하는 것, 점선 사각형은 자체적으로 설치했으나 주기적인 정도검사를 실시하지 않는 것을 뜻한다.

따라서 문제의 조건에 맞는 기호는 점선 사각형으로 그려진 것이다. 같은 계기라도 테두리가 실선 사각형이면 정도검사를 주기적으로 받는 자체 계량기가 되어 조건에 맞지 않고, 원형이면 아예 법정계량기가 된다.

도형 안의 문자는 계기의 종류를 나타내며 FL은 유량계, WH는 전력량계다. 보기에는 실선 사각형 WH·원형 WH·실선 사각형 FL·점선 사각형 FL이 제시되어 있는데, 테두리가 점선인 것은 FL이 들어간 것 하나뿐이다.

CKD가 백필터로 전량 회수되어 다시 킬른에 재투입되므로, 회수되지 못한 CKD에 대한 별도 보정 없이 클링커 생산량에 배출계수를 곱하는 기본식으로 배출량을 산정한다.

$E = 80000\ \mathrm{t} \times (0.51 + 0.01)\ \mathrm{tCO_2/t} = 41600\ \mathrm{tCO_2/y}$

클링커생산량당 배출계수만 적용하고 기타 탄소성분에 기인하는 배출계수를 빠뜨리면 더 작은 값이 나오므로, 두 배출계수를 모두 더해 계산해야 한다.

Tier 1의 산화계수는 연료 종류에 관계없이 완전연소를 가정해 1.0을 적용하며, Tier 2의 경우 연료·부문별로 세분화된 값을 적용한다.

고체연료 Tier 2의 산화계수는 발전부문 0.99, 기타부문 0.98을 적용하는 것이 기준이므로, 발전부문에 0.98을 적용한다는 설명은 두 부문의 값이 뒤바뀐 것이다. 액체연료 0.99, 기체연료 0.995를 적용한다는 설명은 옳다.

관리업체가 소유·통제하는 설비에서 외부 공급 열(스팀)을 사용해 발생하는 간접 온실가스 배출은 연료연소·원료사용 등에 의한 직접배출과 함께 관리업체의 온실가스 배출량에 포함되어야 한다.

이때 배출량은 열(스팀) 공급자로부터 제공받은 간접배출계수를 활용해 산정하며, 공급자가 자체 배출계수를 제공하지 못하면 센터가 확인한 지침상의 배출계수를 대신 활용할 수 있다. 따라서 외부 열 사용에 따른 간접배출이 관리업체의 배출량에 포함되지 않는다는 설명은 옳지 않다.

검증지침의 검증절차는 3단계로 짜여 있다. 1단계는 검증개요 파악 → 검증계획 수립, 2단계는 문서검토 → ⓐ, 3단계는 검증결과 정리 및 평가 → 내부심의 → 검증보고서 제출의 순서로 진행된다.

2단계는 검증을 실제로 수행하는 단계로, 제출된 명세서와 산정 근거자료를 확인하는 문서검토에 이어 사업장을 방문해 배출시설·측정기기·자료 흐름과 내부 관리 상태를 직접 확인하는 현장검증이 이루어진다. 따라서 ⓐ에 들어갈 절차는 현장검증이다.

중요성 평가와 오류의 평가는 검증 수행 결과를 판정할 때 적용하는 평가 활동이고, 검증범위 확인은 검증개요 파악·검증계획 수립 단계에서 다루는 내용이어서 문서검토 바로 다음 칸에 놓이는 절차가 아니다.

온실가스 측정 불확도 산정절차는 통상 4단계로 진행된다. 1단계에서 매개변수를 분류·검토해 불확도 평가 대상을 파악한 뒤, 2단계에서는 측정횟수에 따른 확률분포 값을 결정한다.

이어 3단계에서 활동자료·배출계수 등 매개변수별 합성 불확도를 계산하고, 4단계에서 개별시설 배출량의 불확도를 합산해 사업장 전체의 배출량 불확도를 산출하는 순서로 진행된다.

모니터링 계획은 사전검토를 마친 뒤라도 계획기간 중 업종 변경 등 변경사항이 생기면 고쳐서 다시 검토를 받아야 한다. 빈칸에 들어갈 기간은 ㉠ 14일, ㉡ 7일이다.

즉 변경사항이 발생한 후 14일 이내에 모니터링 계획을 변경해 부문별 관장기관의 장에게 추가검토를 요청해야 하고, 그 기간 안에 변경이 어려우면 변경사항이 발생했다는 사실을 먼저 통보한 뒤 7일의 기간을 연장받을 수 있다.

기본 기한이 14일, 연장 기간이 그보다 짧은 7일이라는 구조로 기억하면 된다. 30일처럼 긴 기본 기한이나 10일의 연장은 이 규정의 기준이 아니다.

공정배출은 코크스 생산량을 기준으로 산정하므로, 석탄 투입량이 아닌 코크스 생산량 10만 톤에 각 배출계수를 곱해 CO₂와 CH₄ 배출량을 각각 구한다.

$CO_2 = 100000\ \mathrm{t} \times 0.56\ \mathrm{tCO_2/t} = 56000\ \mathrm{tCO_2}$

메탄은 목표관리 지침에서 정한 지구온난화지수(GWP=21)를 곱해 CO₂ 상당량으로 환산한다. $CH_4 = 100000\ \mathrm{t} \times 0.1\ \mathrm{gCH_4/t} = 0.01\ \mathrm{tCH_4} \rightarrow 0.01 \times 21 = 0.21\ \mathrm{tCO_2\text{-}eq}$

두 값을 합산하면 $56000 + 0.21 = 56000.210\ \mathrm{tCO_2\text{-}eq}$가 된다.

확장불확도는 표준(합성)불확도에 신뢰구간을 특정짓는 포함인자를 곱해 구하며, 포함인자 값은 선택한 신뢰수준에 따라 달라진다. 상대불확도는 불확도를 최적추정값(평균)으로 나누고 100을 곱해 백분율로 나타낸 값으로, 서로 다른 배출원의 불확도를 비교할 때 주로 사용된다.

다만 온실가스 배출량 불확도 산정에서 통상 적용하는 신뢰수준은 95% 수준이며, 99.45% 신뢰수준의 포함인자를 사용한다는 설명은 실제 적용 기준과 일치하지 않는다.

폐쇄형 기포(closed-cell) 발포제는 발포제가 제품 내부의 닫힌 기포 속에 갇힌 채 제품의 수명 동안 조금씩 새어 나오는 형태로 배출된다. 그래서 배출량을 산정하려면 제품이 얼마나 오래 사용되는지(폐쇄형 기포발포제의 수명), 제조·설치되는 첫 해에 빠져나가는 몫(첫 해의 손실 배출계수), 그 이후 해마다 빠져나가는 몫(연간 손실 배출계수)이 모두 필요하다.

따라서 요구되는 매개변수는 a(수명), c(첫 해의 손실 배출계수), d(연간 손실 배출계수) 세 가지이며, 여기에 해당 연도의 발포제 사용량을 결합해 배출량을 계산한다.

제품 반응률(b)은 이 산정에 들어가는 값이 아니다. 참고로 개방형 기포(open-cell) 발포제는 제조 시점에 발포제가 사실상 전량 방출되므로 수명이나 연간 손실계수 같은 시간에 걸친 계수가 필요 없다는 점과 대비해 정리해 두면 좋다.

Tier 2를 적용하는 고체연료 고정연소시설의 경우, 열량계수와 배출계수는 국가 고유값을 사용하고 산화계수는 발전부문 0.99, 기타부문 0.98을 적용하는 것이 관리기준이다.

활동자료(연료사용량)에 대해서는 사업자 또는 연료공급자가 측정한 자료 중 측정불확도 ±5% 이내인 자료를 활용하도록 정하고 있어, 측정불확도 기준을 ±2.5% 이내로 제시한 설명은 관리기준과 다르다.

연속측정법(CEMS)에 의한 배출량 산정은 산정등급이 Tier 4로 분류되며, 30분 단위로 측정한 농도·유량 자료를 이용해 배출량을 산정하고, 유량 등 측정자료의 소수점 이하는 버림 처리하는 것이 원칙이다.

다만 측정기기 고장 등으로 결측이 발생한 구간은 단순히 무효 처리하고 끝나는 것이 아니라, 정해진 방법에 따라 대체자료를 생성하여 배출량 산정에 반영하도록 하고 있으므로, 대체자료를 생성할 수 없다는 설명은 옳지 않다.

연료전지 공정에서 원료 사용에 따른 CO₂ 배출량은 원료 사용량 × 원료별 배출계수를 원료마다 구해 합산한다. 표에서 LNG는 국가 고유배출계수 2.7657 tCO₂/t-LNG, 바이오가스(메탄)는 IPCC 가이드라인 기본 배출계수 2.7518 tCO₂/t-바이오가스가 지정되어 있다.

LNG분: 30,000 t × 2.7657 = 82,971 tCO₂
바이오가스(메탄)분: 6,000 t × 2.7518 = 16,510.8 tCO₂

두 값을 더하면 82,971 + 16,510.8 = 99,481.8 tCO₂가 된다.

표에 함께 실린 LPG 계수 2.9864는 이 공정에서 쓰지 않은 원료의 값이다. 이를 LNG에 잘못 대입하면 89,592 + 16,510.8 = 106,102.8이 되어 전혀 다른 답이 나오므로, 원료별로 지정된 계수를 골라 쓰는 것이 이 문제의 핵심이다.

Tier 1A는 공정을 세분화하지 않고 아연 생산량에 아연생산량당 기본배출계수를 곱하는 단순화된 방법이며, 건식야금법이나 Waelz Kiln별로 구분된 배출계수는 공정별로 세분화하는 다른 산정방식에서 사용하는 값이다.

$E = 2000\ \mathrm{t} \times 1.72\ \mathrm{tCO_2/t} = 3440\ \mathrm{tCO_2}$

근사법은 정밀 측정이 어렵거나 배출량이 미미한 배출원에 대해 간이하게 활동자료를 산정하는 방법으로, 관리업체는 근사법을 사용할 수밖에 없는 사유와 배출시설별 측정기기 설치·정도관리 일정 등을 모니터링 계획에 포함해야 한다.

식당용 LPG나 비상발전기처럼 배출량이 작아 개별 계량이 비효율적인 배출원에는 근사법 적용이 인정되며, 이러한 미미배출원 개념은 개별 차량 단위로 배출량을 산정하는 이동연소배출원에도 마찬가지로 적용될 수 있다. 따라서 이동연소배출원에는 근사법을 전혀 적용할 수 없다는 설명은 옳지 않다.

먼저 하루 연료 소비에 따른 발열량을 구하고, 이를 TJ 단위로 환산한 뒤 배출계수를 곱해 하루 동안의 CO₂ 배출량을 산정한다.

$Q = 30\ \mathrm{L} \times 30.3\ \mathrm{MJ/L} = 909\ \mathrm{MJ} = 0.000909\ \mathrm{TJ}$

$CO_2 = 0.000909\ \mathrm{TJ} \times 69300\ \mathrm{kg/TJ} \approx 63\ \mathrm{kg}$로, 이는 A씨가 하루 동안 휘발유 사용으로 배출하는 이산화탄소량과 같다.

구매 기반으로 활동자료를 산정하는 유형에서는, 해당 회계연도 동안 새로 구매한 양에 재고 증감분을 보정하고 판매·이송 등 다른 용도로 사용된 양을 제외하는 방식으로 실제 사용량을 구한다.

즉 신규구매량에 회계연도 시작일 재고량에서 다음 회계연도 시작일 재고량을 뺀 값을 더하고, 여기서 기타용도로 쓰인 양을 빼는 식으로 계산하는 것이 물질수지에 부합하는 산정식이다.

Tier 1은 합금철 생산량에 기본 배출계수를 곱하는 방식으로 산정하며, 충전방식이나 반응온도, 합금철의 Si 함량 같은 세부 공정조건은 Tier 1 기본식 적용 시 별도로 고려하지 않는다.

$CO_2 = 3700\ \mathrm{t} \times 3.6\ \mathrm{tCO_2/t} = 13320\ \mathrm{tCO_2}$

메탄은 지구온난화지수(GWP=21)를 곱해 CO₂ 상당량으로 환산한다. $CH_4 = 3700\ \mathrm{t} \times 1.0\ \mathrm{kgCH_4/t} = 3.7\ \mathrm{tCH_4} \rightarrow 3.7 \times 21 = 77.7\ \mathrm{tCO_2\text{-}eq}$

두 값을 더하면 $13320 + 77.7 = 13397.700\ \mathrm{tCO_2\text{-}eq}$가 된다.

연료사용량은 차량별로 주행거리 ÷ 연비를 구한 뒤 대수를 곱해 합산한다. 표의 주행거리는 대당(km/대) 값이므로 대수를 반드시 곱해야 한다.

트럭(경유) 5대: (60 ÷ 5.3) × 5 = 11.321 × 5 = 56.60 L
승용차(휘발유) 3대: (15 ÷ 9.8) × 3 = 1.531 × 3 = 4.59 L
버스(경유) 1대: 10 ÷ 6.4 = 1.56 L

합계 = 56.60 + 4.59 + 1.56 ≈ 62.76 L이다.

연료 종류(경유·휘발유)는 뒤이어 배출량을 산정할 때 배출계수를 고르는 근거일 뿐, 연료사용량 자체를 구하는 이 단계에서는 구분해 더할 필요가 없다. 대수를 곱하지 않고 60÷5.3 + 15÷9.8 + 10÷6.4 로만 계산하면 14.4 L가 되어 크게 어긋난다.

CDM 사업등록 단계는 지정운영기구(DOE)가 검토·확인을 마친 사업계획서(PDD)를 UNFCCC 집행위원회에 제출해 정식으로 등록받는 절차로, 이 단계의 핵심 업무는 등록에 필요한 자료를 갖추어 제출하는 것이다.

DOE를 통해 UNFCCC에 발급(승인)을 요청하는 절차는 실제 감축실적이 확인된 이후 진행하는 배출권(CER) 발급 단계의 업무이지, 사업등록 단계의 업무로 설명하는 것은 단계 구분이 맞지 않는다.

온실가스·에너지 목표관리제에서 신규로 관리업체로 지정된 사업장의 기준연도는, 지정 시점 직전의 최근 3개년 배출량 평균을 기준으로 산정하는 것이 원칙이다.

2016년도에 관리업체로 최초 지정된 경우라면 그 직전 3개년인 2013~2015년도가 기준연도 산정에 사용되는 기간에 해당한다.

탄소상쇄(carbon offset)는 사업장 내부에서 온실가스 배출량 자체를 줄이는 것이 아니라, 외부의 감축실적(배출권)을 구매하여 자사의 배출량을 상쇄하는 방식이다. 즉 조직경계 안에서 직접 배출을 줄이지 않고도 외부 감축분을 가져와 순배출량을 낮추는 개념이다.

운전조건 개선을 통한 배출량 감축, 배출가스를 재활용ㆍ다른 목적으로 활용하는 것, 배출가스를 처리하여 대기배출량을 줄이는 것은 모두 사업장 내부에서 직접 온실가스 배출을 감축하는 방법으로, 외부 자원을 끌어와 상쇄하는 탄소상쇄와는 구분된다.

“공정개선”은 에너지 효율을 높이기 위한 구체적인 기술적ㆍ설비적 조치를 의미한다. 제조법의 전환 및 공정 개발, 설비ㆍ기기 효율의 개선, 배출 에너지의 회수는 모두 공정 자체를 바꾸어 에너지 손실을 줄이는 실질적인 조치에 해당한다.

반면 배출량 원단위 지수 개선은 생산량 대비 배출량을 나타내는 결과 지표이지, 그 자체가 에너지 효율을 높이는 구체적인 공정 개선 수단은 아니다. 원단위는 공정개선 등 여러 조치의 결과로 개선되는 값이므로 공정개선 항목으로 직접 묶기는 어렵다.

온실가스 직접감축방법의 제3차 방법론인 “공정개선”은 기존 설비와 공정을 유지하면서 운전조건을 개선하여 에너지 효율을 높이고, 이를 통해 온실가스 배출을 감축하거나 근절하는 방법을 말한다.

온실가스 배출이 적은 공정으로 아예 바꾸는 것은 “대체공정”, GWP가 높은 온실가스를 낮은 물질로 바꾸거나 배출 유발물질을 GWP가 낮은 물질로 바꾸는 것은 “대체물질”에 해당하며, 공정개선과는 접근 방식이 다르다. 공정개선은 설비ㆍ공정의 교체가 아니라 운전 방식의 최적화에 초점이 있다는 점이 핵심이다.

제시문의 결정적 단서는 '여러 성분이 혼합된 가스기류에서 목적성분을 다른 성분보다 선택적으로 통과시키는 소재를 이용한다'는 대목이다. 선택적 투과성을 가진 소재, 즉 분리막을 쓰는 막분리 공정의 정의 그대로다.

막분리는 막 양쪽의 분압 차를 구동력으로 CO₂가 다른 기체보다 빠르게 투과하도록 하여 농축·분리한다. 상변화나 흡수제 재생용 열이 필요 없어 에너지 소비가 적고 장치가 단순하지만, 배가스처럼 CO₂ 농도가 낮으면 추진력이 작아 다단으로 구성해야 한다.

나머지 방식은 원리가 다르다. 흡착은 제올라이트·활성탄 같은 고체 표면에 CO₂를 붙였다가 압력이나 온도를 바꿔 탈착시키고(PSA·TSA), 저온냉각분리는 냉각·가압으로 CO₂를 응축·액화시켜 떼어내며, 건식 세정은 고체 흡수제와의 화학반응으로 CO₂를 붙잡는다. 어느 것도 '소재를 통과시켜' 분리하지 않는다.

대체물질 및 대체공정, 공정개선, 온실가스 활용은 모두 사업장(조직경계) 내부에서 직접 온실가스 배출원을 개선하여 배출량 자체를 줄이는 직접감축방법에 해당한다.

반면 외부 감축사업 시행은 조직경계 밖에서 이루어지는 사업을 통해 감축실적을 확보하는 방식으로, 내부 배출원을 직접 줄이는 것이 아니라 외부 감축분을 인정받아 활용하는 접근에 해당하여 직접감축방법과는 성격이 다르다.

외부사업은 할당대상업체의 조직경계 밖에서 자발적으로 시행하는 사업에서 발생한 감축량을 인정받는 제도이며, 타 법령상 의무를 이행하는 과정에서 발생한 실적이 아니어야 하고, 일반적인 경영여건에서 실시할 수 있는 행동을 넘어서는 추가적인 조치에 따른 감축이어야 한다. 이는 승인대상의 공통 요건이다.

다만 1차ㆍ2차 계획기간에는 국내에서 시행된 외부사업에 한하여 감축량 등록과 배출권 전환이 인정되었고, 외국에서 시행된 외부사업의 감축량은 등록ㆍ전환 신청 대상에서 제외되었다. 따라서 이 기간에도 국외 사업의 감축량을 등록ㆍ전환 신청할 수 있다고 서술한 것은 지침의 내용과 맞지 않는다.

CDM(청정개발체제) 사업을 추진할 때, 사업이 이루어지는 해당 국가(주로 개발도상국) 정부는 그 사업이 자국의 지속가능발전에 기여하는지를 확인하고 국가 승인을 내주는 절차를 거친다. 이 승인 권한을 가진 국가 지정기구를 DNA(Designated National Authority, 국가지정기구)라 한다.

PDD는 사업계획서(Project Design Document), MRV는 측정ㆍ보고ㆍ검증(Measurement, Reporting, Verification) 체계, AAU는 교토의정서상 배출허용량 단위(Assigned Amount Unit)를 가리키는 용어로, 국가승인기구와는 역할이 다르다.

외부사업의 추가성은 그 감축사업이 “가만히 두었으면 일어나지 않았을 일”임을 입증하는 요건이다. 외부사업 타당성 평가에서는 추가성을 법적ㆍ제도적 추가성과 경제적 추가성의 두 축으로 나누어 평가한다.

법적ㆍ제도적 추가성은 해당 사업이 관련 법령ㆍ제도에 의해 의무적으로 시행해야 하는 사항이 아닐 것을 뜻하고, 경제적 추가성은 감축실적 인정에 따른 편익이 없다면 일반적인 경영여건에서는 채택되기 어려울 만큼 경제성이 낮을 것을 뜻한다. 환경적ㆍ논리적ㆍ행위적ㆍ기술적 추가성 등은 이 지침의 타당성 평가에서 별도 평가항목으로 규정된 것이 아니므로, 이들을 묶은 조합은 답이 될 수 없다.

1MW 규모 발전설비가 연간(8,760시간) 15%의 이용률로 가동되었으므로, 연간 발전량은 $1\,\mathrm{MW} \times 8760\,\mathrm{h} \times 0.15 = 1314\,\mathrm{MWh}$이다.

이 전력이 모두 계통에 공급되어 배출계수 $0.8\,\mathrm{tCO_2/MWh}$의 전력계통을 대체한다고 보면, 연간 온실가스 감축량은 $1314\,\mathrm{MWh} \times 0.8\,\mathrm{tCO_2/MWh} = 1051.2\,\mathrm{tCO_2/yr}$이다. 1톤 이하는 무시하므로 연간 약 1,051 CO₂톤/년의 감축량으로 산정된다.

태양광발전은 무한한 태양에너지를 이용하므로 고갈 걱정이 없고 필요한 장소에 분산 설치가 가능하며, 회전부가 없어 유지보수가 쉽고 무인화가 가능하며 수명이 길다는 장점이 있다. 반면 초기 설비투자비가 크고 발전단가가 상대적으로 높다는 단점도 함께 갖는다.

다만 태양광은 다른 발전원에 비해 단위 면적당 얻을 수 있는 에너지 밀도가 낮은 편이어서, 일정 발전량을 얻으려면 오히려 많은 수의 태양전지(모듈)와 넓은 설치면적이 필요하다. 에너지 밀도가 높아 적은 수의 전지로 충분하다는 서술은 태양광의 실제 특성과 반대된다.

먼저 전체 경유 사용량을 구한다. 1일 2,622.8 L, 월 25일, 36개월이므로 2,622.8 × 25 × 36 = 2,360,520 L이다.

이를 순발열량 35.4 MJ/L로 에너지로 바꾸면 2,360,520 × 35.4 = 83,562,408 MJ = 83.562 TJ다(1 TJ = 10⁶ MJ). 배출계수의 분모가 TJ이므로 이 단위 환산이 계산의 관문이다.

기체별 배출량에 지구온난화지수를 곱해 CO₂-eq로 합산한다.
CO₂: 83.562 × 74,100 kg/TJ × 1 = 6,191,974 kg ≈ 6,192.0 tCO₂-eq
CH₄: 83.562 × 3 × 21 = 5,264 kg ≈ 5.3 tCO₂-eq
N₂O: 83.562 × 0.1 × 310 = 2,590 kg ≈ 2.6 tCO₂-eq

총합은 6,192.0 + 5.3 + 2.6 ≈ 6,200 tCO₂-eq이다. 보기가 6.2 / 620 / 6200 / 6200000으로 자릿수만 다르므로, kg을 t으로 바꾸는 10^-3과 MJ을 TJ로 바꾸는 10^-6을 빠뜨리지 않는 것이 관건이다.

조기감축실적은 할당대상업체의 조직경계 안에서 발생한 감축분에 한하여 인정되며, 업체 단위 또는 사업 단위 감축분 모두 인정될 수 있다. 또한 감축이 실제적ㆍ지속적이고 정량화ㆍ검증 가능해야 한다는 요건을 충족해야 한다.

그러나 조기감축실적은 국내에서 실시한 행동에 의한 감축분에 한하여 인정되는 것이 원칙이며, 국내와 국외를 모두 포함하여 인정한다는 서술은 이러한 인정 범위와 어긋난다.

조기감축실적은 목표관리제 시행 이전에 자발적으로 감축한 실적을 사후에 인정해 주는 제도이지만, 이를 무제한 인정하면 관리업체 전체의 감축목표가 그만큼 느슨해지므로 매년 인정할 수 있는 전체 총량에 상한을 두고 있다.

지침은 그 총량을 전체 관리업체 배출허용량의 1% 이내로 제한한다. 5%ㆍ10%ㆍ20%와 같이 큰 폭이 아니라, 목표관리제의 실효성을 해치지 않는 매우 낮은 수준으로 묶어 둔 것이 이 규정의 특징이다.

그림은 두 기업의 배출허용량(할당량)과 실제 배출량을 막대로 나란히 비교한 것이다. 왼쪽 A기업은 '할당량 > 배출량'이어서 허용량보다 덜 배출한 초과 감축량이 남고 이 몫에 '판매가능'이 붙어 있으며, 오른쪽 B기업은 '할당량 < 배출량'이어서 허용량을 넘긴 초과 배출량에 '구매가능'이 붙어 있다. 가운데의 돈주머니와 양방향 화살표는 두 기업 사이에서 배출권과 돈이 오가는 거래를 나타낸다.

이처럼 배출허용량을 사전에 할당한 뒤 남거나 모자란 분량을 시장에서 사고팔게 하는 제도가 배출권거래제(ET, Emission Trading)다. 감축비용이 낮은 기업은 더 많이 줄여 남은 배출권을 팔아 이익을 얻고, 감축비용이 높은 기업은 사서 메우므로 사회 전체의 감축비용이 최소화되는 것이 이 제도의 경제적 논리다.

다른 수단과 구분해 두자. 공동이행(JI)과 청정개발체제(CDM)는 다른 나라에서 감축사업을 직접 시행해 그 실적을 크레딧으로 인정받는 프로젝트형 방식이고, 목표관리제는 업체별로 목표를 정해 이행실적을 관리·개선명령으로 담보할 뿐 기업 간 매매가 없다. 그림의 본질인 '남는 쪽이 팔고 모자란 쪽이 산다'가 배출권거래제를 가리키는 표식이다.

‘베이스라인 방법론’은 특정 감축활동이 없었다면 배출되었을 배출량(베이스라인)을 산정하고 그 차이로 감축량을 계산하기 위한 체계이므로, 베이스라인 시나리오를 수립하는 절차, 사업의 추가성을 결정하는 방법, 감축량을 정량적으로 계산할 수 있는 절차를 포함한다.

반면 “감축량을 정성적으로 판단할 수 있는 논리”는 베이스라인 방법론의 성격과 맞지 않는다. CDM 방법론은 감축성과를 숫자로 검증 가능하게 산정하는 것을 목적으로 하므로 정성적 판단이 아니라 정량적 산정 절차가 핵심이다.

연료전지는 회전부위가 없어 소음이 적고, 도심 인근에 설치할 수 있어 송ㆍ배전 설비 소요와 전력손실을 줄일 수 있으며, 천연가스ㆍ메탄올ㆍ석탄가스 등 다양한 연료를 사용할 수 있고 부하 변동에도 신속히 대응 가능한 특징을 갖는다.

다만 연료전지는 연소를 통한 발전이 아니라 전기화학적 반응으로 전력을 생산하므로, 기존 화력발전과 같은 대량의 냉각수가 필요하지 않다는 점이 오히려 장점으로 꼽힌다. “다량의 냉각수가 필요하다”는 서술은 연료전지의 실제 특성과 반대된다.

유동층연소에서 발생하는 아산화질소는 연소온도를 높여 열분해를 유도하거나, 촉매분해ㆍN₂O-SCR과 같은 후처리 기술로 저감할 수 있다. 생성된 아산화질소의 분해기술은 고온에서의 기상열분해ㆍ접촉분해와, 저온에서의 촉매(SCR/SNCR류) 분해방식으로 나눌 수 있다.

반면 석회석은 배가스 중 황산화물(SOx)을 제거하는 탈황 공정에 주로 사용되는 물질로, 폐기물 소각공정의 아산화질소 저감기술로 보편적으로 쓰인다고 보기는 어렵다. 아산화질소 저감에는 앞서 언급한 열분해ㆍ촉매분해 계열 기술이 활용된다.

CCS는 발전소 등에서 발생하는 CO₂를 대기로 배출하기 전에 고농도로 포집ㆍ압축ㆍ수송하여 저장하는 기술로, 포집은 배가스에서 CO₂만 선택적으로 분리하는 과정을 말하며 연소 후 포집, 연소 전 포집, 순산소 연소포집 방식으로 구분된다.

그러나 CCS는 포집ㆍ압축ㆍ수송ㆍ저장 전 과정에 걸쳐 비용이 크게 소요되는 기술이고, CO₂ 제거효율 자체는 낮지 않다. 또한 규모의 경제가 작용해 대형 배출원일수록 타당성이 높아지는 기술이므로, 처리비용이 저렴하고 제거효율이 낮아 소규모 사업장에 타당성이 있다는 서술은 CCS의 실제 특성과 맞지 않는다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률에 따르면, 배출권의 발행ㆍ거래ㆍ소멸 등의 내역을 기록ㆍ관리하는 배출권등록부는 제도를 총괄하는 행정청인 주무관청이 관리ㆍ운영한다.

국무총리실은 국정 전반의 조정기구이고, 온실가스검증심사원은 개별 명세서를 검증하는 역할, 온실가스종합정보센터는 배출량 통계ㆍ정보를 집계ㆍ관리하는 기관으로, 각각 배출권등록부의 관리ㆍ운영 주체와는 역할이 다르다.

“녹색제품”, “녹색생활”, “저탄소”에 대한 정의는 법에서 규정하는 취지(자원ㆍ에너지 투입과 오염물질ㆍ온실가스 발생의 최소화, 일상 속 에너지 절약, 화석연료 의존도 감소와 탄소흡수원 확충 등)를 그대로 담고 있다.

다만 “온실가스 배출”의 정의는 사람의 활동에 수반하여 발생하는 온실가스를 대기 중에 배출ㆍ방출ㆍ누출시키는 직접배출과, 다른 사람으로부터 공급된 전기 또는 열을 사용함으로써 온실가스가 배출되도록 하는 간접배출을 함께 포함한다. 직접배출만을 말한다고 한정한 서술은 정의의 범위를 좁게 왜곡한 것이다.

저탄소 녹색성장 기본법상 관리업체는 설정된 에너지 절약 및 온실가스 감축목표를 준수하고 그 이행실적을 정부에 보고해야 하는 의무를 진다. 이 보고의무를 이행하지 않거나 거짓으로 보고하는 행위는 목표관리제도의 신뢰성을 해치는 위반행위로 간주되어 과태료 부과 대상이 된다.

이때 부과되는 과태료의 상한은 1천만원 이하로 규정되어 있으며, 이는 형사처벌(징역ㆍ벌금)이 아니라 행정질서벌의 성격을 갖는 제재라는 점이 특징이다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

온실가스ㆍ에너지 목표관리 운영 등에 관한 지침에서는 배출량 산정방법의 정확도에 따라 Tier 1부터 Tier 4까지 등급을 구분하며, 등급이 높을수록 실측ㆍ정밀도가 높은 산정방법에 해당한다.

배출가스를 연속측정방법(CEMS 등)으로 직접 측정하여 배출량을 산정ㆍ보고하는 경우는 활동자료와 배출계수를 곱하는 계산식 기반 방법(Tier 1~3)보다 정확도가 가장 높은 산정등급인 Tier 4에 해당한다.

저탄소 녹색성장 기본법은 정부가 범지구적 온실가스 감축에 대응하기 위해 온실가스 감축, 에너지 절약과 에너지 이용효율, 에너지 자립, 신ㆍ재생에너지 보급 등에 관한 중장기 및 단계별 목표를 설정하도록 규정하고 있다. 이는 에너지 수급 구조 전반을 개선하기 위한 정책 목표에 해당한다.

반면 “탄소성적표지제도 보급 목표”는 제품의 탄소배출량을 표시ㆍ인증하는 개별 제도의 보급 확대에 관한 것으로, 법이 정하는 중장기ㆍ단계별 목표 항목에는 포함되지 않는다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

지방자치단체는 저탄소 녹색성장 대책을 수립ㆍ시행할 때 지역적 특성과 여건을 고려하고, 지역주민에 대한 교육ㆍ홍보를 강화하며, 관할구역 내 사업자ㆍ주민ㆍ민간단체의 저탄소 녹색성장 활동을 정보제공ㆍ재정지원 등으로 장려해야 하는 지역 단위의 책무를 진다.

반면 “국제적인 기후변화대응 및 에너지ㆍ자원 개발협력에 능동적으로 참여”하는 것은 대외정책에 해당하는 사항으로, 개별 지방자치단체가 아니라 국가(중앙정부)의 책무로 규정되는 내용이다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

환경부장관은 관리업체의 온실가스 감축 목표 설정ㆍ관리에 관한 총괄ㆍ조정 기능을 수행하며, 목표관리의 신뢰성을 높이기 위해 부문별 관장기관의 소관 사무를 종합적으로 점검ㆍ평가할 수 있다. 부문별 관장기관은 소관 분야에서 목표 설정ㆍ관리를 담당하되 국가 목표에 부합하도록 해야 한다.

다만 명세서ㆍ이행실적의 신뢰성에 중대한 문제가 있다고 인정되는 경우의 실태조사는 환경부장관이 단독으로 수행하는 것이 아니라, 총괄ㆍ조정 역할에 맞게 부문별 관장기관과 합동으로 실시할 수 있도록 정해져 있다. 단독 실시를 의무화한 것처럼 서술한 것은 이러한 역할 분담과 맞지 않는다.

온실가스ㆍ에너지 목표관리 체계에서는 개별 관리업체가 검증을 마친 명세서를 부문별 관장기관에 먼저 제출하고, 부문별 관장기관은 이를 취합ㆍ정리하여 소관 부문의 전년도 온실가스 정보 및 통계를 작성한다.

이렇게 작성된 통계는 개별 업체의 제출ㆍ집계 절차를 거친 뒤 종합정보센터로 전달되어야 하므로, 개별 명세서 제출기한보다 늦은 시점인 매년 6월 30일까지 온실가스종합정보센터에 제출하도록 정해져 있다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

건축물 특례기준은 소유ㆍ관리 형태가 복잡한 건물을 온실가스ㆍ에너지 목표관리 대상으로 어떻게 묶어 볼 것인지를 정한 것으로, 지분형식 소유는 최대 지분 보유자를 소유자로 보고, 동일 법인이 소유한 인접ㆍ연접 건물이나 에너지관리 연계성이 있는 복수 건물은 하나의 건물로 간주하는 것이 원칙이다.

이러한 취지에 따르면 같은 건물 안에 구분소유자와 임차인이 함께 있는 경우에도 그 건물 전체를 하나의 건물로 보아야 하며, 이를 “각각의 건물로 본다”고 서술한 것은 하나의 건물로 통합 관리한다는 특례기준의 전체 취지와 어긋난다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률 시행령에 따르면 제도 도입 초기인 1차 계획기간에는 배출권 전부를 무상으로 할당하였고, 유상할당을 일부 도입한 2차 계획기간에도 할당대상업체별로 대부분의 배출권(100분의 97)을 무상으로 할당하도록 정하였다.

즉 2차 계획기간에도 유상할당 비율은 100분의 3에 그쳐 무상할당이 압도적인 비중을 차지했다는 점에서, 무상할당 비율은 100분의 97이 기준이 된다.

이의신청 재심사 결과 확인, 검증기관의 지정ㆍ관리 및 검증심사원 교육ㆍ양성, 목표관리에 관한 종합적인 기준ㆍ지침의 제ㆍ개정 및 운영은 모두 제도 전반을 총괄ㆍ조정하는 환경부장관의 역할에 해당한다.

반면 Tier 3 배출계수에 대한 세부 검토와 관리업체에 대한 사용가능 여부ㆍ시정사항 통보는 개별 배출시설의 산정방법을 다루는 실무적ㆍ분야별 업무로, 총괄ㆍ조정 기능을 수행하는 환경부장관보다는 소관 분야를 직접 관리하는 부문별 관장기관의 업무에 해당한다.

부문별 관장기관이 기준량 이상의 배출ㆍ에너지소비업체를 관리업체 대상으로 선정해 매년 4월 30일까지 환경부장관에게 통보하고, 환경부장관이 중복ㆍ누락 등을 확인해 통보하면 부문별 관장기관이 매년 6월 30일까지 관리업체를 지정ㆍ고시하는 절차, 그리고 이의신청에 대해 부문별 관장기관이 재심사 후 환경부장관 확인을 거쳐 30일 이내에 결과를 통보하는 절차는 지정기준의 전체 흐름과 부합한다.

다만 관리업체가 지정에 대해 이의를 제기할 수 있는 기간은 고시된 날부터 30일 이내로 정해져 있으며, 60일 이내로 서술한 것은 실제 이의제기 기간보다 길게 표현한 것이다.

저탄소 녹색성장 기본법상 국가의 저탄소 녹색성장 관련 주요정책ㆍ계획 및 이행을 심의하기 위한 녹색성장위원회는 국무총리 소속으로 설치되며, 위원장 2명을 포함한 50명 이내의 위원으로 구성된다.

간사위원의 지명 등 위원회 구성ㆍ운영에 관한 사항은 환경부령이 아닌 대통령령으로 정하며, 위원의 임기는 연임이 가능하도록 정해져 있다. 따라서 소속 부처를 환경부로 한정하거나, 간사위원 관련 사항을 환경부령으로 정한다거나, 연임을 금지한다고 서술한 것은 실제 제도와 다르다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

산업통상자원부는 산업ㆍ발전분야를, 농림축산식품부는 농업ㆍ임업ㆍ축산ㆍ식품분야를, 환경부는 폐기물분야를 소관하는 부문별 관장기관으로 지정되어 있다.

건물ㆍ교통 분야는 국토교통부가 소관하지만, 해운ㆍ항만 분야는 해양수산부가 별도로 소관하는 분야이다. 건물ㆍ교통ㆍ해운ㆍ항만을 모두 국토교통부 소관으로 묶은 서술은 해운ㆍ항만 분야의 소관기관을 잘못 결합한 것이다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

기후변화대응정책의 기본원칙으로는 정보통신ㆍ나노ㆍ생명공학 등 첨단ㆍ융합기술의 개발ㆍ활용, 대규모 자연재해 등 기후변화 영향에 대한 대비와 국민 안전ㆍ재산 보호, 기후변화의 심각성 인식과 범지구적 노력에의 적극적 참여와 같이 대응 방향에 관한 포괄적 원칙이 제시된다.

반면 “화석연료 사용의 단계적 축소와 에너지 자립도의 획기적 향상”은 에너지정책의 기본원칙에서 다루는 내용으로, 기후변화대응정책 및 관련계획 수립을 위한 기본원칙으로 열거된 사항과는 결이 다르다. (저탄소 녹색성장 기본법 시행 당시 기준이다.)

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률상 할당대상업체는 이행연도 종료일부터 6개월 이내에 해당 이행연도의 배출권을 주무관청에 제출해야 하는 의무를 진다.

이 제출의무를 이행하지 않은 경우에는 형사처벌이 아니라 1천만원 이하의 과태료를 부과ㆍ징수하는 행정질서벌로 제재하도록 정하고 있다.

할당대상업체가 전체 시설을 폐쇄한 경우, 정당한 사유 없이 시설가동 예정일부터 3개월 이내에 시설을 가동하지 않은 경우, 시설가동이 1년 이상 정지된 경우는 모두 할당의 전제가 된 시설 운영이 실질적으로 중단된 상황이므로 이미 무상으로 할당한 배출권을 취소할 수 있는 사유가 된다.

할당계획 변경도 취소사유가 될 수 있으나, 그것은 배출허용총량이 감소하여 이미 나누어 준 배출권을 그대로 유지할 수 없게 된 경우이다. 반대로 배출허용총량이 증가한 경우에는 할당을 줄여야 할 이유가 없으므로 무상할당 배출권의 취소사유에 해당하지 않는다.

관리업체는 자신의 온실가스 배출량 등 산정결과를 서식에 따라 명세서로 작성하고, 검증기관의 검증을 거친 뒤 전자적 방식으로 부문별 관장기관에 제출해야 한다.

이 명세서 제출은 전년도 배출량에 대한 것으로, 검증 절차까지 마쳐야 하는 점을 고려해 매년 3월 31일까지 제출하도록 정해져 있다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률은 배출권 할당ㆍ거래에 관한 주요 사항을 심의ㆍ의결하기 위해 정부에 배출권 할당위원회를 두도록 하고 있으며, 이 위원회는 위원장 1명과 20명 이내의 위원으로 구성한다.

관계 부처를 중심으로 구성되는 심의기구여서 규모가 크지 않다는 점이 특징이다. 위원장 2명을 포함해 50명 이내로 구성되는 녹색성장위원회와 구성 규모가 다르므로 서로 혼동하지 않도록 구분해 두는 것이 좋다.