[온실가스관리기사 필기] 16년 2회차 기출문제 정답·해설 페이지

1996년 IPCC 가이드라인상 국가온실가스 인벤토리는 에너지, 산업공정, 용제 및 기타 제품 사용, 농업, 토지이용변화 및 임업(LULUCF), 폐기물의 여섯 개 분야로 구성된다.
생태계는 이 가이드라인이 규정하는 인벤토리 산정 분야의 명칭이 아니며, 농업·폐기물·에너지처럼 배출원 활동별로 구분되는 항목과는 성격이 다르다.

교토의정서에서 감축관리 대상으로 규정한 온실가스는 이산화탄소(CO₂), 메탄(CH₄), 아산화질소(N₂O), 수소불화탄소(HFCs), 과불화탄소(PFCs), 육불화황(SF₆)의 여섯 가지이다.
염화불화탄소(CFC)는 오존층 파괴물질로서 몬트리올 의정서의 규제 대상이며, 교토의정서가 다루는 온실가스 목록에는 포함되지 않는다.

IPCC 제2차 평가보고서의 지구온난화지수는 CO₂ = 1, CH₄ = 21, N₂O = 310이다. 각 공장의 배출량을 CO₂-eq로 환산하면 다음과 같다.
CO₂ 3000톤만 배출하는 경우: $3000 \times 1 = 3000$ 톤 CO₂-eq
CH₄ 140톤을 배출하는 경우: $140 \times 21 = 2940$ 톤 CO₂-eq
CO₂ 1000톤과 N₂O 6톤을 배출하는 경우: $1000 + 6 \times 310 = 2860$ 톤 CO₂-eq
CO₂ 1000톤과 CH₄ 100톤을 배출하는 경우: $1000 + 100 \times 21 = 3100$ 톤 CO₂-eq
따라서 CO₂ 1000톤과 CH₄ 100톤을 함께 배출하는 공장이 3100톤 CO₂-eq로 환산 배출량이 가장 많다.

제17차 더반 총회(2011년)에서는 2020년 이후 적용될 새로운 기후체제를 마련하기 위한 협상, 즉 선진국과 개발도상국이 모두 참여하는 신기후체제 협상 개시(더반 플랫폼)에 합의하였다.
따라서 선진국만 참여하는 신기후체제 협상 개시에 합의했다는 설명은 실제 합의 내용과 반대되어 옳지 않다. 나이로비·포츠난·코펜하겐 총회에 관한 나머지 설명은 각 회의의 성격 및 성과와 부합한다.

2020년 기준 국가온실가스 배출 전망치(BAU)에서 가장 높은 비중을 차지하는 부문은 제조업 등 산업 부문이다. 화석연료와 전력을 다량으로 사용하는 산업 활동의 특성상 전체 배출 전망에서 차지하는 비율이 압도적으로 크다.
수송은 산업 다음 수준의 비중을 차지하고, 공공(공공·기타)과 폐기물 부문은 상대적으로 비중이 작아 최대 배출 부문이 될 수 없다.

유엔기후변화협약은 모든 당사국이 공통이지만 차별화된 책임과 각자의 능력에 따라 기후변화에 대처하도록 하는 원칙을 기본으로 하며, 부속서 I 국가(선진국)에 배출 감축과 관련한 의무를 부여하고, 이후 교토의정서를 통해 배출권 거래제도·공동이행 제도와 같은 시장 메커니즘으로 구체화되었다.
다만 온실가스 감축 국가보고서 및 배출목록 보고서를 모든 회원국이 매년 제출해야 한다는 설명은 협약의 보고 체계와 다르다. 협약상 국가보고서(국가통신문) 제출은 당사국의 유형에 따라 주기가 다르게 정해져 있어, 모든 회원국에 일률적인 매년 제출 의무를 부과하고 있지 않다.

무경농법(수확한 농토를 갈지 않고 그루터기에 파종하는 방법), UNESCO의 생물권 보전지역 지정과 같은 보호지역제도, 토지이용형태 변화가 자연의 이산화탄소 흡수능력에 미치는 영향 고려는 모두 기후변화 적응기술·정책의 구체적 사례에 해당한다.
반면 생물 멸종을 막기 위해 특히 먹이사슬 아래쪽 동물의 멸종 방지가 더 중요하다는 설명은 특정 영양단계를 우선하라는 일반론에 가까워, 앞의 구체적인 적응기술·정책들과 성격이 달라 가장 거리가 멀다.

우리나라는 1993년 12월 유엔기후변화협약(UNFCCC)을 비준하였다. 이는 협약이 채택된 1992년 리우 회의 직후에 이루어진 비준으로, 1994년 협약이 발효되면서 우리나라도 협약 당사국으로서의 지위를 갖게 되었다.

기후변화의 원인으로는 온실가스 증가, 태양활동의 변화, 화산폭발과 같은 자연적·인위적 요인이 꼽힌다. 이들은 지구의 에너지 수지에 직접 영향을 미쳐 기온을 변화시키는 요인이다.
반면 폭설·폭우는 기후변화의 원인이 아니라 그 결과로 나타나는 이상기후 현상에 해당하므로, 원인을 묻는 항목으로는 거리가 멀다.

IPCC 제4차 평가보고서(2007년)는 여러 물질의 복사강제력을 평가하면서, 이산화탄소·메테인·성층권 수증기 등은 지구를 덥히는 양(+)의 복사강제력을 가지는 반면, 에어로졸은 태양복사를 반사·산란시키고 구름 형성에 관여하여 지구를 냉각시키는 방향, 즉 음(-)의 복사강제력을 가지는 것으로 보고하였다.

오존층을 파괴하는 물질(프레온가스 등 오존층파괴물질)의 생산과 사용을 규제하는 국제 환경조약은 몬트리올 의정서이다.
바젤협약은 유해폐기물의 국가 간 이동, 스톡홀름협약은 잔류성유기오염물질(POPs), 교토의정서는 온실가스 감축을 각각 규율 대상으로 하므로 오존층파괴물질 규제와는 대상이 다르다.

온실가스 조기감축실적은 관리업체가 목표 설정 이전에 자발적으로 감축한 실적을 인정해 주는 제도로, 감축목표 이행실적의 평가 단계에서 반영되며 사업장 단위와 사업 단위의 감축실적을 모두 인정한다. 다만 이미 정부재정으로 보상을 받은 감축실적은 중복 보상을 막기 위해 인정 대상에서 제외한다.
또한 조기감축실적은 무제한으로 인정되지 않고 전체 관리업체 목표총량의 일정 비율을 연간 인정총량으로 정해 한도를 두는데, 문항이 제시한 비율은 지침이 정한 한도와 일치하지 않는다. 따라서 연간 인정총량 비율을 서술한 설명이 옳지 않다.

기후변화는 지하수의 염수화, 증발산량의 증가, 지표 및 지하수 수질 악화와 같이 수자원의 양과 질을 모두 악화시키는 방향으로 영향을 미치는 것이 일반적으로 알려져 있다.
담수자원이 늘어난다는 설명은 이러한 부정적 영향의 흐름과 반대되므로, 기후변화가 수자원 요소에 미치는 영향으로 보기 어렵다.

우리나라의 기후변화 영향과 취약성으로는 가뭄·홍수 취약지역의 증가, 식물 서식지의 이동, 식량생산에 대한 직간접적 영향 등이 알려져 있다.
반면 기온 상승은 매개체(모기 등)의 활동 기간과 서식 범위를 넓혀 질병전파 기간을 길어지게 하는 방향으로 작용하는 것이 일반적이므로, 질병전파 기간이 짧아진다는 설명은 실제 영향과 반대된다.

IPCC는 2007년 제4차 평가보고서를 통해 인간활동에 의한 기후변화의 과학적 근거를 널리 알린 공로를 인정받아, 같은 해 앨 고어 전 미국 부통령과 함께 노벨 평화상을 공동 수상하였다.

제2차 기후변화협약대응 종합대책은 온실가스 감축 시책의 지속적인 추진, 교토메커니즘 대응기반 구축 및 활용, 민간부문의 참여유도 및 대응능력 제고와 같이 국가 차원의 대응역량 강화를 지향하는 방향으로 구성된다.
반면 의무부담 협상의 회피는 국제협상에 능동적으로 대응한다는 종합대책의 기본 방향과 맞지 않는 내용으로, 대책에 포함된 항목으로 보기 어렵다.

국제 기후변화 협상은 교토의정서(1997)와 마라케시 합의(2001) 이후 발리 로드맵(2007) → 코펜하겐 합의(2009) → 칸쿤 합의(2010) → 더반 결과물(2011)의 순서로 전개되었다.
발리에서 2013년 이후 체제 협상의 로드맵을 마련하고, 코펜하겐에서는 법적 구속력 있는 합의에 이르지 못한 채 정치적 합의에 그쳤으며, 칸쿤에서 이를 제도화하고, 더반에서 신기후체제 협상 개시에 합의한 흐름이 실제 시대 순서와 일치한다.

메탄은 천연가스의 주성분으로 쓰레기 매립가스 등에서 포집·활용되며, 과불화탄소는 CFC 대체물질이자 반도체 세척용으로 쓰이고, 아산화질소는 아디프산 생산이나 질소비료 사용 과정에서 발생한다는 설명은 각 물질의 특성과 일치한다.
반면 전기제품·변압기 등의 절연가스로 활용되는 것은 육불화황(SF₆)이며, 수소불화탄소(HFCs)는 주로 냉매 등 오존층파괴물질(CFC)의 대체물질로 쓰인다. 따라서 수소불화탄소를 절연가스 용도로 설명한 부분이 옳지 않다.

교토메커니즘(배출권거래·공동이행·청정개발체제)의 도입, 온실가스 저감 이행 시 산림 등 흡수원의 인정, 여섯 가지 온실가스에 대한 규제는 교토의정서가 도입한 대표적이고 고유한 제도적 특징이다.
반면 온실가스 감축 세부전략의 수립·시행 및 보고는 협약 체제 전반에서 당사국에게 요구되는 일반적인 의무의 성격에 가까워, 교토의정서의 고유한 내용을 묻는 항목으로는 가장 거리가 멀다.

온실가스는 넓은 파장범위의 적외선을 흡수하여 지구의 온도를 상승시킨다는 설명, 기후변화협약 제3차 당사국총회(교토)에서 6종의 온실가스를 저감 및 관리대상으로 규정하였다는 설명, 지구온난화지수가 클수록 온난화 기여도가 크다는 설명은 모두 온실가스의 특성과 일치한다.
반면 화석연료 연소와 같은 인간활동은 대기 중 온실가스 농도를 높여 자연적 온실효과를 완화가 아니라 강화시키는 방향으로 작용한다. 따라서 인간활동이 자연적 온실효과를 완화시킨다는 설명이 옳지 않다.

질산 제조의 제1산화 공정은 암모니아를 백금 촉매 하에서 산소와 반응시켜 일산화질소(NO)를 생성하는 단계로, 암모니아의 분해나 NO와의 부반응을 통해 질소·아산화질소가 함께 생성된다.
이 가운데 NO가 산소와 반응하여 이산화질소(NO2)로 전환되는 반응은 생성된 NO를 다시 산화시켜 흡수공정으로 넘기기 위한 제2산화 공정의 반응이므로, 제1산화 공정의 반응과는 성격이 다르다.
반면 암모니아의 분해반응, 암모니아와 NO의 환원반응, 암모니아와 NO가 반응하여 아산화질소(N2O)를 생성하는 반응은 모두 제1산화 공정에서 함께 일어나는 부반응에 해당한다.

웨이퍼 가공 전체를 통틀어 공정배출로 잡히는 것은 불소계 온실가스(CF₄, C₂F₆, CHF₃, SF₆, NF₃ 등)를 직접 투입하는 공정뿐이다. 투입한 가스 중 일부가 반응하지 않고 그대로 빠져나가거나 다른 불소계 화합물로 바뀌어 대기로 나가기 때문이다.
대표 공정은 식각과 화학기상 증착이다. 식각에서는 플라즈마 상태의 불소계 가스로 박막을 선택적으로 깎아내며 미반응 가스가 배출되고, 화학기상 증착에서는 증착 후 챔버 내벽에 쌓인 부산물을 불소계 가스로 제거하는 챔버 세정 과정에서 배출된다.
산화공정은 고온 산화막 성장, 감광액 도포·노광·현상은 감광막을 다루는 사진공정, 이온주입은 도펀트 주입, 금속배선은 배선 형성 단계로, 온실가스가 공정 자체에서 생성되지 않으므로 배출이 있다면 전력·연료 사용에 따른 것이지 공정배출이 아니다.

암모니아 생산시설의 공정개선방법은 주로 에너지 효율 향상에 초점이 맞춰져 있으며, 공정제어 고도화, 폐열 회수·활용 시스템 개선, 원료가스를 만드는 개질기(reformer) 성능 개선 등이 대표적으로 활용된다.
반면 N2O 분해 촉매반응 적용은 질산 생산 공정에서 부반응으로 발생하는 N2O를 저감하기 위한 감축기술로, 암모니아 생산 공정의 공정개선방법과는 관련이 없다.
암모니아 합성 반응 자체에서는 N2O가 주요 배출 형태로 나타나지 않으므로, N2O 분해 촉매를 암모니아 생산시설의 공정개선방법으로 볼 수 없다.

사업장 매립시설은 반입되는 폐기물의 종류와 유해성에 따라 안정형·관리형·차단형의 3종류로 구분되어 관리되며, 매립장은 저류·차수·처리의 3가지 기능으로 구성된다는 설명은 타당하다.
매립가스를 포집하여 에너지로 활용하거나 소각하는 것도 매립시설의 온실가스 배출을 줄이는 대표적인 방법이다.
다만 매립시설의 온실가스 배출은 매립된 유기성 폐기물이 미생물에 의해 혐기성 분해(발효)되면서 메탄이 생성되는 과정에서 비롯되는 것으로, 이를 '호흡'에 의한 것으로 설명하는 것은 부적절하여 옳지 않은 설명이 된다.

석회석(CaCO3)은 유리 생산에서 원료 배합제로, 카바이드(CaC2) 생산에서 생석회(CaO) 제조 원료로, 철강 생산의 고로 공정에서는 불순물을 제거하는 융제로 각각 사용된다.
반면 암모니아 생산은 천연가스 등을 원료로 수증기 개질(steam reforming) 반응을 거쳐 얻은 수소를 질소와 합성하는 공정으로, 석회석을 원료나 부원료로 사용하지 않는다.

폐기물 처리는 기능적으로 발생억제 → 재활용 → 중간처리 → 최종처리의 단계로 구분된다.
소각은 폐기물의 부피와 유해성을 줄이기 위해 연소 처리하는 공정으로, 매립과 같은 최종처리 이전 단계인 중간처리에 해당한다.
최종처리는 중간처리를 거친 잔재물 등을 매립하는 단계를 의미하므로 소각 자체와는 구분된다.

설명에서 결정적인 단서는 발생원과 발생 기작이다. 오수(하수)와 동물성 슬러리 같은 유기성 폐수·폐기물을 산소가 없는 상태에서 미생물로 분해시키는 혐기성 발효(소화)로 얻어지는 가스이고, 이를 회수해 열과 전력 생산에 쓴다고 했다.
이 조건에 맞는 것이 슬러지 가스다. 하수처리장이나 축산 분뇨 처리시설의 혐기성 소화조에서 나오며 메탄이 주성분이어서 보일러 연료나 발전용 연료로 회수·이용된다. 회수해 태우면 대기로 나갈 메탄을 CO₂로 바꾸는 셈이라 감축 효과도 크다.
매립 가스도 혐기성 분해 산물이지만 발생 장소가 폐기물 매립지여서 오수·슬러리라는 설명과 맞지 않고, 바이오디젤과 바이오가솔린은 유지나 바이오매스를 원료로 만든 액체연료여서 발효로 발생하는 가스라는 정의 자체에 해당하지 않는다.

Shaft Kiln(수직형 킬른)은 원료가 상부에서 장입되어 중력에 의해 서서히 하부로 이동하면서 소성되는 구조로, 열교환이 효율적으로 이루어져 에너지 효율이 높다는 장점이 있다.
다만 원료의 이동 속도가 느려 생산율이 낮고, 고체연료(석탄 등)를 사용할 경우 연료와 원료가 균일하게 혼합되지 않아 소성 품질이 저하되는 단점이 있다.
이에 비해 Rotary Kiln은 현대 시멘트 산업에서 주로 사용되어 생산성이 높은 방식이라는 점에서 문항이 설명하는 특징과 차이가 있다.

IPCC 가이드라인에서 하수처리의 CH4 배출계수는 최대메탄생성능력(Bo, 약 0.6 kgCH4/kgBOD)에 처리공정별 메탄보정계수(MCF)를 곱하여 산정한다.
혐기성 처리공정(심층 혐기성 라군 등)의 경우 MCF는 $0.8$ 수준으로 적용되므로, $0.6 \times 0.8 = 0.48\ \mathrm{kgCH_4/kgBOD}$가 산출되어 제시된 값과 일치한다.

철강 제조공정은 크게 제선(철광석으로부터 선철을 만드는 공정)과 제강(선철을 이용해 강을 만드는 공정)으로 구분되며, 제강 단계는 다시 전로 공정(용선을 이용)과 전기로 공정으로 나뉜다.
그러나 고로(용광로) 공정은 철광석과 코크스, 석회석을 이용해 선철(용선)을 생산하는 제선 공정에 해당하며, 철스크랩을 원료로 강을 제조하는 것은 전기아크로 공정의 특징이다.
따라서 고로 공정을 철스크랩 이용 제강 공정으로 설명한 부분이 옳지 않다.

원통형(노통연관식) 보일러는 원통형 본체 내부에 노통과 다수의 연관을 설치한 구조로, 제작이 간단하고 취급이 용이하여 널리 보급되어 있다.
다만 구조상 압력과 용량을 크게 높이는 데 한계가 있어 고압용이나 대용량 설비에는 적합하지 않다.
이에 비해 수관식 보일러는 관 내부로 물을 순환시켜 고압·대용량에 적합한 구조이므로 문항이 설명하는 특징과는 차이가 있다.

목표관리 운영 지침상 석유화학제품 생산공정의 보고대상시설은 메탄올, 카본블랙, 에틸렌옥사이드 등 개별 제품별로 명시된 반응(생산)시설 단위로 규정되어 있다.
'촉매 반응시설'은 특정 제품 생산공정을 지칭하는 고유 명칭이 아니라 여러 화학공정에 공통적으로 쓰이는 포괄적 개념이므로, 지침상 개별 보고대상시설로 별도 규정되어 있지 않다.

수증기 개질법 암모니아 제조는 수소를 만들고, 수소를 더럽히는 성분을 차례로 걷어낸 뒤, 마지막에 질소와 합성하는 흐름이다. 앞의 세 단계에서 촉매독인 황을 없애고(탈황), 수증기로 1차 개질해 CH₄를 H₂와 CO로 바꾸며, 공기를 넣는 2차 개질로 합성에 쓸 질소를 함께 들여온다.
2차 개질 뒤 가스에는 일산화탄소가 많이 남아 있으므로 먼저 일산화탄소의 전환(CO + H₂O → CO₂ + H₂) 반응으로 CO를 CO₂로 바꾸면서 수소를 더 얻는다. 이어 흡수탑에서 이산화탄소 제거를 하는데, 이때 분리된 CO₂가 암모니아 공정의 공정배출로 산정되거나 요소 제조의 원료로 넘어간다.
그래도 미량 남은 CO·CO₂는 합성촉매를 망가뜨리므로 메탄화 반응으로 CH₄로 바꿔 무해화한 뒤, 마지막으로 고온·고압에서 암모니아 합성(N₂ + 3H₂ → 2NH₃)을 한다. 따라서 빈칸은 일산화탄소의 전환 → 이산화탄소 제거 → 메탄화 → 암모니아 합성 순서다.

연간 질산 생산량을 질량으로 환산하면 $2{,}000{,}000\ \mathrm{L} \times 1.513\ \mathrm{kg/L} = 3{,}026{,}000\ \mathrm{kg} = 3{,}026\ \mathrm{t}$이다.
여기에 배출계수 $2\ \mathrm{kgN_2O/t}$를 곱하면 N2O 배출량은 $3{,}026\ \mathrm{t} \times 2\ \mathrm{kgN_2O/t} = 6{,}052\ \mathrm{kgN_2O} = 6.052\ \mathrm{tN_2O}$가 된다.
여기에 N2O의 GWP인 $310$을 곱하면 $6.052\ \mathrm{tN_2O} \times 310 \approx 1{,}876\ \mathrm{tCO_2\text{-}eq}$로, 제시된 배출량과 일치한다.

이동연소(철도) 배출시설에서 말하는 철도수송차량의 종류는 동력방식과 차량 형식에 따른 구분으로, 전기기관차와 같은 기관차, 고속차량, 디젤동차 등이 이에 해당한다.
반면 화물차량은 무엇을 실어 나르는지(화물 운송)에 따른 표현으로, 지침이 열거하는 철도수송차량의 차종 구분 명칭이 아니다.
화물 운송을 기준으로 한 '화물자동차'는 철도수송이 아니라 도로수송 부문의 이동연소 배출시설로 분류된다는 점에서도 구분된다.

휘발유 승용자동차, 경유 승합자동차, 디젤 화물자동차는 모두 내연기관에서 연료를 직접 연소시켜 구동되므로 도로 부문 이동연소 배출시설에 해당한다.
반면 전동 지게차는 전기 배터리를 동력원으로 사용하여 구동되므로 사업장 내에서 연료를 직접 연소하지 않으며, 따라서 직접연소 방식의 이동연소(도로) 배출시설로 볼 수 없다.

시멘트 제조 공정 중 예열기에서 소성로(킬른)까지 이어지는 구간에서는 원료 중 탄산칼슘(CaCO3)의 탈탄산(하소) 반응을 비롯해 클링커 형성에 필요한 대부분의 광물 반응과 상전이가 일어난다.
이 구간의 온도·체류시간 등 공정 조건이 클링커의 광물 조성과 품질을 좌우하므로, 시멘트 제조공정 전체에서 가장 핵심적인 부분으로 꼽힌다.
제품 및 출하공정이나 분쇄공정은 물리적 처리 단계로, 소성 단계와 같은 화학적 반응이 일어나지 않는다는 점에서 차이가 있다.

농업 작물, 농임산 부산물, 유기성 폐기물 등 생물 또는 생물 기원의 유기물을 에너지 생산 원료로 활용하는 것을 통틀어 바이오매스라 한다.
원유, 부생연료, 코크스는 모두 화석연료 또는 그 가공·부산물에 해당하여 생물 기원 물질과는 구분된다.

마그네슘은 용융 상태에서 대기 중 산소와 매우 반응성이 높아 쉽게 산화·발화될 수 있어, 주조공정에서 용융 마그네슘의 표면을 보호하기 위한 표면가스(cover gas)가 필요하다.
이때 전통적으로 SF6가 우수한 산화 방지 성능 덕분에 널리 사용되어 왔으며, 이는 매우 높은 지구온난화지수를 가진 온실가스로 알려져 있다.
CH4, N2O, CO2는 마그네슘 용융 공정의 표면 보호 목적으로 일반적으로 사용되는 가스가 아니다.

매립분야의 FOD(First Order Decay, 1차 분해모델) 방법은 매립 폐기물이 시간에 따라 순차적으로 분해되며 메탄을 발생시키는 과정을 모사하는 방법으로, 메탄보정계수(MCF), 메탄발생 속도상수(k), 매립지 표면 산화율(OX) 등을 주요 입력변수로 사용한다.
이 외에 분해가능한 유기탄소 함량(DOC), 실제 분해되는 DOC의 비율(DOCf), 매립가스 중 메탄의 비율(F) 등도 함께 활용된다.
반면 매립 폐기물 내 화석탄소의 비율(FCF)은 FOD 방법의 표준 입력변수 체계에 포함되지 않으므로, 이것이 입력변수에 해당하지 않는다.

폐목재, 매립지가스, 목탄은 모두 생물 또는 생물 기원의 유기물에서 비롯된 것으로 바이오매스에 해당한다. 매립지가스는 매립된 유기성 폐기물이 미생물에 의해 분해되면서 발생하는 것이므로 생물 기원으로 분류된다.
반면 산업폐기물은 플라스틱 등 화석연료 기반 물질을 포함할 수 있어 생물 기원 물질로 일괄 분류할 수 없으므로, 바이오매스에 해당하지 않는다.

Scope 2 배출은 외부에서 구매한 전력이나 스팀 등 에너지를 사용함으로써 발생하는 간접배출을 의미하며, 이는 온실가스 배출량 산정·보고 체계에서 널리 통용되는 정의이다.
반면 직접 배출은 조직이 소유하거나 통제하는 발생원에서 직접 발생하는 배출을 말하므로, 이를 간접배출의 정의로 설명하거나 소유·통제 설비에서의 화학물 생산 배출을 직접배출에서 제외하는 설명은 옳지 않다.
또한 구입한 원료의 채취·생산, 수입 연료의 운송, 판매된 제품의 사용·폐기 등 가치사슬 전반에서 발생하는 배출은 Scope 3(기타 간접배출)에 해당하며, 이를 직접배출로 분류하는 것도 옳지 않다.

제시된 설명의 핵심은 정보를 감추지 않고 드러내는 것이다. 이용자가 확신을 갖고 판단할 수 있도록 충분한 정보를 공개하고, 모든 사항에 대해 감사증거를 남기며, 추정이나 산정·계산방법과 정보원의 출처를 분명히 밝히라고 요구한다. 이는 배출량 산정·보고 5대 원칙 중 투명성에 해당한다.
나머지 원칙과 견줘 보면 성격이 뚜렷이 갈린다. 완전성은 조직경계 안의 모든 배출원과 흡수원을 빠짐없이 포함하라는 것이고, 일관성은 연도 간 배출량을 비교할 수 있도록 같은 산정방법과 기준을 유지하라는 것이다.
정확성은 과대·과소 산정을 피하고 불확도를 줄여 실제 배출량에 최대한 가깝게 산정하라는 원칙이다. 산정 결과의 값 자체가 아니라 산정 과정과 근거를 검증 가능하게 드러내는 것을 요구하고 있으므로 투명성으로 판단한다.

지침은 연료의 성상 변화를 배출계수에 반영할 수 있도록 연료 종류별로 시료의 최소 분석주기를 정하고 있다. 고체연료(원소함량 등)는 월 1회 또는 연료 입하 시, 액체연료(원소함량 등)는 분기 1회 또는 연료 입하 시, 기체연료 중 공정부생가스(가스성분 등)는 월 1회로 비교적 잦은 주기의 분석을 요구한다.
천연가스·도시가스와 같은 기체연료 역시 연 1회보다 잦은 주기로 분석하도록 규정되어 있으므로, 이를 '연 1회 또는 연료 입하 시'로 연결한 설명은 지침의 기준과 맞지 않는다.

철강생산 부문의 대표적인 보고대상 배출시설로는 소결광을 만드는 소결로, 선철을 강으로 정련하는 전로, 철스크랩 등을 원료로 전기 아크열을 이용해 제강하는 전기아크로 등이 있다.
'종착로'는 철강 제조공정에서 사용되는 배출시설 명칭이 아니므로, 보고대상 배출시설에 해당하지 않는다.

발문의 기호는 정사각형 테두리 안에 전력량(watt-hour)을 뜻하는 'WH'가 적힌 전력량계 표시다. 전력량계는 「계량에 관한 법률」이 정한 법정계량기(검정 대상)이므로, 지침이 활동자료 수집에 쓰도록 정한 측정기기 유형 가운데 상거래 또는 증명에 사용하기 위한 목적으로 측정량을 결정하는 법정계량에 사용하는 측정기기에 해당한다.
「온실가스ㆍ에너지 목표관리 운영 등에 관한 지침」은 활동자료를 얻는 측정기기를 세 가지로 나눈다. 첫째가 법정계량기, 둘째는 관리업체가 자체적으로 설치했으나 「국가표준기본법」에 따른 시험기관ㆍ교정기관ㆍ검사기관에서 주기적으로 정도검사를 받는 측정기기, 셋째는 자체 설치 계량기이면서 정도검사를 받지 않는 측정기기(가스미터ㆍ오일미터 등)다.
이 구분이 중요한 이유는 측정기기의 유형이 활동자료의 관리기준(Tier) 등급을 좌우하기 때문이다. 법정계량 목적으로 검정을 받은 계량기의 값은 가장 높은 신뢰도로 인정되고, 정도검사를 하지 않는 자체 계량기의 값은 낮은 등급만 인정된다. 법정계량기와 그 밖의 계량기를 모두 아우르는 포괄 범주(계량기 일반)와는 구별해야 한다.

연속측정에 따른 배출량 산정에서 자료가 결측된 경우, 비정상 측정자료·장비 점검·미수신 자료 등은 모두 정상 자료 중 최근 30분 평균자료로 대체하도록 규정되어 있다.
반면 정도검사 기간이나 정도검사·교정검사 불합격 기간은 측정기기 자체의 신뢰성이 확인되지 않은 구간이어서 다른 결측 사유와 구분하여 별도의 대체자료 기준을 두고 있다.
따라서 이 경우의 대체자료를 '정상 마감된 전월의 최근 6개월간의 30분 평균자료'로 설명한 것은 지침이 정한 대체자료 생성기준과 일치하지 않는다.

조직경계 내에 상주하는 타 법인에 대해 관리업체가 운영통제권을 가진 경우에는 해당 타 법인의 배출·에너지 사용시설을 조직경계에 포함해야 하고, 운영통제권이 없으면서 정보 파악이 가능한 경우에는 조직경계에서 제외할 수 있다는 원칙은 타당하다.
또한 사업장의 특성에 따라 조직경계를 결정하고 그 근거를 모니터링 계획에 구체적으로 작성해야 한다는 설명도 옳다.
다만 법인이 서로 다른 여러 관리업체가 에너지를 연계하여 사용하는 경우라 하더라도, 각 관리업체는 자신이 소유·통제하는 범위를 기준으로 조직경계를 설정해야 한다. 법인이 다름에도 에너지 사용량을 하나로 통합하여 모니터링하도록 경계를 설정하는 것은 소유·통제 기준이라는 조직경계 설정의 기본 원칙에 부합하지 않는다.

목표관리 운영 지침상 배출시설의 규모는 연간 온실가스 배출량에 따라 A·B·C 세 그룹으로 구분한다. A그룹은 연간 5만 톤 미만, B그룹은 연간 5만 톤 이상 50만 톤 미만, C그룹은 연간 50만 톤 이상의 배출시설이다.
따라서 연간 배출량이 100만 톤을 넘더라도 50만 톤 이상 구간에 속하므로 모두 C그룹에 해당하며, 'D그룹'이라는 시설규모 구분 자체가 존재하지 않는다.
한편 신설되는 배출시설은 예상 온실가스 배출량을 계산하여 그 값에 따라 시설규모를 결정하고, 기존 시설은 제출된 명세서상의 배출량을 기준으로 규모를 판정한다.

목표관리 운영 지침에서는 배출시설의 규모가 클수록 더 정밀한 산정방법(Tier)을 적용하도록 하고 있으며, 배출시설별 고유 배출계수를 자체 개발하여 사용해야 하는 것은 연간 배출량이 가장 큰 규모(50만 tCO2-eq 이상)의 시설에 해당한다.
대규모 배출시설일수록 배출량 산정 오차가 전체 국가 온실가스 통계에 미치는 영향이 크기 때문에, 기본 배출계수 대신 실측을 통한 시설 고유의 배출계수 개발을 요구하는 것이다.

Tier 1·Tier 2 방법론에서는 시멘트킬른먼지(CKD)의 하소율을 실측하지 않았을 경우 보수적으로 100% 하소되었다고 가정하며, Tier 3 방법론에서는 클링커의 CaO·MgO 성분을 실측·분석하여 배출계수를 직접 개발하여 활용한다는 설명은 타당하다.
다만 Tier 3는 시험분석을 통한 실측값 활용을 전제로 하는 가장 정밀한 산정 등급이므로, 클링커에 남아있는 소성되지 않은 CaO의 측정값이 없을 때 임의의 기본값(1.0)을 적용한다는 설명은 Tier 3 방법론의 취지에 맞지 않아 옳지 않다.

굴뚝연속자동측정방법(TMS)에 따라 전자적으로 제출해야 하는 실시간 측정자료에는 CO2 농도, 배출가스 유량, 배출구 온도 등 배출량 산정에 직접 필요한 항목들이 포함된다.
반면 배출구 습도는 유량 보정 등에 활용될 수 있는 보조적인 값으로, 실시간으로 제출해야 하는 필수 측정자료 항목에는 해당하지 않는다.

서로 독립적인 두 불확도 요소(활동자료, 배출계수)를 합성할 때는 각 상대확장불확도의 제곱합에 제곱근을 취하는 방식으로 산정한다.
활동자료 30%, 배출계수 20%를 대입하면 $\sqrt{30^2 + 20^2} = \sqrt{1300} = 36.055\cdots$이므로, 배출량의 상대확장불확도는 약 $36.05\%$가 되어 제시된 값과 일치한다.

외부에서 공급된 전기를 해당 시설에서 사용하는 경우는, 배출 자체는 전기를 생산하는 발전소 등 외부에서 발생하고 해당 시설은 그 전기를 사용만 하는 것이므로 간접배출로 구분된다.
반면 외부에서 공급받은 연료(LPG 등)를 해당 시설 내에서 직접 연소하여 사용하는 경우나, 해당 시설에서 폐기물을 직접 처리하는 경우는 배출원이 해당 시설 자체에 있으므로 직접배출에 해당한다.

고정연소시설에서 연료사용량의 측정불확도는 산정등급(Tier)이 높아질수록 더 엄격하게 관리되어, Tier 2 수준에서는 $\pm5\%$ 이내, Tier 3 수준에서는 $\pm2.5\%$ 이내의 연료사용량 자료를 활용하도록 한다는 설명은 타당하다.
또한 Tier 2 수준에서 발전부문의 산화계수로 $0.99$를 적용한다는 설명도 통상적인 관리기준에 부합한다.
다만 기타부문은 발전부문에 비해 연소 조건이 상대적으로 덜 균일하여, 완전연소를 의미하는 산화계수 $1.0$이 아니라 발전부문보다 낮은 값을 적용하도록 하고 있으므로, 기타부문에 산화계수 1.0을 적용한다는 설명은 옳지 않다.

리스크 분석은 검증 과정에서 오류가 발생할 가능성을 사전에 파악하고 이에 대한 대응 절차를 결정하기 위해 수행되며, 통제리스크는 피검증자(검증대상)의 내부 데이터 관리체계가 오류를 적발·수정하지 못할 위험을 의미한다.
검증팀은 이처럼 피검증자 측에서 비롯되는 리스크를 평가하여 검증 절차와 표본 규모 등을 결정한다.
반면 고유리스크는 검증팀의 활동이 아니라 피검증자의 활동 자료나 배출량 산정 방식 자체에 내재된 오류 발생 가능성을 의미한다. 검증팀이 검증 과정에서 이러한 오류를 발견하지 못할 위험은 별도로 검출리스크라 하므로, 고유리스크를 검증팀의 검증 과정에서 발생하는 리스크로 설명하는 것은 옳지 않다.

수증기 개질(steam reforming) 반응식으로 몰수를 따진다. 메탄은 CH4 + 2H2O → CO2 + 4H2, 에탄은 C2H6 + 4H2O → 2CO2 + 7H2이므로, 원료 1몰이 만드는 CO2와 H2의 몰수가 정해진다.
원료 1톤은 중량기준으로 메탄 800 kg, 에탄 200 kg이다. 각 분자량(16, 30)으로 나누면 메탄 800÷16 = 50 kmol, 에탄 200÷30 ≒ 6.67 kmol이 된다.
생성물을 합하면 CO2는 50×1 + 6.67×2 ≒ 63.3 kmol, H2는 50×4 + 6.67×7 ≒ 246.7 kmol이다. 따라서 수소 1몰 생산량당 CO2 발생몰수는 63.3 ÷ 246.7 ≒ 0.26이다. 중량비를 그대로 몰비로 쓰지 않고 분자량으로 환산하는 것이 이 문제의 갈림길이다.

모니터링 계획에는 활동자료 및 배출시설별 모니터링 방법, 품질관리(QC)/품질보증(QA) 활동 계획 등 배출량 산정의 신뢰성을 뒷받침하는 기술적 내용이 반드시 포함되어야 한다.
반면 배출시설의 관리업체 지정연도나 관리자 변경현황과 같은 행정적 이력 정보는 배출량 산정방법 자체와 직접 관련이 없는 사항으로, 모니터링 계획에 반드시 포함되어야 하는 필수 항목으로 보기 어렵다.

CO2 배출계수는 연료 중 탄소의 질량 분율에 비례하고, 연료의 순발열량(열량계수)이 클수록 단위 열량당 배출되는 탄소·CO2의 양은 상대적으로 줄어들어 열량 기준 배출계수는 순발열량·열량계수에 반비례한다는 설명은 타당하다.
다만 탄소 배출계수(탄소 기준)와 CO2 배출계수(CO2 기준)는 탄소가 완전 연소되어 CO2로 전환될 때의 분자량 비(CO2/C = 44/12)만큼 차이가 나므로, 두 값이 서로 동일하다는 설명은 옳지 않다.

산정등급(Tier) 체계에서 Tier 1은 IPCC가 제시하는 기본 배출계수를 활용하고, Tier 2는 국가 고유 배출계수나 발열량 등 일부 매개변수를 시험분석을 통해 개발하여 활용하며, Tier 3는 사업장 배출시설·감축기술 단위로 상당 부분의 매개변수를 시험분석을 통해 자체 개발하여 산정하는 등 갈수록 정밀도가 높아진다.
지침에는 Tier 4도 있으나, 이는 굴뚝 자동측정기기 등 연속측정방법을 활용하여 배출가스를 직접 측정해 배출량을 산정하는 등급을 말한다.
따라서 Tier 4를 '사업자가 공급자로부터 제공받은 매개변수 값을 활용하여 산정'하는 방법으로 설명한 것은 옳지 않다.

CDM 사업계획서(PDD)는 통상 A(프로젝트 활동에 대한 일반사항 기술), B(베이스라인 및 모니터링 방법론의 적용), C(프로젝트 활동의 이행기간·크레딧 유효기간) 등의 항목으로 구성된다.
그러나 이어지는 항목은 '프로젝트 활동에 대한 평가'가 아니라 해당 프로젝트가 미치는 환경적 영향(Environmental impacts)을 기술하는 부분에 해당하므로, 이를 '프로젝트 활동에 대한 평가'로 설명하는 것은 옳지 않다.

신에너지 및 재생에너지 개발·이용·보급 촉진법상 신에너지는 기존 화석연료를 변환시켜 이용하거나 수소·산소 등의 화학반응을 통해 전기 또는 열을 이용하는 에너지로, 수소에너지와 연료전지, 석탄액화·가스화 및 중질잔사유 가스화 에너지가 이에 해당한다.
반면 태양열, 소수력, 바이오에너지는 자연 상태에서 반복적으로 재생 가능한 자원을 이용하는 재생에너지로 분류되어 신에너지와는 구분된다.

벤치마크 기반 배출허용량은 과거 배출실적(기준년도 배출량)과 벤치마크로 계산한 배출량을 인정계수로 가중평균한 뒤, 목표연도까지의 성장률을 곱해 구한다.
① 벤치마크 배출량 = 활동데이터 × 벤치마크계수 = 15,000 t/yr × 2 tCO2/t = 30,000 tCO2/yr
② 가중평균 = 기준년도 배출량 × 인정계수 + 벤치마크 배출량 × (1 − 인정계수) = 480,000×0.95 + 30,000×0.05 = 456,000 + 1,500 = 457,500 tCO2
③ 성장률 반영 = 457,500 × (1 + 0.2) = 549,000 tCO2/yr
인정계수는 기존 시설의 과거 실적을 얼마나 인정해 줄지를 정하는 가중치다. 0.95이면 과거 실적을 95%, 벤치마크 산정값을 5%만 반영하므로 제도 도입 초기의 충격을 줄이면서 점차 벤치마크 쪽으로 옮겨 가는 구조가 된다. 인정계수를 기준년도 배출량에만 곱해 456,000에서 끝내거나(벤치마크ㆍ성장률 누락), 가중평균 값 457,500에서 멈추면(성장률 누락) 오답이 된다.

외부사업의 추가성은 해당 감축활동이 현행 법령상 의무가 아니라 자발적으로 수행되어야 인정되는 개념이다. 이미 법·제도상 의무사항으로 규정된 활동은 시행하지 않아도 법적으로 강제되는 것이므로, 별도의 추가적 감축효과로 인정하기 어렵다.
따라서 외부사업의 내용이 법·제도상 의무사항으로 규정되어 있어야 한다는 서술은 추가성 평가의 취지와 반대되어 옳지 않은 설명이다.
일정 규모 이상 사업에 대한 추가분석, 경제성이 부족한 사업에 대한 인증실적 활용, 지자체 등의 정책적 권장사업을 자발적 참여로 간주하는 것은 모두 실제 추가성 평가 절차·방법에 부합한다.

매립가스를 포집해 연소·발전에 이용하는 것, 하수처리시설 소화조에서 발생한 가스를 회수해 소화조 가온용 연료로 재사용하는 것, 음식물쓰레기 사료화·퇴비화 시설에서 발생한 메탄을 회수해 취사용 연료로 쓰는 것은 모두 온실가스(메탄)를 포집·회수하여 에너지원으로 활용함으로써 감축 효과를 얻는 방법이다.
반면 대기오염방지시설에서 휘발성유기화합물(VOCs)을 소각하는 것은 대기오염물질을 제거하기 위한 조치로, 온실가스를 처리하거나 활용하여 감축하는 기술로 보기 어렵다.

혼합 압축착화 연소(HCCI), 고압연료분사시스템, 배기가스재순환(EGR)은 디젤엔진에서 연소효율을 높이고 온실가스·오염물질 배출을 줄이기 위해 적용되는 대표적인 저감기술이다.
이에 비해 밸브 개폐 시기를 조정하는 페이저(phaser) 방식의 장치는 주로 가솔린엔진의 가변밸브타이밍(VVT) 계통에서 활용되는 구성으로, 디젤엔진의 온실가스 저감기술로 보기는 어렵다.

조기감축실적을 평가할 때는 해당 조기행동이 통상적인 수준을 넘어서는 추가적인 감축인지(추가성), 실제로 감축효과가 발생했는지(실제성), 그리고 그 감축효과가 이후에도 유지되는지(지속성)를 주요 고려대상으로 삼는다.
반면 조기행동을 관리업체가 자율적으로 선택했는지 여부, 즉 자율성은 조기감축실적 평가 시 고려대상으로 제시되지 않는다.

해류 및 해수온도차를 이용한 에너지, 조수간만의 차를 이용한 조력에너지, 파도의 운동에너지를 이용한 파력발전은 모두 바다에서 얻는 해양에너지에 속한다.
소수력발전은 하천 등의 낙차·유량을 이용한 소규모 수력발전으로, 해양이 아닌 육상 하천 자원을 이용하는 재생에너지이므로 해양에너지의 범주에 포함되지 않는다.

지침은 관리업체의 목표설정 방식을 과거 배출 실적에 기반한 방식과, 최적가용기술(BAT)을 고려한 벤치마크 방식으로 구분한다. 제시문의 빈칸은 벤치마크 방식을 수식하는 자리이므로 최적가용기술이 들어간다.
벤치마크 방식은 개별 업체의 과거 배출량이 아니라 같은 업종에서 기술적ㆍ경제적으로 이용 가능한 최상의 기술 수준(단위 활동자료당 배출량)을 기준선으로 삼아 배출허용량을 정한다. 이때 제시문처럼 기존 배출시설의 배출허용량과 신ㆍ증설 시설의 배출허용량을 따로 산정한 뒤 합산한 값이 관리업체 전체의 배출허용량이 된다.
조기감축실적과 외부감축실적은 목표를 정하는 기준이 아니라 이미 달성한 감축분을 실적으로 인정ㆍ상쇄해 주는 제도이며, 성장률은 어느 방식에서든 목표연도 배출허용량을 계산할 때 반영하는 변수일 뿐 방식의 이름이 되지 못한다.

바이오에탄올은 연소율이 높고 오염물질 발생이 적다는 장점이 있으며, 원료 확보 비용이 경제성에 큰 영향을 미치므로 값싼 원료를 선정하는 것이 중요하다.
다만 바이오에탄올은 가솔린(휘발유)과 혼합하여 사용하는 연료이며, 경유(디젤)와 혼합하는 것은 바이오디젤에 해당한다. 따라서 석유계 디젤과 혼합하여 사용한다는 설명은 바이오에탄올의 특성과 맞지 않는다.

CDM 사업에서 사업계획서 등록은 CDM 집행위원회(EB)가, 사업계획서의 타당성 승인과 사업감축량 검증·인증은 CDM 운영기구(DOE)가 수행하는 절차이다.
크레디트(CERs)의 발행은 검증·인증 결과를 바탕으로 CDM 집행위원회가 담당하는 절차이며, 국가 CDM 승인기구는 해당 사업이 자국의 지속가능발전에 부합하는지를 승인하는 역할을 한다. 따라서 크레디트 발행을 국가 CDM 승인기구와 연결한 것은 수행기관이 잘못 짝지어진 설명이다.

온실가스 감축 이행계획서 작성 절차에서 QC(품질관리) 수립은 통상 산정과정의 적절성, 산정결과의 적절성, 보고(문서화)의 적절성 등 산정·보고 절차 자체를 점검하는 항목으로 구성된다.
자체 검증과정의 적절성은 산출된 결과를 사후적·독립적으로 재확인하는 검증(QA) 성격에 가까워, 일상적인 산정·보고 절차를 점검하는 QC 수립 항목과는 성격이 달라 가장 거리가 멀다.

모노에탄올아민(MEA), 메틸디에탄올아민(MDEA), 탄산칼륨(Potassium Carbonate)은 이산화탄소와 화학적으로 반응하여 결합·분리하는 화학적 흡수법에 주로 사용되는 흡수제이다.
메탄올(Methanol)은 저온에서 이산화탄소를 물리적으로 용해시키는 물리적 흡수법(Rectisol 공정 등)에 사용되는 흡수제로, 화학적 흡수법의 흡수제로 보기 어렵다.

온실가스·에너지 목표관리 운영 등에 관한 지침에서는 매년 조기감축실적으로 인정할 수 있는 전체 총량을 전체 관리업체 배출허용량의 1%로 제한하고 있다.
이는 조기감축실적 인정이 목표관리제 전체의 감축목표 달성에 지장을 주지 않도록 상한을 둔 것이다.

메탄(CH₄), 아산화질소(N₂O), 육불화황(SF₆)은 교토의정서에서 규정한 6대 온실가스 중 이산화탄소를 제외한 Non-CO2 온실가스에 해당한다.
벤젠(C₆H₆)은 대표적인 휘발성유기화합물(VOCs)이자 대기오염물질이지만, 규제 대상 온실가스 목록에는 포함되지 않는다.

외부사업 모니터링의 원칙은 일관성(consistency), 재현성(reproducibility), 투명성(transparency), 정확성(accuracy)을 핵심으로 하며, 등록된 사업계획서와 승인 방법론을 준수하고 불확도를 최소화하는 방식으로 측정해야 한다(1, 2, 4번 모두 정답). 반면 3번의 "추정 시 값은 객관적으로 적용되어야 한다"는 표현은 부정확하다. 외부사업의 온실가스 감축량 산정에 필요한 데이터는 보수적(conservative) 방식으로 추정되어야 하며, 단순히 '객관적 적용'만으로는 감축량을 과대평가할 위험이 있다. 따라서 정책의 신뢰성 확보를 위해 실제 감축 효과를 담보하는 보수적 원칙이 우선되어야 한다.

외부사업 타당성 평가에서 추가성은 해당 사업이 법·제도상 의무가 아닐 것과 함께, 투자·재무적으로 매력이 없어 외부사업 인증실적과 같은 별도의 유인 없이는 시행되기 어렵다는 점을 입증하는 경제적(재정적) 추가성 분석을 중심으로 판단한다.
따라서 제시된 것 중 추가성의 종류에 해당하는 것은 경제적 추가성이며, 환경적·사회적·기술적 추가성은 외부사업 추가성의 구분으로 제시되지 않는다.

불확도 분석은 정량적인 분석 결과를 제공하여 결과의 신뢰성을 높이고, 그 결과를 바탕으로 의사결정을 용이하게 한다는 장점이 있다. 다만 모든 입력 자료를 확률분포로 정확히 나타내는 데는 현실적인 한계가 있다.
불확도 분석은 오차전파식, 몬테카를로 시뮬레이션 등 통계적 기법에 대한 전문지식을 필요로 하는 절차이므로, 수행과정이 간단하여 전문지식이 필요 없다는 설명은 옳지 않다.

정량화된 값 그 자체가 아니라 그 값이 얼마나 퍼져 있는지(분산특성)를 나타내는 지표라는 점이 결정적 단서다. 지침은 이를 불확도로 정의하며, 산정 결과에 따라붙는 오차 범위의 크기를 뜻한다.
혼동하기 쉬운 용어와 견주면 구분이 분명해진다. 정확도는 측정값이 참값에 얼마나 가까운가, 정밀도는 같은 조건에서 되풀이 측정한 값들이 서로 얼마나 잘 모이는가를 나타낸다. 전환율은 투입 물질이 목적 생성물로 바뀐 비율로, 배출량 산정에 쓰이는 매개변수일 뿐 결과의 신뢰 구간을 뜻하지 않는다.
불확도는 활동자료ㆍ배출계수 등 개별 매개변수의 불확도를 결합해 산정하며, 배출시설 규모별로 정해진 불확도 관리기준을 충족하는지 확인하는 데 쓰인다.

태양광발전은 태양이라는 사실상 무제한적인 에너지원을 이용하며, 회전부·열매체 계통이 없어 태양열발전에 비해 유지보수가 용이하고, 발전 과정에서 이산화탄소 배출량이 매우 적다는 장점이 있다.
다만 태양광발전은 에너지밀도가 낮아 동일 출력을 얻는 데 넓은 설치면적이 필요하며, 옥상뿐 아니라 지상에 대규모로 패널을 설치하는 방식이 널리 쓰인다. 따라서 발전부지가 대부분 옥상이어서 부지면적이 적게 든다는 설명은 태양광발전의 장점으로 보기 어렵다.

온실가스 배출권거래제 운영을 위한 검증지침상 검증팀장이 확정할 수 있는 최종 검증의견은 적정, 부적정, 조건부 적정의 세 가지로 구분된다.
조건부 부적정이라는 의견 구분은 검증지침상 규정된 최종 검증의견에 해당하지 않는다.

온실가스·에너지 목표관리 운영 등에 관한 지침상 조기감축실적으로 인정받을 수 있는 조기행동의 기간은 2005년 1월 1일부터 관리업체가 최초로 목표를 설정하는 해의 12월 31일까지이다.
이는 목표관리제 시행 이전에 자발적으로 이루어진 감축 노력을 일정 기간 소급하여 인정하기 위한 기준이다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률 시행령상 할당대상업체가 배출권의 이월 또는 차입을 하려는 경우, 온실가스 배출량을 인증받은 결과를 통보받은 날부터 10일 이내에 전자적인 방식으로 이월·차입 신청서를 주무관청에 제출하여야 한다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률 시행령상(출제 당시 기준) 배출권 차입의 한도는 할당대상업체가 해당 이행연도에 주무관청에 제출하여야 하는 배출권의 100분의 10까지로 제한된다.
차입은 장래 이행연도의 배출권을 앞당겨 쓰는 것이므로, 한도를 두어 이행연도별 감축의무가 형해화되지 않도록 한 것이다.

연료·열·전기 등의 공급점을 공유하여, 타인으로부터 공급받은 에너지를 변환하지 않고 그대로 다른 건물 등에 공급하고 있는 상태는 온실가스·에너지 목표관리 운영 등에 관한 지침상 에너지 관리의 연계성으로 정의된다.
이는 사업장 경계를 설정할 때 어느 사업장을 실제 에너지 소비 주체로 볼 것인지 판단하기 위해 사용되는 개념이다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률 시행령상 배출량 인증위원회는 위원장 1명과 15명 이내의 위원으로 구성하며, 위원장은 환경부차관이 맡는다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법령은 관리업체 가운데 최근 3년간 온실가스 배출량의 연평균 총량이 125,000 tCO2-eq 이상인 업체이거나, 25,000 tCO2-eq 이상인 사업장을 가진 업체를 할당대상업체로 지정ㆍ고시하도록 정하고 있다.
업체 기준과 사업장 기준을 함께 두는 까닭은, 회사 전체 배출량은 문턱에 못 미치더라도 단일 사업장의 배출 규모가 큰 경우를 제도 안으로 끌어들이기 위해서다. 두 기준 가운데 어느 하나만 충족해도 할당대상업체가 된다.
목표관리제의 관리업체 지정기준(업체 50,000 tCO2-eq 또는 에너지 200 TJ)보다 문턱이 훨씬 높다는 점을 함께 기억하면 두 숫자를 섞어 쓰는 실수를 막을 수 있다. 즉 관리업체 중에서 규모가 큰 업체가 배출권거래제로 편입되는 구조다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률상 할당대상업체는 이행연도 종료일부터 6개월 이내에 인증받은 온실가스 배출량에 상응하는 배출권을 주무관청에 제출하여야 한다.

거짓이나 그 밖의 부정한 방법으로 배출권 할당·조정을 신청하여 실제로 할당·조정을 받은 행위는 배출권거래제의 근간인 할당의 공정성을 직접 훼손하는 행위로, 1억원 이하의 벌금에 처하는 벌칙 대상에 해당한다.
배출권 거래신고를 거짓으로 한 경우, 명세서를 보고하지 않거나 거짓으로 보고한 경우, 배출권 제출의무를 이행하지 않은 경우는 각각 과태료 또는 과징금 등 별도의 제재 규정이 적용되는 사항이다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률 시행령상 배출권거래제 2차 계획기간에는 할당대상업체별로 할당되는 배출권의 100분의 97을 무상으로 할당한다.
1차 계획기간의 전량 무상할당에서 유상할당 비중을 조금씩 늘려가는 단계에 해당한다.

배출권거래제 3차 계획기간 이후의 무상할당비율은 100분의 90 범위 내에서 정하도록 하여, 1·2차 계획기간에 비해 유상할당(경매) 비중을 단계적으로 확대하는 방향을 반영하고 있다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률상 할당대상업체가 제출한 배출권이 인증받은 배출량보다 부족한 경우, 그 부족분에 대해서는 이산화탄소 1톤당 10만원의 범위에서 해당 이행연도 배출권 평균 시장가격의 3배 이하에 해당하는 금액을 과징금으로 부과할 수 있다.

저탄소 녹색성장 기본법령상(출제 당시 기준) 중앙행정기관등의 장은 온실가스 감축 및 에너지 절약에 관한 이행계획을 실행한 이행결과보고서를 다음 연도 3월 31일까지 전자적 방식으로 온실가스 종합정보센터에 제출하여야 한다.

저탄소 녹색성장 기본법령상(출제 당시 기준) 국가온실가스 감축목표는 2030년의 국가 온실가스 총배출량을 2030년 배출전망치(BAU) 대비 100분의 37 수준까지 감축하는 것으로 설정되어 있었다.

온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률상 할당계획 및 시장안정화 조치 등을 심의·조정하기 위해 두는 할당위원회의 위원장은 기획재정부장관이 맡는다.

관리업체 지정기준은 단계적으로 낮아졌다. 2011년까지는 업체 기준 125킬로톤 CO2-eq 또는 500테라줄, 2012~2013년은 87.5킬로톤 CO2-eq 또는 350테라줄이었고, 2014년 1월 1일부터는 온실가스 50킬로톤 CO2-eq(50,000 tCO2-eq) 이상, 에너지 200테라줄(TJ) 이상이 적용된다.
두 기준은 '또는' 관계여서 배출량과 에너지 소비량 가운데 하나만 넘어도 관리업체로 지정된다. 같은 시점의 사업장 기준은 15킬로톤 CO2-eq 또는 80테라줄로, 업체 기준보다 낮게 설정되어 있다.
기준량이 계속 낮아진 것은 제도 적용 범위를 단계적으로 넓혀 온 결과다. 다만 이 수치는 출제 당시 저탄소 녹색성장 기본법령에 따른 것으로, 이후 온실가스 관리 체계의 근거 법률이 바뀌었다는 점은 함께 알아 두어야 한다.

저탄소 녹색성장 기본법상(출제 당시 기준) 저탄소 사회 구현을 위한 에너지관련정책의 기본원칙은, 석유·석탄 등 화석연료의 사용을 단계적으로 축소하고 신·재생에너지 보급을 확대하여 에너지 자립도를 향상시키는 것을 골자로 한다.
국내 탄소시장 활성화, 첨단·융합기술 개발, 기후변화 대응을 위한 국가적 역량 결집은 저탄소 녹색성장 정책 전반의 방향과는 관련이 있으나, 에너지관련정책의 기본원칙으로 규정한 내용은 아니다.

저탄소 녹색성장 기본법상(출제 당시 기준) 목표관리제 대상 관리업체가 정부의 개선명령을 이행하지 않은 경우에는 1천만원 이하의 과태료가 부과된다.

저탄소 녹색성장 기본법상(출제 당시 기준) 정부가 중장기 및 단계별 목표를 설정하고 그 달성을 위한 조치를 강구해야 하는 대상에는 온실가스 감축 목표, 에너지 절약 목표 및 에너지 이용효율 목표, 에너지 자립 목표, 신·재생에너지 보급 목표가 포함된다.
자원순환 촉진 목표는 폐기물·자원순환 관련 별도 법체계에서 다루는 사항으로, 이 조항의 중장기·단계별 목표 설정 대상으로는 규정되어 있지 않다.

저탄소 녹색성장 기본법상(출제 당시 기준) 기후변화대응 기본계획과 에너지기본계획은 모두 계획기간을 20년으로 하여 수립하며, 여건 변화를 반영하기 위해 일정 주기로 수정·보완하도록 하고 있다.