탄소제약 세계에서의 원자력 미래

본 자료는 MIT가 2018년도 9월에 발간한 『탄소제약 사회에서의 원자력 미래(http://energy.mit.edu/wp-content/uploads/2018/09/The-Future-of-Nuclear-Energy-in-a-Carbon-Constrained-World.pdf The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World)』중 '전체 요약'과 제2장의 '원전 건설비용'을 발췌 번역한 것입니다.

전체 요약(Executive Summary)

원자력 에너지의 평화적인 이용은 20세기 과학∙기술의 가장 위대한 성취 중 하나이며 의학, 안보, 에너지 분야에 도움을 주었다. 하지만, 수십 년 동안의 빠른 성장 후, 많은 선진국에서 원자력에너지에 대한 투자를 멈추었고, 원자력 에너지는 현재 세계 주요 에너지 생산의5% 만을 구성하고 있다.

21세기에 들어, 세계는 수십억 인구에 대한 에너지 접근성 향상 및 경제적 기회의 확대와 더불어 온실가스의 방출을 대폭 줄여야 하는 새로운 과제를 맞이했다. 이 보고서에서는 심층적 탈 탄소화의 대표적인 방안으로써 전력 부문을 검토했다. 대부분의 지역에서 2050 년 예상되는 전력 부하를 해결하는 동시에 탄소 배출량을 줄이기 위해서는 기존 시스템과는 다른 발전(發電)믹스 모델이 필요하다. 이번 분석을 통하여 다양한 종류의 저탄소 혹은 무탄소 기술을 이용하는 발전믹스들 가운데, 원자력에너지가 급전 가능 저탄소 기술로서 기여할 수 있음을 보였다.

원자력에너지를 발전믹스에서 배제 할 경우, 심층적인 탈 탄소화 비용은 현저하게 증가한다(아래 그림 왼쪽). 최저 비용의 포트폴리오는 원자력에너지 비중이 큰 경우이며 원전 건설비용이 낮아지면 발전비용은 훨씬 더 줄어든다(아래 그림 오른쪽).

탄소배출 제약기준에 따른 평균발전단가 및 원전시설 비중
[미국 뉴잉글랜드와 중국 북경(TBT) 지역에서의 탄소 배출제약 기준(gCO₂ /kWhe)에 따른
2050 년의 평균발전단가(그림 왼쪽)와 첨두 수요수요 대비 원전시설 용량 % 비율(그림 오른쪽).
세 가지 시나리오: (가) 원전 제로 (나) 기준 순건설 비용으로 원전 건설 (뉴 잉글랜드 $5,500/kWe, 북경 $2,800/kWe) (다) 개선된 순건설 비용으로 원전 건설 (뉴잉글랜드 $4,100/kWe, 북경 $2,100/kWe)

이러한 가능성에도 불구하고, 세계의 많은 지역에서 원자력에너지 확대 전망은 그다지 밝지 않다. 가장 핵심적인 문제는 비용이다. 최근 수십 년 동안 다른 발전(發電) 기술은 저렴 해 진데 반해, 신규 원전 건설 비용은 여러 요인들로 인해 증가해왔다. 이는 원자력에너지의 잠재적 기여도를 감소시키며 심층적인 탈 탄소화 비용을 증가시킨다. 이 연구에서는 이러한 추세의 원인과 해결방안에 대해 조사했다.

본 연구에서는 전 세계의 최근 경수로 건설 프로젝트를 조사하고, 현재 개발중인 다양한 선진 원자로를 건설할 시 적용할 수 있는 최신 기술 발전에 대하여 조사하여 아래와 같은 고 비용 문제 해결 방안을 제시하였다:

(1) 검증 된 프로젝트 및 건설 관리 사례 이용을 통한 신규 원전사업 성공 확률 제고

최근 미국과 유럽의 원전 건설 프로젝트에서는 예정 공기와 예산 범위 내에서 제품을 인도하는데 반복적으로 실패한 사례가 발생했다. 이와 관련해 시정조치가 시급히 요구되는 사항은 아래와 같다.

(가) 건설 착수 전 상세 설계 완성도 제고

(나) 입증된 공급망과 숙련 인력을 사용

(다) 설계 초기 단계부터 제조와 건설사를 설계 팀에 합류

(라) 전문 지식 보유 계약 관리자 1인에 의한 다수 협력업체 관리

(마) 프로젝트 성공시 모든 계약자에게 수익이 보장되는 계약 구조 확립

(바) 예상 못한 작은 설계나 건설 변경을 적기에 수용할 수 있는 유연한 규제 환경 조성

(2) 복잡하고 부지 종속적인 건설방식에서 표준화 발전소 제작 방식으로의 전환

신규 원전의 자본 비용을 절감하고 건설 공기를 단축할 수 있는 방안은 다음과 같다.

(가) 원전 표준화와 이의 여러 호기 건설 특히 단일 부지에서의 다수호기 건설

(나) 건설 생산성이 낮은 미국과 유럽에서는 공장 생산 비중을 확대

(다) 공장과 조선소에서의 모듈화 제작

(라) 최신 기술 채택

- 개량 콘크리트 기술(예 : 강판 복합재, 고장도 철근, 초 고성능 콘크리트)

- 면진 기술 및 진보된 발전소 배치(예: 매립, 해양 부지)

모듈화의 정도와 최신기술 채택 범위는 프로젝트 특성에 따라 달리한다. 복잡하지 않은 시스템, 구조나 부품 제작이나 생산성이 좋은 지역에서 건설할 경우 기존 방식을 고수 하는 것이 보다 비용 효과적일 수 있다.

상기 권장 사항은 모든 원자로형의 개념설계를 포함하여 설계 전반에 걸쳐 폭 넓게 적용 할 수 있다. 비용 절감 기회는 특히 3세대 개량형 경수로, 소형모듈형 원자로(SMR)와 4세대 원자로가 더욱 적절하다. 설계 표준화나 건설 부문 혁신없이 선진 원자로 기술 속성만으로는 다른 발전 기술 대비 가격 경쟁력을 갖지 못 할 것이다.

고비용뿐만 아니라, 기존 2세대 원자로의 중대 사고에 대한 사회적 우려는 원전 발전을 저해 시켰다. 이로 인해 몇몇 국가들은 탈원전 정책을 결정하게 만들기도 하였다. 이러한 원전 안전 문제를 해결하기 위해 다음 사항이 제안된다:

(3) 고유 및 피동 안전성을 갖춘 원자로 설계로의 전환

우수한 노심 재료와 비상 발전기와 외부 개입이 최소화되거나 필요없는 공학적 안전계통은 원자로 운전을 단순화하고 인적 오류 위험을 감소시킨다. 이러한 개선사항은 일부 3세대 원자로 설계에 이미 반영되었으며, 현재 중국, 러시아, 미국에서 건설중인 원자로에서도 나타나고 있다. 피동 안전 설계는 중대 사고 발생 확률을 낮춤과 동시에 사고시 인근지역의 피해를 줄일 수 있다. 이런 설계는 신규 원전 인허가를 쉽게 하며 건설을 촉진시킨다. 소형 경수로(예: NuScale)와 같은 개량형 원자로 및 4세대 원자로 개념(예: 고온 가스로, 소듐 고속 냉각로)은 전술한 특성을 보유하고 있으며 상업적으로 이용될 준비가 되었다. 또한, 미국과 국제 규제 환경에 대한 평가 결과, 현재의 규제 시스템으로도 개량 원자로 인허가가 가능할 정도로 충분히 유연한 것으로 나타났다. 기존 규제 체계의 일부 개정을 통하여 인허가 검토의 효율과 효과를 더욱 향상 시킬 수 있다.

마지막으로, 원자력 에너지의 이점을 살리기 위해서 정책결정자들에게 다음과 같은 사항이 요구된다:

(4) 저탄소 발전기술간의 경쟁이 공정하게 이루어지록 하는 탈탄소 정책 시행

원자로 혁신에의 투자자들은 이산화 탄소 배출저감과 같은 시장외 가치를 포함시킨 전체 상품 가치의 판매에 기반한 수익 가능성이 있어야 한다. 탄소저감 에너지로로써 원자력의 역할을 배제하는 정책은 원자력 기술에 대한 투자를 감소시킨다. 이런 정책은 탈탄소 비용을 증가시키고 기후 변화 억제에 관한 목표 달성을 더디게 만든다. 탄소배출비용을 전력요금에 포함시키면 모든 기후 친화적 에너지 기술들에 대한 가치 인정를 보다 공평하게 해준다. 그리하여 현재 가동 중이거나 계획중인 원자력 발전도 공정경쟁의 수혜자중 하나가 될 것이다.

(5) 기업의 인허가용 실증로 건설 부지를 정부가 마련

실증로 부지는 기업이 선택한 다양한 원자로형을 수용 할 수 있어야 한다. 정부는 적절한 지원과 감독 (안전 규약, 설비, 환경평가 및 승인, 핵연료주기 서비스)을 제공 하며 모든 시험에 함께 직접 참여해야 한다.

(6) 실증로 시험 및 상용 건설을 위한 자금지원 프로그램을 정부가 수립

(가) 규제 인허가 비용 분담

(나) 연구 개발 비용 분담

(다) 세부 기술 목표 달성에 필요한 비용

(라) 신형 원자로 설계 입증에 대한 보상 재원

본 연구에 대한 자세한 논의는 연구 보고서의 개관 및 본문에 수록되었으며, 각 장은 원자력의 기회, 원전 건설 비용, 선진 원자로 기술의 평가, 원자력 산업의 비즈니스 모델과 정책, 원자로 안전 규제 및 인허가의 다섯 가지 주제로 구성되었다.

원전 건설 비용 (제 2 장)

원자력이 수십억 인류에 에너지를 제공하면서 온실가스를 줄일 수 있는 이상적인 에너지원인데도 불구하고 번성하지 못하고 전망 또한 불투명한 것은 원자력의 높은 가격 문제가 가장 크다. 탄소제약은 원자력에 기회를 주며 이 기회는 원자력 비용이 줄어들 수록 커지기 때문에 여기서는 다른 산업과의 비교를 통하여 유사점과 차이점을 도출하고 원전건설 비용이 높아진 근본원인을 밝히고 이를 낮출 수 있는 방안을 기술한다.

타 산업과의 비교

MIT에서 비교한 산업은 화학플랜트, 화력발전소, 해상유정, 제트엔진, 제약, 자동차, 위성 및 로보트 산업이었으며 이들 각각에서 새로운 제품의 개발, 실증, 출시 유형을 비교 조사하였다. 그러나 이들 기술집약산업 대부분의 비용, 출시 기간을 원자력과 비교한 결과 유사점을 찾기가 어려웠다. 이것은 원전 산업의 대규모성, 고도의 규제주도 연구개발, 신규 시설 허가를 위한 광범위한 시험 요건, 비효율적인 건설관행과 원전 제품(즉 전기)의 저부가성 등 여러 가지 요인이 복합적으로 작용한 것에 기인하는 것으로 보인다.

대규모성

원자력과 유사한 규모의 대규모 설비를 제작하는 몇몇 산업 또한 원자력만큼 고도 기술이고 따라서 건설기간 중 계획과 프로젝트 관리가 엄청나게 요구된다. 연구개발에서 소규모 원형 시설 및 대규모 실증 그리고 상업화하는 과정이 들어가는 점에서 원자력과 유사한 개발 주기를 갖는다

그렇지만,

화학플랜트 및 유정 산업의 개발주기는 원자력보다 다소 짧으며 로보트, 자동차나 석탄 같은 산업은 훨씬 짧고 매우 경쟁적인 시장에서 운영

- 총 사업 기간은 개념부터 최종 제품까지 18~36개월 정도

이들 산업은 사업 초기에 모든 기능을 통합하고 엄격한 비용 목표를 만족시키도록 설계

조사한 여러 산업이 자본 집약적이다. 제트엔진 개발 비용은 1회성 엔진 판매에서 회수되지 않고 항공기 서비스에서 회수된다. 원자로 판매도 수익성이 거의 없지만 핵연료와 서비스는 수익성이 있다.

규제 주도의 광범위한 연구개발과 엄격한 시험

원전산업과 마찬가로 제트엔진이나 제약산업도 광범위한 연구개발과 엄격한 인허가 시험이 요구된다.

미국의 경우, 신약용 시험프로그램은 승인까지 집약적이면서 비용이 많이 든다.
제트엔진의 경우 극한 조건에서 원형 엔진 시험을 포함하여 반드시 수행해야 할 시험 종류에 대한 세세한 규정이 있다.
원자로 인허가도 마찬가지로 원자로에 대한 완벽한 이해를 요구하고 있다.

차이점은 원자력의 경우 full scale 시험이 힘들고 이것이 원자력의 제품개발을 더 비싸게 만든다는 것이다.

제트엔진과 자동차 산업의 경우, 전산모형이 full scale 시험을 대체할 정도로 충분히 진화

몇몇 다른 산업에서는 최종 제품의 특정 속성에 대한 일부 규제(예 배출 규제)를 빼고는 자율 규제에 맞기지만, 원자력은 제품 개발과 건설, 운전 전 과정에 규제가 적용된다.

원자력의 규제 감독은 주요 부품 제조 검토 및 현장에서의 주요 시스템 시험뿐만 아니라 운전 중 감시를 포함하며 이것들이 모두 비용을 추가하게 한다.

비효율적인 건설

몇몇 산업의 건설/조립에서는 공장 제작과 모듈 방법을 채택하여 비용과 건설기간을 모두 감소시키고 있다. 그러나, 원자력에서는 통상 그렇지 못하다.

제트엔진과 항공기 조립의 경우 연속 생산의 경제성을 이루고 있다. 이 산업은 시장 진입 장벽이 높기 때문에 몇 개의 생산업체만 시장에 있다.

자동차 산업의 경우, 세계에 도처의 여러 공장에서 대량 생산이 가능하게 큼 부품 표준화와 공장 최적화가 이루어졌다. 신형 자동차 모델 개발 및 생산에 들어가는 30~50억불을 회수하고 이익을 남기려면 자동차 회사는 수 천만대를 팔아야 한다. 자동차 산업은 표준화 대량 생산이 가능한 부품, 전기계장 등의 공급망에 크게 의존하고 있다.

불충분한 부가가치

조사한 업체의 상당수는 고부가 제품을 생산한다.

예로, 신약 하나로 제약 산업은 개발과 그 전개 과정의 매 단계별로 엄청난 가치를 얻는다. 신약은 동종 제품에 대한 대체품이 없기 때문에 왕왕 자연스러운 독점으로 이어지기 때문에 일정 부분 과정의 수익성이 좋다.

반면에 원자력 생산 업체는 제품 속성에 걸맞은 가치를 인정 받기가 어려운 원자재(전기) 시장에서 경쟁해야 한다. 부가가치를 올리는 것도 현행 전력 시장이 제한하고 있다.

이런 이유 때문에 제품 주기를 혁신하려는 원자력 산업의 능력은 현행 구조하에서 다른 기술 집약적 산업과 비교하여 제한 받고 있다.

원자력 산업 특징 요약

① 현행 원전은 대량의 투자가 요구되는 대규모 시설

② 공장 제작보다는 현장 건설 조립이 많아 생산성 혁신과 가격인하에 어려움

③ 신형원전의 인허가에는 장기간의 연구개발과 엄격한 시험이 요구

④ 원자력만의 독특한 품질, 안전, 보안으로 매우 비싼 시스템, 구조와 기기가 필요

⑤ 원전 제품(전기)은 여러 대체 공급자를 갖는 저부가 원자재이다.

이런 원자력 산업 특성이 신기술을 시장에 진입시키기 까지 장기간의 선행 기간(20~30년)과 많은 비용(100억불~150불)이 들게하고, 원자력 산업을 위험 회피 대상으로 만들어 혁신을 방해하고 다른 분야로부터 교훈을 얻는 것을 더디게 하였다.

원전 비용

여기서는 원전이 직면하고 있는 고비용 문제를 다룬다. 경수로가 원전 건설과 운영 비용에 관한 기준이 되기 때문에 먼저 전 세계 경수로에 대하여 조사한 후 기준 비용의 주요 항목들을 자세히 살핀다.

발전 비용 기초

원전이든 비원전이든 전기를 생산하는 신규 발전소의 비용은 기본적으로 자본비, 운영비, 핵연료비의 3가지 요소로 구성된다. 자본비는 다음과 같이 두 부분으로 구성된다.

① 건설순비용(overnight cost)

② 발전소 건설 자금에 대한 이자 비용

건설순비용은 기기, 건설 자재, 노무비를 포함한 발전소 건설 비용으로써 실제 건설기간과는 무관하며 이자비용은 건설 기간과 사용 자금의 복합이자율에 영향을 받는다.

발전소가 지어지고 나면 발전소를 돌리기 위한 인력의 인건비와 소모품 등의 운전과 정비 비용이 들어간다.

세번째 주요 비용인자는 전기 생산에 사용된 연료비이다. 자본비와 운영 비용은 전기 생산 여부와 관계 없이 지불되기에 고정비로 간주된다. 반면에 연료비는 발전소가 전기를 생산할 때만 발생하므로 전적으로 변동비라고 볼 수 있다.

원자력 기술은 자본 집약적이다. 발전소에 따라 다르지만 자본비가 전체 비용에서 차지하는 비중은 신규원전의 경우 80%가 넘으며 나머지는 운영비(15%)와 연료비(5%)이다. 이러한 비용 분율은 이자율, 실제 건설기간(지불 이자 비용에 영향)과 엔지니어링 서비스 계약 여하에 따라 발전소 종류별로 약간씩 달라질 수 있다. 원자력의 비용 구조는 80% 정도가 연료비인 천연가스 발전소와는 확연히 다르다.

주요 경수로 건설 경험

다음 그림은 세계에서 건설된 경수로의 킬로와트 당 건설 순비용을 2017년도 달러로 표시한 것이다. 동 그림에는 오래된 발전소들과 최근 완공, 제안 또는 건설 중인 신규 발전소를 포함하고 있다.

세계의 경수로 건설비용

이들 단가의 기본이 각국마다 동일하지 않을 수 있다. 예로 직간접 정부 보조금 때문에 협상용으로 제시된 가격이 실제 비용을 나타내지 않을 수 있다. 일부 단가 자료는 FOAK(First-Of-A-Kind: 신설계에 의한 최초 건설) 발전소에 대한 것이며 나머지는 보다 표준화가 진행된 NOAK(N'th-Of-A-Kind)에 대한 제시가격이다. 일부는 1기 발전소 가격이며 일부는 다수기 원전 가격이다. 일부는 건설 예정 원전의 추정치이기도 하다. 금융시장 또한 국가마다 다르다. 중국과 한국의 건설 자료는 투명성과 상세 함이 결여되어 가용 가격 추정치 검증이 곤란하다. 한국이 UAE에 짓고 있는 원전 가격에 소유자 비용을 포함하지 않았을지 모르기 때문에 불확실성이 있지만 한국이 국내와 UAE에서 보여준 원전 건설 실적 때문에 포함시킨다.

위 그림에서 보듯이 건설 비용 범위는 상당히 크고 대단히 가변적이다. 지금까지 보고된 것 중에서 가장 저가는 한국과 중국 그리고 한국 회사가 짓고 있는 UAE에 있다. EPR과 AP1000 같은 서방 설계 원전은 다른 원자로형 보다 훨씬 비싸다. 고가의 일부 원인은 지난 30년에 걸쳐 유럽과 미국에서 원전 건설 중단과 관련한 FOAK 문제에 기인한다. 기존 원전의 경우, 최저가는 한국, 인도와 불란서에서 찾을 수 있으며 그 다음은 일본과 미국이다. 오래된 미국 경수로형의 가격 범위가 매우 큰데 이것은 부분적으로 전력 수요의 큰 변화, 건설 지연, 1970년대 말과 1980년대들 특징 짓는 TMI 사고 이후 규제 강화에 기인한다.

미국과 서유럽에서 신규원전 전망을 암울하게 만드는 주 인자는 신규 원전의 높은 자본비와 오랜 건설 지연이다. 2003년 MIT 최초 보고서와 2009년 개정판에서 이런 인자의 영향을 강조하였지만 현재 상황은 점점 악화될 뿐이다. 미국의 초기 원전 건설도 상당한 건설 지연과 비용 초과로 골치를 썩여 왔다. 3세대 플러스(GEN-III+)로 건설비를 줄이고 다른 측면의 경제성과 안전 성능을 개선하려는 시도가 있었다. 이러한 신형로에 대한 2003년 MIT 보고서 평가는 “자본비, 운전 및 정비비, 건설 공기의 단축으로 경쟁력 차이를 줄일 수 있을 것이다. 제시된 비용 개선은 입증되지는 않았지만 타당하다고 판단한다” 이었다. 2009년 개정판에서는 다음의 질문을 던졌다. “비용 추가 없이 건설이 제 일정대로 될 것인가? 처음 몇 기의 미국내 원전이 관련 모든 조직에 대한 중대한 시험이 될 것이다”(Deutch 2009)

미국과 서유럽에서 처음 몇 기의 3세대 플러스(GEN-III+) 원전 실제 건설 경험으로 비쳐 볼 때 그 시험은 보기 좋게 실패하였다. 이들 프로젝트는 모두 장기간의 건설 지연과 큰 비용 초과를 경험하였다. 아래 그림은 미국과 서유럽에서 짓고 있는 5개 원전에 대하여 MIT 2009 개정판의 참조 목표 값 대비 최근의 건설 순비용을 보여 주고 있다. 그림에서 왼쪽 3개의 막대는 유럽에서 짓고 있는 EPR의 건설비이다. EPR은 가압경수로형으로 프라마톰, 지멘스, EdF 합작사가 설계하였다. 다음 2개의 막대는 미국에서 짓고 있는 AP1000 이다. AP1000은 웨스팅하우스가 설계한 가압경수로형이다. AP1000 두기 중 VC Summer 프로젝트는 비용 초과 문제로 건설이 취소되었다. 마지막 막대는 UAE 바라카에서 한국이 짓고 있는 것으로 이 글을 쓰는 시점에 1호기는 완공 단계에 있었으나 운전 준비 이유로 1년을 연기한다는 발표가 있었다. 앞서 언급한 것처럼 UAE 비용은 불확실성이 있기 때문에 그림에서 다른 색으로 표시했다.

3세대 플러스(Gen-III+) 원전 건설 순비용

타 에너지원과의 비교

본 분석에는 NEA가 2015년 작성한 평준화 자료를 이용하였으며 OECD 국가들과 중국 및 남아공의 천연가스, 석탄과 개량형 원전들에 대한 평준화 가격을 비교하였다. 이들 평준화 가격 계산에 사용된 가정은 아래와 같다.

할인률 7%
이산화 탄소 1톤 당 탄소 비용 30불
MMbtu 당 천연가스 가격 : 미국 5.5불, 유럽 11불, 아시아 14.4불(액화 천연가스)

그러나 천연가스 가격은 NEA 보고서 발간 이후 상당히 떨어졌다. 집필 시점 현재, 유럽의 천연가스 가격은 5불이고 아시아는 7불이다.

아래 표는 미국, 한국, 중국, 일본, 프랑스의 평준화 가격을 비교하고 있다. 각국의 절대 가격들은 경수로 가격을 1로 놓고 정규화 하였다. 따라서, 정규화 값이 1 보다 작으면 그 에너지는 원전 보다 경쟁력이 있고 1 보다 크면 원전이 보다 경쟁력이 있다. 국가간 정규화 값 비교는 의미가 없다. 천연가스의 경우 평준화 가격 범위를 원래 분석시 사용한 천연 가스 가격 보다 큰 값과 작은 값을 사용하여 나타냈다.

원자력 대비 주요국의 전원별 평준화 전기가격 비교

표에서 보듯이, 탄소 제약이 없을 경우 원자력이 다른 에너지원에 비하여 경제적이지 않은 듯 하며, 미국에서는 저렴한 천연 가스를 대체할 수 없다. 최근의 연구에 따르면 천연가스 가격이 MMBtu 당 3.5불에서 4.75불 사이일 때 원전이 천연가스와 경쟁하려면 건설 순비용이 kW당 2000불에서 4000불 사이어야 한다(미국 에너지부 2016).

<편집자 주> 다른 나라와 달리 한국의 원자력은 다른 어떤 에너지원보다 경제적임

아시아에서는 탄소제약을 부과할 경우 일반적으로 경수로가 석탄이나 천연가스 대비 경쟁력이 있지만, 낮은 가스가격에서는 특히 일본과 중국에서 그 경쟁력이 현저히 줄어든다. 유럽의 경우, 탄소 제약이 없으면 천연가스가 원전보다 싸며 탄소 제약이 있을 경우 원전과 가스발전소의 평준화 단가는 비슷하다.

소결

서유럽과 미국에서의 신규원전 투자는 현재 수익성이 없다. 이들 신규 원전 건설 자본비가 너무 높다.

고비용의 근본원인

앞에서 보여준 2개의 원전 건설비 그림에서 왜 가격 범위가 그렇게 큰지를 몇 가지 인자로 대부분 설명할 수 있지만 어느 것도 원자력기술 자체 때문은 아니다. FOAK 발전소는 후속의 동일 설계 발전소에 비하여 보통 30% 정도 비싸다. 이러한 ‘학습비용’은 건설 회사가 이전에 지어본 경험이 없어 필요한 모든 지식과 전문성을 새로 구축하거나 재학습할 경우 더욱 비싸진다. 또한, 지연, 재작업, 공급망 문제와 공기를 지연시키는 제반 인자들은 이자 비용을 따지기 이전에 벌써 비용을 증가시킨다. FOAK, 한 부지 한 기 또는 2~3기는 공히 신형 원전에 대한 전체 인허가 비용이 소요될 뿐만 아니라 부지 개발과 기반/유통 비용이 든다. 미국의 AP1000이나 핀란드, 프랑스, 영국의 EPR은 모두 이런 유형에 속한다.

가장 비용 효율적인 발전소는

하나의 표준설계를 사용하여 한 부지에 다수호기(6기 까지)로 건설하고,
각 호기에 같은 시공사와 인력을 활용하고,
그리고 연속해서 지을 경우이다(Lovering 2016).

이렇게 함으로써 물류 비용 추가나 기기 생산을 새롭게 시작하는 것을 방지하고 공정 개선에 필요한 학습을 극대화할 수 있다.

이러한 방법은 한국과 초기 프랑스에서 취해졌다. 이 방법의 최근 사례는 UAE의 바라카 프로젝트로써 여기서는 1호기 대비 4호기 인건비가 40% 줄어들었다. 중국, 한국과 일본의 초창기 건설비는 상당히 비싼 편이었으나 건설비 감축과 공기 개선을 위한 혼신의 노력과 시간에 따른 학습으로 원전 건설비는 초창기에 비하여 감소하였다. 앞서의 원전 건설비용 그림에서 케이스별로 큰 차이를 보이는 것은 경우에 따라 가격인상 인자와 인하 인자가 다르게 작동하였기 때문이다. 미국의 경우 주요한 가격 인상 인자가 모두 작동한 반면 가격 인하 인자는 존재하지 않았고, 한국은 가격 인상 인자는 없고 가격 인하 인자가 작동했다.

원전 건설 단가 차이를 설명해 줄 수 있는 또 다른 비용 증감 인자가 3가지 더 있다.

첫번째, 노임단가: 중국과 한국의 낮은 인건비로써 이는 대형 건설 현장 인력을 효율적으로 유지할 수 있게 만든다. 즉 미숙련 인력을 경험 인력과 함께 도제방식으로 현장에 있게 하여 다음 프로젝트에 대비한 훈련을 쌓게 한다.

둘째, 건설관리 능력: 미국과 서유럽에서의 최근 프로젝트 경험으로 볼 때, 노임 단가 보다 더 중요한 것은 중국, 한국 및 UAE와 비교하여 미국과 서유럽의 건설 관리 실패가 반복되고 있다.

셋째, 정부지원 여부: 한국과 중국 등의 초창기 원전산업 성공은 강력한 정부 지원이 매우 중요하였다.

미국(예로 보글원전)과 해외(예, 유럽과 바라카 원전)의 건설 프로젝트 책임자들과의 인터뷰를 통하여 프로젝트의 성공과 실패를 연결 지을 수 있는 몇 가지 프로젝트 속성을 찾았다.

소결 성공적인 원전 건설은 다음의 속성을 갖는 경향이 있다.

① 건설 시작 전에 필요한 부분의 설계 마무리 (일반적 FOAK 이슈)

② 핵증기공급시스템을 위한 입증된 공급망 및 숙련 노동자 개발 (일반적 FOAK 이슈)

③ 관련 표준에 맞게 제작성과 시공성이 담보되도록 설계팀에 제작자와 건설사를 포함

④ 독립적인 여러 하청계약의 검증된 관리 전문가 한 명을 주 계약 책임자로 지정

⑤ 모든 계약자가 프로젝트 성공에 흥미를 갖도록 만드는 계약 구조

⑥ 예상치 못한 요건이나 하청계약자 실적 변화시 신속하면서 소송없이 계약변경이 가능하도록 하는 계약 행정 절차

⑦ 설계와 건설에서 예상 못한 사소한 변경을 적기에 수용할 수 있도록 하는 유연한 규제환경

상기 결과는 2000년대 초 원자력 부흥을 예견했던 INPO( Institute of Nuclear Power Operations 원전운영자협회)가 신규원전 건설의 성공 인자를 규명하면서 발표한 2009년 권고 사항의 반복이다. 주목할 것은 VC Summer의 AP1000 건설현장에서 상기 여러 속성들이 부재했다는 것이 벡텔사의 독립 평가(2016)에서도 밝혀진바 있다. (벡텔 평가는 VC Summer 프로젝트가 취소되기 전 18개월 동안 수행되었으나 결과가 공개된 것은 2017년 후반이었다.) 신규원전 건설에서 이러한 속성이 부재할 때, 그 결과는 현장에서 생산성 저하, 재시공 이나 재설계를 초래하고 이것은 공기 지연을 야기하게 하여 효율적 프로젝트 시행에 장애가 되기 쉽다. 이러한 공기 지연과 변경은 다시 전체 프로젝트에 걸쳐 퍼지게 되며 문제가 해결되는 동안 추가 이자가 발생하는 등 중대한 비용 증가의 원인이 된다.

권고

신규 원전 프로젝트의 성공 가능성을 증가시키기 위하여는 검증된 프로젝트 및 건설 관리 관행/기법 사용이 권고된다.

원전 자본비 명세

프로젝트 수행 이슈를 제외하면 신규 원전의 순자본 비용이 어떻게 정해는 지를 이해하는 것이 중요하다. 아래 표에 미국의 재래식 경수로와 AP1000(Black 2012), 한국의 APR1400(Kim 2016) 및 프랑스의 EPR(Toni 2017)에 대한 순자본 비용의 주요 구성 명세가 나타나 있다. 미국 경수로의 경우 평균(Lucid 2018)과 베스트(Ganda 2016) 원전 등 두 값으로 나누어 제시하였다. 이 표는 미국 Energy Economic Data Base(1986)의 노무비와 재료비를 현재 달러로 환산한 자료에 근거한다.

표는 Black & Veatch가 사용한 회계 명세에 따라 원전 비용을 다음과 같이 5개 대분류로 나누고 있다.

① 핵증기공급계통 관련 기기 비용(원자로 용기, 배관, 증기발생기 등)

② 발전소 2차측 터빈 발전기 기기 비용

③ ‘현장, 냉각, 설치’ 비용 (부지 준비, 최종열침원, 기기설치 비용 등)

④ 엔지니어링, 구매 및 건설 비용 (간접 엔지니어링, 품질보증, 건설 감리 비용 등)

⑤ 소유자 비용 (수수료, 인허가비용, 세금, 소유자 자체 엔지니어링 비용, 예비품 비용 등)

건설 중 이자는 순건설비 정의에 이자를 포함하지 않으며 미국과 한국의 건설기간 및 관련 금융비용이 큰 차이가 있어 비교를 왜곡시킬 가능성이 있기 때문에 여기서는 뺏다.

표를 정리하면 다음과 같다. 첫째, 원자로와 출력변환 계통 비용은 전체 비용의 17%~28%에 불과하며 나머지는 부지준비, 기기설치, 현장/본사 엔지니어링과 소유주 비용이다. 경수로 평균 건설비용에 대한 역사자료의 보다 상세한 명세에 따르면 현장에서의 직접 인건비와 엔지니어링 비용이 전체의 60% 또는 비-기기 비용의 75%에 달한다. 건설이자를 포함할 경우, 미국과 같이 건설기간이 길어져 많은 건설 이자가 초래되므로 핵증기 및 터빈 아일랜드 비용 비중은 더 줄어들 것이다.

소결

비용 감축 노력은 NSSS 설계나 특정 원자로 기술에 집중할 것이 아니라 (가) 건설 전반을 어떻게 개선할 지와 (나) 건설 이자를 줄일 수 있는 건설 프로세스 가속 기법에 집중할 필요가 있다.

노임 단가와 노동 생산성

노무비는 원전건설 자본비의 상당 부분을 차지하므로 순건설비용이 국가별 또는 지역별로 달라질 수 있다.

일반 건설 노임

다음 그림은 미국 대비 각국의 일반 건설 노무비를 상대적으로 비교하고 있다.(Bureau of Labor Standards 2012) (Richardson 2016) (World Salaries 2008) (The Conference Board 2016).각각의 보고서마다 시간당 절대 노임율이 약간씩 다른데 이는 평균 임금 산출 방법이 다르기 때문이다.

유럽의 노임율은 미국의 50%~160% 범위이며 대부분은 50%~80% 범위에 있음
한국의 경우는 미국 평균 노임율의 55% 수준
중국의 경우는 더욱 낮아 미국의 15%~18% 수준

각국의 시간당 건설 노임단가

원전 건설 노임

실제 원전건설 현장에서의 국가별 임금율도 조사하였다. 여기에는 감독자, 숙련/미숙련 기술자 및 기능직, 행정 인력을 망라하며 아래 그림에 이들에 대한 국가별 시간당 노임에 대한 조사결과를 보여 주고 있다.

원전 건설 관련 직군별 시간당 임금 비교

단위 출력당 원전건설 노무비

각국의 노임단가에 간법비를 더한 값과 US Energy Economic DB(1996)에 주어진 기기당 소요 인력을 사용하여 미국 에너지성 회계기준에 따라 건설 노무비를 추산하였으며 단위 전기출력 당 원전 건설 노무비 비교가 아래 그림에 나타나 있다. 한국과 중국의 건설 노무비는 미국에 비하여 400불/kWe과 900불/kWe 각각 저렴한 것으로 나타났다. 이것은 위 그림의 국가별 노임 단가 차이와 대체로 일치한다.

각국의 단위 전기출력당 원전건설 노무비 비교

노동 생산성

임금단가 차이가 중요한 역할은 하지만 순건설비용 차이 전체를 설명하지는 못한다. 임금 차이외에 건설노무자의 실질 노동 생산성의 국가간 차이도 중요한 것으로 보인다. 아래 그림은 멕킨지사가 조사(2017)한 미국의 여러 산업에 대한 노동 생산성의 시간 거동을 그리고 있다. 그림에서

미국의 건설 산업 생산성은 자동화로 같은 기간 노동생산성이 8배 개선된 제조업 등 다른 산업에 비하여 상대적으로 떨어짐
건설업에서의 생산성 향상 부진은 세계 곳곳에서 특히 일본, 독일, 프랑스, 이태리 같은 부자 국가에서 관찰됨(The Economist 2017a)
반면에 한국과 중국의 노동 생산성은 미국과 대부분의 유럽국가에 비하여 성장(MaKinsey 2017).

미국 산업의 지난 반세기 노동 생산성 추이

건설 중 설계 변경은 그것의 연유(규제, 품질, 소유자문제)에 상관없이 노동 생산성 차이에 의한 영향을 더 심각하게 만든다. 그렇기 때문에 건설 노임이 비싸고 생산성이 낮은 지역이나 국가에서는 소요인력, 공기, 비용을 줄이기 위한 새로운 건설 기법(모듈화 등) 도입이 필요하다. 생산성 개선은 자동화, 자료수집, 분석을 통하여 이루어지는데 이를 위한 유용한 도구가 가용하다(Rhumbix 2017).

비용 절감 및 수익성 개선 전략

경수로뿐만 아니라 고온가스로 및 소듐냉가고속로 같은 개량원전의 자세한 비용 명세를 볼 때 원자로와 터빈 아일랜드 비용이 차지하는 비중은 그렇게 크지 않다. 오히려 토목, 구조물, 건물, 전기설비 설치와 이것들과 관련한 현장 부대 비용이 전체 원전 비용을 좌우한다. 그렇기 때문에 이들 항목에 대한 비용 절감 전략이 효과적일 것이다.

보고서에서는 건설 방법 변경, 설계표준화, 원자재 사용 절감 및 적용 가능한 타 산업분야의 기술적 진보를 적용함으로써 비용 절감과 수익 증대 달성이 가능한 지를 조사하였고 가급적 정량화를 시도 하였다. 다음 표는 본 조사에서 고려한 기술과 이들의 경제적 이점을 요약하고 있다.

비용절감 효과가 클 것으로 기대되는 항목에 대하여 보다 상술하면 아래와 같다.

선진 건설 기술: 모듈화 및 공장 또는 조선소 조립

역사적으로 원전 프로젝트의 비용 초과는 건설 도중에 발생하는 설계 변경과 연관되어 있다. 설계변경은 변경이 무엇에 의해 촉발되었건 직간접 노무비 증가와 전반적인 공기 지연을 초래하였다(Ganda 2016). 또한, 이들 변경이 재엔지니어링 과정이나 인허가 검토와 건설로 파급되는 동안 많은 경우 현장 근로자의 상당수가 휴무 상태에 빠지기 때문에 건설 생산성을 떨어뜨린다. 평균과 베스트 경수로 건설비 사례를 비교해 보면 건설 프로젝트에 따른 간접비 범위가 매우 커질 수 있음을 암시한다. 과거 데이터베이스에는 직접비와 간접비간의 관련성에 대한 자료가 없기에 다음의 의문이 생긴다.

기기 시스템에 대한 현장 인도 방법을 변경함으로써 직간접비 모두를 감축할 수 있는 방안이 있는가?

이 의문에 대한 답은 원전 건설에서 어느정도까지 모듈화가 가능할 지에 달려있다. 모듈화 제작이나 건설 기법은 크기와 규모에 상관없이 모든 공학 시스템에 채택이 가능하다. 예를 들면, 자동차나 항공기 엔진은 둘다 공장에서 모듈 방식으로 제작되지만 그 크기는 상당한 차이가 있다. 따라서 원자로 계통 설계에 따라 정도의 차이는 있겠지만 모든 크기의 원자로에 모듈화 제작/건설 기법의 채택이 가능하다.

근년에 들어서 현장 인건비를 줄이기 위해 다른 대형 산업과 일부 원자력 산업에서 모듈화와 공장/조선소 조립 (개량 제작 기법 또는 개량 건설 기법이라고도 함) 방법을 채택하고 있다. 기기들은 기존 공장/조선소에서 더 큰 모듈로 조립되어 건설 현장으로 운반되어 조립 시간을 단축 시킨다. 모듈의 개수나 각 모듈의 크기는 운송 수단(바지선, 트럭, 열차, 항공)으로 결정된다. 화학 산업 경험에 의하면 여러가지 옵션이 가능하고 이들은 현재 사용중에 있다. 따라서 모듈화 공장/조선소 조립은 기존의 현장 맞춤형 원전 건설 방식에서 대량 생산과 인도에 적합한 제품으로 원자력 기기들을 변화시키는 색다른 건설 방식을 가능하게 한다. 이렇게 제품인도 방식을 바꾸는 목적은 현장 인력, 엔지니어링 비용, 건설 공기를 줄이는데 있다.

모듈화는 화학 플랜트, 해양 석유/가스 플랫폼과 LNG 발전소를 포함한 다른 중공럽에서 이미 효과적으로 사용되고 있다. 모듈 크기는 바지/선박 적재 모듈, 항공적재 모듈, 트럭에 맞는 모듈부터 중간(100톤) 모듈 및 대형(600톤) 모듈에 이르기까지 다양하다. 육상과 해상에서의 모듈화 건물은 건설을 빠르게 하여 건설 생산성을 향상 시킨다. 프로젝트가 더욱 커지고 복잡해지면서도 생산성이 크게 향상된 것은 인력 보다는 기계에 투자한 덕택이었다. 해양 석유 플랫폼의 준설과 건설에서는 작업 속도와 품질이 증가함으로써 획기적인 비용 감축이 있었다. 모듈화는 전선 산업에서도 이용되는데 여기서는 전기기기의 선조립 선시험과 모듈화 배선 시스템이 사용된다. 화학플랜트 산업에서도 모듈화 기법을 점점 더 많이 채택하고 있다. 연구에 따르면 이들 기법들은 자본비(20%), 공설 공기(40%), 인력(25%~50%)을 크게 줄일 수 있는 것으로 나타났다.

일부 연구자들이 모듈화가 소형 원자로 경제성에 미치는 영향을 조사하였다. 소형 원전은 대형 경수로에 비하여 상대적인 '규모의 경제성' 미달로 어려움을 겪고 있으나 이런 단점은 '다수의 경제성'으로 균형을 이룰 수 있을 것으로 연구되고 있다. 소형 원전 모듈화는 공장/조선소 제작, 표준화를 가능하게 하고 여러 기의 원자로 주문으로 반복적인 공장 제작이 이루어짐에 따라 학습의 가속화가 가능할 것이다. 또한, 모듈화는 프로젝트에 들어가는 총 투자 자본(이에 따른 위험 포함)을 여러개의 조각으로 나누게 하고 이렇게 됨으로써 공기 단축과 건설 중 이자를 절감할 수 있을 것으로 보고있다. 이러한 항목들이 함께 어우리질 경우 규모의 경제 미달에 따른 불이익을 보상 받을 수 있을 것으로 예상된다. 모듈화 접근 방법의 당위성은 명백하나 원자력 산업에서 이를 실질적으로 입증하지는 아직 못하고 있다.

모듈화에 대한 초기 아이디어 중 일부에 대한 검토가 2004년에 원자력 산업에서 있었다. 당시 가용한 여러가지 새로운 건설 기법들을 평가하였고 일부는 대형 경수로 건설에 실제 사용되었다. 예를 들면, 일본의 여러 경수로 (특히 개량 BWR) 부시스템과 대형 부속물 건설에서 성공적으로 적용된 바 있다. 또 일본 보다는 적지만 중국, 인도와 한국에서도 성공적으로 적용되어 건설 공기를 단축 시켰다. 일본의 개량비등형 원자로 공기는 이전의 신규원전 공기보다 거의 20% 줄어 들었고 비토목 건설 인력-시간도 40% 정도 줄었다(Tuohy and Yonemura 2008). 결과적으로 이들 원전은 세계 경수로 건설 공기 중에서 가장 짧은 기록을 갖게 된다. 인도에서 건설 중인 신형 가압중수로는 칼란드리아/노심을 사전에 조립함으로써 전체 건설 공기를 10~12개월 줄인 것으로 알려졌다(Vhora 2018).

그러나 모듈화를 통한 미국의 비용 절감 경험은 다른 산업이나 국가가 보여준 값 보다 상당히 적은 10%~15%에 불과한 것으로 나타났다. 예로, AP1000의 부시스템과 구조물에 모듈화 기법을 적용하여 기기와 지지대를 현장에 인도하고 이것들은 현장 작업동에서 보다 큰 크기의 모듈로 조립되어 최종 장소로 이송되었다. 자기충전 콘크리트(SSC: Self-Consolidating Concrete)도 여러 곳에서 사용하였다. 원래 기대는 이렇게 함으로써 인력소요도 줄이지만 이보다는 건설 공기와 그에 따른 비용을 더 감소시키는 것이었다. 그러나 웨스팅하우스는 AP1000 원자로의 모듈화를 통하여 긍정적인 경험과 부정적인 경험을 모두 겪었다. 부정적 경험의 많은 부분은 FOAK 이슈와 연관된다. 웨스팅하우스는 선행 학습에 기초하여 AP1000의 건설 공기를 보글 원전 공기의 30%까지 줄일 수 있을 거라고 믿었다. 더욱이 웨스팅하우스는 모듈화할 때 신중히 접근할 것을 강조해왔다. 어떤 경우는 전통적인 기존공법(Stick-built)에 의한 구조물 특히 복잡하지 않은 구조물은 보다 저렴하게 현장에서 효율적으로 조립 설치될 수 있다.

미국의 소형모듈화원자로(SMR) 회사인 NuScale 또한 원자로 시스템, 보조기기실과 비원자력시스템에 대하여 모듈화를 채택하고 있다. NuSCale은 Flur사의 화학 프랜트 모듈화 경험을 토대로 순건설비용에서 10% 절감을 기대하고 있으며 이 보다 더욱 중요한 것은 상당한 건설공기 단축과 공장 조립을 통하여 위험도가 큰 기기의 공기 준수에 대한 신뢰성과 확실성이 향상되는데 있다(Perez 2017).

발전로와는 대조조적으로, 뉴포트 원자력 잠수함 건조 경험은 건설 효율 개선의 엄청난 가능성을 보여 주고 있다(Mills 2017). 즉 모듈화 조립 공장에서 1 인•시간 걸리는 용접 같은 작업이 개방된 현장에서는 3 인•시간이 걸리고 최종 작업장(여기서는 건조 독)에서는 8 인•시간이 걸린다는 것이다. 뉴포트 조선소에서는 이를 ‘1-3-8’ 법칙으로 통용되고 있다. 현장과 공장에서의 이런 엄청난 노동 효율 차이는 공장의 경우 작업 절차, 접근성, 치공구, 숙련 노동자, 환경 제어를 작업을 완수하는데 가장 효율적이 되도록 맞춰 놓았기 때문이다. 모듈 설계와 건설은 작업 여건이 좋지 않은 현장으로 숙련 노동자를 보내 작업하는 대신에 숙련 노동자가 모여 있는 곳으로 작업을 옮김으로써 시간과 경비를 절감시킨다. 자동차 조립 공장과 같이 원자력 시스템 기기 생산 공장도 노무비를 줄일 수 있도록 가능한 많이 자동화 설계가 이루어져야 한다. 모듈화의 장점을 모두 활용하려면 개념 설계 단계에서부터 특히 건물, 방, 구조 콘크리트, 전선관로/케이블선반, 배관과 같은 일반 부품에 대한 모듈화가 고려되어야 한다.

모듈화에도 단점은 있다.

모듈화 방식의 공학적 한계는 공차 누적 영향, 모듈간 연결 작업 증가, 현장으로 수송 중 모듈의 구조적 건전성 확인 필요 등을 포함한다. 실제 수송에 수반되는 중력 하중은 통상적인 지진하중 보다 크다.
모듈화 건설은 재래식 기존 공법에 드는 현장 노무비용 중 일부가 공장으로 이동한다. 공장 자체에 대한 금융 및 건축은 기존에 가용 시설이 없을 경우 공급망에 대한 새로운 위험요소가 될 수 있다. 모듈화를 위한 공장 신축 타당성 확인 전에 주문을 받아야 할 수도 있다. 많은 경우 모듈화 방식은 건설 착수 수년 전부터 설계, 구매, 제작에 있어서 상당한 양의 선행 투자를 요구하는데 이들은 재무 리스크와 금융비용을 증가시키게 한다.
이 밖에도, 대형 모듈을 현장으로 옮기는 운송 비용이 새로이 발생한다. 현장 위치와 도로 및 교량 용량과 같은 현장 사정이 수송 대상 모듈의 크기를 제한할 수 있다.

이런 사유로, 프라마톰은 재래식 stick-built 접근법을 선호하고 모듈화에는 조심스러운 것으로 알려져 있다(IAEA 2009). 그러나 이러한 결정은 이 회사의 EPR이 대형이면서 복잡하여 다른 원자로형에 비하여 모듈화에 덜 적합한 설계 때문일 수도 있다.

2003년에 이루어진 또 다른 초기 연구에서는 다수의 4세대 원자로형에 대한 모듈화 가능성을 조사하였다.

MIT 개발 PBMR에 모듈화 적용시 건설비를 20%~50% 정도 절감 가능
모듈화 건설로 실현 가능한 건설비 절감액은 이들 모듈들이 최종 조립과정에서 얼마나 잘 맞을지에 의하여 결정

고온가스로(GA 2011). 불화염냉각 고온로(Hong 등 2017), 소듐냉각고속로(Kwant 1992), 용융염 원자로(Thorcon 2017) 등 여타 신형 개념로를 개발하는 회사들은 모듈화를 설계의 일부로 고려하기 시작했다. (이들 신형로 기술들은 3장에서 자세하게 논하고 있다)

선진제작/모듈조립 및 건설에 의한 신형로 가격 절감의 예시 추정결과, 건설공기와 비용을 20% 줄일 경우 순건설비가 약 1.000불/kWe 정도 감소하는 것으로 나타났다. 이 경우 건설 이자 역시 1/3 또는 약 600불/kWe 절감되어 도합 1,600불/kWe 또는 약 30% 정도의 자본비가 절감되고 30불/MWh에 해당되는 균등화 비용 절감이 예상된다.

모듈화 너머에는 600MW급 신형 경수로(AM600) 설계(Field 2017)와 같이 출력변환시스템에 대한 최적화 배치를 통하여 기기 숫자를 줄이고 보다 최신 기법을 사용함으로써 비용을 추가로 줄일 수 있다.

소결

모듈화는 원전 건설과 기기제작에 사려 깊게 사용될 때 개량 원전의 강력한 비용절감 전략이 될 수 있다.

고임금, 저생산성 국가에 더 강력한 인센티브를 제공 (특히 현장에서의 노무비가 매우 비쌀 때)

저임금, 고생산성 국가의 경우 전체 비용절감액은 상당할 것임.

복잡하지 않은 구조물, 시스템, 기기들은 기존의 현장 조립 방식이 유리할 수 있음

원자재 사용

1970년대부터의 베스트와 평균 경수로 건설 자료(아래그림)에 따르면 일반 원자재(콘크리트, 철강, 파이프 및 전선)가 원전 설치비를 주도하고 있는데 이는 이들이 노동집약적이기 때문이다. 이것은 AP1000에 대한 웨스팅하우스와의 토론에서도 재확인되었다.

예를 들면, 콘크리트 거푸집 제작이 콘크리트 비용을 좌우하고 철근작업이 철강비용을 좌우한다. 비원자력등급의 탄소강 파이프가 파이프 비용을 지배한다.
콘크리트가 1970년대 경수로 전체 건설비용의 25%를 차지하고 철근 비용이 전체 강철비용의 35%를 차지했다. 원자력 등급 콘크리트가 원전에서 사용된 전체 콘크리트의 절반 정도이지만 그 가격은 적어도 비원자력등급 콘크리트의 2배 이상(Peterson 2005)이므로 원자력등급 콘크리트 물량을 줄이는 것이 전체 비용을 줄이는 것이다.
원자력 품질 구조물은 일반 구조물 보다 그 제작에 30% 더 오래 걸리고 철강을 3배 더 사용한다(Champlin 2018).

경수로에서 사용하는 원자재 비용 명세

다음 그림은 경수로, 개량원전, 석탄발전소 건설에 사용된 MWe 당 콘크리트와 철강의 양을 나타내고 있다. 자료의 산포 범위가 큰것은 이들의 자료 출처가 다양하기 때문이다(Peterson 2005)(Rolstone 2017)(Thorcon 2017). 웨스팅하우스와의 토론에서 더 중요하게 지적된 것은 이들 원자재에 대한 계량적 분석이 오도할 수 있다는 것이다. 최적의 제작과 설치 방법을 결정하려면 각 구조물 별로 세심한 엔지니어링이 요구된다. 어떤 구조물은 콘크리트를 덜 쓰지만 복잡하기 때문에 더 비싸질 수 있으며 콘크리트 특성과 철근양에 따라서는 제작과 설치에 새로운 어려움을 만들 수 있다. 예를 들면, AP1000보다 ABWR이 훨씬 많은 콘크리트를 쓰지만 웨스팅하우스에 따르면 ABWR 건설이 더 쉽다.

원자로형별 단위출력 당 원자재 사용량 비교

소결

원전 건설에 들어가는 원자재 비용을 최소화하기 위하여 재료와 노동의 양을 둘 다 고려하여 원전 건물과 구조물에 대한 최적화를 할 필요가 있다.

개량 콘크리트

신규원전의 자본비를 낮출 가능성이 있는 여러 가지 다양한 개량 콘크리트 제품과 관련 건설 기술들이 도입되고 있다.

콘크리트 자동타설 : 수작업이 아닌 기계에 의한 자동 타설, 거푸작업과 인력 절감 및 표준화 제고
기능성 콘크리트 : 석탄회 같이 값 싼 첨가제를 사용하여 콘크리트의 특정 성질을 개선, 원전과 같이 공격적인 환경에서 요구되는 콘크리트의 두께를 줄일 수 있음
사전제작 콘크리트 : 현장 밖 시설에서 사전 타설한 다음 현장으로 인도, 대량생산, 훨씬 빠른 설치, 설치 전 품질 검사 가능
강판합성 : 묶음바로 연결된 두개의 강판사이의 콘크리트로 구성, 거푸집에 관통부나 배관 포함 가능, 철근 소요량 절감, 철근콘크리트 부위의 모듈화 및 사전제작후 현장 용접이 가능 (설치시간을 절반으로 줄임)(Omoto 2002). 미국에서 2015년 원자력 인증 획득(Varma 2017).
초고성능콘크리트(UHPC) : 분산 강철 섬유나 실리카흄과 석탄회의 혼합제를 사용하여 매우 높은 인장강도를 가잠(Li 2017),. 철근콘크리트 대체용으로 개발, 현재 상용화된 제품은 Ductal, Cor-Tuf(Williams 2009), CEMTEC(Rossi 2005) 등임, 정규 콘크리트보다 고가이기 때문에 UHPC는 철근밀도가 높은 구역이나 라이너로 사용
고장력 철강 : 철근 소요량 및 철근 작업 시간 절감, 고밀도 철근 거푸집에서 흔히 발생하는 콘크리트 공극 감소 (이것은 EPR 설계 경험임) (국립 지진 위해 감소 프로그램 자문단 2014)
지오폴리머 쿤크리트 : 분산 섬유를 사용한다는 점에서 UHPC와 유사하나 정규철근콘크리트 보다 그렇게 비싸지 않음

이상적으로는 이들 개량 콘크리트 기술들을 각개 독립적으로 사용하는 것이 아니라 조합하여 사용하는 것이다. 이러한 조합의 간략한 사례는 다음과 같다.

UHPC나 SPC 뼈대를 공장에서 사전 제작하고 현장으로 옮긴다. 현장에서 이들 빼대에 응력을 가하고 기능성 콘크리트를 자동 타설한다. 비슷하게, 바닥의 모듈화 설계와 시공을 벽체용 활동거푸집 작업(slip forming)과 함께 한다. 활동거푸집으로 건물 수직 외벽을 공사한 후 건물 위 개방된 곳을 통하여 기중기를 이용 바닥 모듈을 공사한다. 바닥 모듈은 제작소에서 운송하여 기중기로 올려 벽체에 삽입된 지지물과 용접한 다음 콘크리트로 채운다.

영국의 한 프로젝트에서 신규원전 건설 토목 엔지니어링 업무의 70% 정도를 모듈 방식으로 공장에서 이루어지게 할 수 있다는 것을 보여줬다(Locke 2016). 더욱이 개량 콘크리트 기술을 채택하고 모듈화 콘크리트 구조물을 사용하는 것은 이들 기기에 대한 건설시간을 80%까지 줄일 수 있다. 대부분의 이러한 옵션들은 상업적으로 이미 가용하거나 곧 될 것이다.

일부는 규제기관의 승인이 필요할 수 있다. 원전에서 사용하기 위하여 승인으로 가는데 취해야 할 가장 핵심적 사항은 이러한 콘크리트 기술들을 관련 코드와 표준에 포함시키는 것이다 (에를 들면 American Concrete Institute).

소결

개량 콘크리트 기술에 의한 제작 조립 방식이 재래방식 보다 저렴하다면 이렇게 설계된 구조물을 채택함으로써 신규원전 토목 엔지니어링 업무를 모듈 방식으로 수행할 수 있다.

개량 부지 옵션: 표준화 및 다수호기 부지

한국전력기술이 보여 주었듯이 여러 부지에 반복해서 지을 수 있는 완벽한 표준화 설계를 갖는 것은 매 호기를 통하여 학습할 수 있기 때문에 원전 건설 성공의 핵심적 사항이다. 표준화보다 더 좋은 것은 동일 부지에 여러 호기를 짓는 것이다. 일본의 비등형 경수로 건설에서 이런 방법이 입증되었다. 표준화는 반복의 경제를 야기하고 이것은 비용을 감축시킨다.

유사한 결과가 Berthelemy와 Escobar-Rangel에 의하여 확인되었다. 이들은 프랑스에서의 표준화가 학습을 가능하게 하고 비용절감에 중요한 역할을 했다는 것을 밝혀냈다. 반대로 원자로 모델이 다양하면 공급망에 제약이 생기거나 규제 업무량이 증가하기 때문에 공기지연이 발생할 수 있다고 이들은 결론지었다. 원전종합설계회사와 발전회사의 수직 통합 또한 비용을 낮출 수 있다. 보다 흥미로운 것은 Berthelemy와 Escobar-Rangel도 밝혀냈듯이 경수로에서 이루어진 부분적인 혁신은 원자로의 복잡성을 증가시킨다는 것이다. 이런 결과는 일반적으로 기술진보가 비용절감에 기여하는 다른 에너지 산업에서의 양상과는 아주 대조적이다. Berthelemy와 Escobar-Rangel는 안전성능 개선에 건설비 증가가 수반되는 원자력 분야의 안전규제 중요성에 주목함으로써 이런 경향을 설명하고 있다. 특히, 미국원자력 산업은 TMI 사고후 도입된 무수한 신규안전규제 때문에 원전 설계 표준화를 추진하는데 방해를 받았다. 그럼에도 이들은 4세대 기술 도입과 같은 과감한 기술 변경이 비용을 줄일 수 있을 것이라고 상정했다.

개량 부지 옵션: 매립 및 면진(Seismic Isolation)

원전은 가스나 석탄발전소 또는 화학 플란트와는 달리 설계 기준의 일부로써 일련의 자연과 인공적인 외부 사건(예, 지진, 토네이도, 홍수, 비행기충돌, 화재)과 악의적인 행위를 고려하도록 규정하고 있다. 그렇기 때문에 원전 건물 및 구조물과 발전소 안전시스템은 이런 사건에 견디고 안전이 유지되도록 견고하게 지어진다. (이런 견고성은 원전시스템에 높은 수준의 회복력을 준다.) 안전요건이 주요한 비용 견인인자일 수 있기 때문에, 요건 충족을 위한 신 기술 옵션이 발전소 가격을 낮추는데 도움을 줄 수 있다.

매립

오늘날 제안되고 있는 대부분의 개량원자로 설계는 재래식 경수로 보다 크기가 작고 특정 자연현상과 설계기준 위험을 다루는데 매립이 보다 경제적이기 때문에 아래 그림과 같이 원자로를 지하 매립물에 위치시킨다.

원자로 매립 단면도

고온가스로 매립에 관한 한 연구(GA 2008)에서 매립의 타당성과 경제성은 어느 정도 부지 위치와 지하 수면에 달려있다고 결론지었다. 매립의 깊이는 발전소 기기(원자로와 증기발생기)의 크기에 의하여 결정 나며 어떤 경우는 자연 순환 필요성 즉 요구되는 최소 중력 수두로 결정된다.

구멍을 크고 깊게 파내는데 효율적인 굴착기술이 다양한 토양에 대하여 존재한다. 광산산업에서는 통풍 갱을 만들기 위하여 수직갱 기계를 사용한다. 현재 두 회사가 이 기술을 보유 하고 있다: Herrenknecht사는 한 근무조 당 5미터 깊이의 구멍 파기로 최대 직경 16미터 최대 깊이 80미터까지 굴착할 수 있다(Kiewit 2018) (Herrenknecht AG 2018).

TRISO 피복 입자 연료를 사용하는 모듈화 고온가스로에서는 격납 기능 접근법을 채택하고 있는데 여기서의 주요한 방사능 방벽은 전통적인 격납 구조물이 아니고 핵연료 자체이다. (고온가스로에서 사용하는 TRISO 피복 연료에 대한 보다 상세한 설명은 3장 참조) 이런 원자로에서는 발전소를 지하에 둠으로써 지상에 견고한 격납견물이 필요하지 않게 할 수 있다.

고온가스로에 대한 비용절감 전략의 일부로써 1990년대에 한 연구팀이 전통적인 고압 격납건물 대비 재래식 방호 건물의 비용 절감액을 추산했다.

450MWth 원자로의 경우 절감액은 9천3백만불(1990년 달러)에 달하는 것으로 나타남
이것은 134불/KWe(1990년 달러) 또는 250불/KWe(현재 달러)의 건설순비용 절감에 해당된다.
여기서의 비용은 비행기 충돌(1990년에는 비행기 충돌을 불 고려)같은 설계기준 위협을 충족하기 위한 추가적인 보강이나 면진 비용을 포함하지 않음

면진

지진 위험에 견디기 위한 장치 비용이 부지 비용의 큰 부분을 차지한다. 실제로 이와 관련한 내진 비용은 TMI 사고 이후 미국에서 2배 증가하였다(Champlin 2018). 특정 부지 특성에 의한 설계 영향을 최소화 하는 방법으로 면진이 있다.

발전소 아래에 2차 배이스매트를 깔고 여기에 충격 완화용 면진장치 설치가 가능
지진의 수평가속도는 면진 장치로 효과적으로 약화시킬 수 있음

면진은 지진 활성화 지역에 위치한 발전소의 개조(완충장치, 콘크리트 두께 등에서의 보강 조치) 필요성을 많이 줄인다. 개략도가 아래 그림에 그려져 있다. 면진 기술은 원전 부지 후보지 수를 증가시키며 더 중요한 것은 더 많은 표준화를 가능하게 하고 특정 부지 설계를 줄일 수 있게 한다. 이것은 특정부지 적응에 드는 설계 비용 절감에 중요한 역할을 할 수 있을 것이다.

면진 예시

면진 기술은 기술적으로 완성되어 있고 다른 산업과 해외 원전에서 이미 적용되고 있다. 면진을 사용하는 원자력 사례에는 남아공의 Koeberg 경수로, 남 프랑스에 있는 ITER 시설과 Jules Horwitz 조사시험로 등이 있다. 최근 미국 규제기관이 면진 지침 초안을 만들었으나(Kammer, Whittaker, Constatinou 2013) 내진 안전성을 증진하는 방법으로써 원전에서 사용하는 승인은 아직 나지 않았다.

최근 연구(Boisetti 2016)에 따르면 첨두 지표 가속도가 0.2g를 초과할 때 면진 장치가 전체 비용을 순수하게 절감시키는 것으로 나타났다. 0.2g 초과는 미국의 모든 발전소가 해당된다. 비원자로 원자력 시설에 근거할 때, 면진을 할 경우 표준화에 따를 효과를 빼고 약 5%의 순건설비용 절감이 가능할 것으로 보인다. 보다 최근의 연구는 phononic crystal을 이용하여 탄성파를 약화시킴으로써 지진에 의한 수평과 수직 변위 둘 다를 감소할 수 있는 해결책에 집중되고 있다. 최근 연구(Yan 2015)(Xiang 2012)(Yan 2016)는 엄청나게 유망하지만 아직 해당 규제 기준에 들어가지 못하고 있다.

개량 부지 옵션: 해상 플랫폼

원자로를 해상구조물에 설치하는 해상 플랫폼 설계는 굴착 등의 부지 준비가 필요없고 접안시설 등 부대시설만 필요하므로 매립의 대안이 될 수 있다(그림 2-12). 또, 핵증기공급시스템을 두꺼운 다중 강철 선체 뒤 수면 아래에 두는 설계의 경우 콘크리트 차폐가 필요하지 않을 수 있다.

부유식 해상 원전 예시

부유식과 입식의 두가지 일반 설계가 제안되고 있다:

부유식 플랫폼 (Buongiorno 2016) (Richardson 2014)(Ganeasan 2016)은 지진 걱정이 필요 없지만 침몰 가능성과 플랫폼의 움직임에 의한 원자로 영향 특히 자연대류에 의존하는 안전시스템에의 영향 측면에서 고려가 필요하다.
입식 플랫폼(Ashworth 1974)(Lee 2013)은 부유식의 걱정은 없으나 상대적으로 수심이 낮은 지역으로 부지가 국한된다.
어느 경우든 외부재해(폭풍, 토네이도, 해상 충돌)와 내부 침수에 대한 고려가 필요하다.

해상원전은 주민이 거주하지 않고 다른 토지 사용 용도와 경합하지 않고 부지의 사용을 가능하게 하기 때문에 부지 선정의 어려움을 줄일 수 있다. 또한, 수명종료 시점에 플랫폼 제거를 통하여 빠른 해체도 가능하다.

해상 플랫폼은 조선소에서 발전소 전체를 제작하고 이를 해상으로 인도한다. 이것은 현행의 순차적이고 생산성이 낮은 제작 방식이 병렬의 생산성 높은 방식으로 바뀌는 것을 의미하며 인도 일정과 가격에 많은 영향을 줄 것으로 보인다.

n번째 육상원자로 대비 해상원전의 비용 절감은 다음과 같이 추정된다.

부지 준비 비용 : 육상 발전소 비용의 약 10% 절감
직접 인건비 : 첫 번째 해상원전은 재래식 육상 발전소 비용 대비 20% 절감, 후속 원전은 더 많이 절감
재료 : 거푸집, 철근 작업 제거 및 이와 같이 없어지는 콘크리트
건설감독 : 조선소의 작업관행으로 약 50% 감소
현장 엔지니어링 : 제작 전에 엔지니어링이 완료되기 때문에 거의 대부분 제거

그러나 운영 비용은 해상 시설 근무 인력의 높은 임금과 수중 케이블에 의한 송전비용이 다소 비싸지기 때문에 증가할 것으로 예상된다.

마지막으로 주목할 것은 ‘조선소 제작’ 아이디어를 해안 부지에도 적용 가능하다는 것이다. 이 경우 조선소에서 만든 발전소는 현장의 습식 도크로 이동시킨 다음 이 도크를 배수시켜수명기간 동안 발전소를 운전한다. 발전소 수명이 다하면 독크에 물을 채우고 발전소를 해체 장소로 이송하는 것이다.

소결

표준화(특히 다수호기 부지), 지하 매립(또는 대안으로 해상 부지), 면진으로 건설 비용을 줄일 수 있으며 원전의 안전과 보안을 개선할 수 있다.

도포(Coating) 및 나노 표면 처리

친수성 또는 염수성 도포는 표면처리의 한 방법으로 냉각재와 각종 열변환 사이클 기기에 적용하여 열전달 효율을 개선할 수 있다.

응축기 튜브를 염수 도포 처리하면 통상 발생하는 응축억제 액체막이 제거되어 열전달이 개선
증기발생기와 BWR 노심을 친수 처리하면 증기(Leidenfrost)층의 단열성이 감소하고 비등이 촉진됨으로써 열전달이 개선

이런 표면처리는 같은 성능을 내면서 낮은 온도 차이에서 열교환기가 작동할 수 있게 함으로써 사이클의 열역학적 효율 개선 효과를 갖는다. 이것은 다시 터빈에서의 높은 압력 강하(그래서 더 많은 일을 하게함)로 이어진다. 또한, 표면처리를 통하여 CRUD 같은 해로운 물질 층이 쌓이는 것을 줄이고 원자로심 부식을 방지할 수 있다:

열전달용 도포는 적은 비용으로 효율을 향상시킬 수 있다. 예를 들면,

비용이 1 평방미터당 1달러가 되지 않을 것으로 예상되는 염수성 도포 처리는 효율향상 뿌만 아니라 낡은 응축기 개조에도 적용 가능하고 이러한 기술은 이미 완성(Varanasi 2017)
경수로 응축기에 염수 도포 도입 효과 분석(Champlin 2018)에 따르면 발전소 효율이 1.3% (더하기) 증가, 출구 증기 체적율이 약 1% 감소, 공기의 내부누설은 무시할 정도임

그러나 이런 도포의 내구성은 아직 입증되지 않았다. 예를 들면, 장기간 사용 후 도포가 벗겨지기 쉽다면 이물질 문제가 야기될 수 있다. 도포처리된 기기 보다 더 자주 도포를 교체해서는 안될 것이다. 과거에는 이 정도 수준의 내구성을 달성하는 것이 화제가 되었으나 현재는 DropWise와 NEI Corp’s Nanomyte(NEI 2016) 같은 회사들이 기술적으로 완성된 염수성 도포를 제공할 수 있다고 주장하고 있다.

친수성 도포와 CRUD 방지 도포의 효과 분석 또한 0.6% 효율 증가와 연간 100~300만불 정도의 핵연료비용 감소 등 유사하다(Karoutas 2017). 그러나 내구성은 주요 이슈로 남아 있는데 이는 이들 도포가 아직 장기간 사용동안 산업 환경하에서 제 성능을 낼 수 있는지 확인되지 않았기 때문이다. 2030년 까지는 이런 종류의 도포가 준비되어 원전 산업에서 사용되기를 기대한다.

에너지 저장

에너지 저장기술의 사용은 기저부하 발전으로 수익을 내는 원전에서 수익을 증대시킬 잠재적인 방안이다. 왜냐면 에너지지 저장은 전기가격이 쌀 때 저장했다가 수요가 많을 때 판매할 수 있게 하기 때문이다. 에너지 저장이 원자력의 전통적 기저부하 운전을 넘어 원자력에게새로운 첨두 전력 시장을 열게 할 수도 있다.

여기서는 전기저장(축전기 및 전장기기), 기계적 저장(양수발전, 압축공기, 플라이 휠), 배터리, 열저장(헌열, 잠열)을 포함한 다양한 에너지 저장기술을 조사했다(Champlin 2018). 아래 그림에 원전과 연결이 가능한 규모의 에너지 저장 예상비용이 나타나 있으며, 일반적으로 열 저장과 기계 저장이 전기 저장보다 싸다는 것을 보여주고 있다.

열로 저장하는 것이 전기 저장 보다 비용이 적게 들며 전체적인 왕복 효율이 더 높다. 열저장 기술은 증기 축압기, 헌열 유동시스템, 극저온 공기시스템, 열충전에너지저장, 열암저장, 지질 저장시스템 등 다양하다. 열저장 장치를 갖는 원자로는 전 출력으로 운전하다 전가가격이 낮을 때 터빈으로 가는 출력전환 유체 즉 증기의 많은 부분을 열 저장 장치로 보내 열로 저장한다. 나머지 증기는 터빈으로 보내 최소한의 전기를 생산한다.

원전용의 다양한 에너지 저장 옵션의 부가 비용(불/MWhe)

이 경우, 터빈은 항상 운전 상태에 있기 때문에 필요시 신속하게 100% 출력으로 복귀할 수 있다. 이런 기술의 병합방법은 다양하다. 어떤 경우는 열 저장 시스템의 에너지를 원자로에서 사용하는 것과 유사한 출력 전환 장치를 사용하여 전기로 직접 전환시킨다. 특대형 터빈(신규 제작 또는 개조)을 갖춘 원자력 시스템에서는 에너지를 터빈 입구로 돌려 보내 전기를 생산할 수 있다.

저장된 열이 고갈될 경우에도 첨두 수요 충족을 위한 전기 생산이 가능하도록 천연가스, 유류, 바이오연료 또는 수소를 연료로 하는 보일러를 백업용으로 추가하여 열저장 시스템에서 나왔어야 할 증기를 공급하게 할 수 있다. 이렇게 하는 것은 전기생산(공급) 보장 요구를 충족하기 위한 추가 용량을 제공하고, 용량가격 형태의 추가 수익을 발생시키는 경제적인 방안이 될 수 있다(Forsberg 2018). .하이브리드 에너지 시스템과 같이 저장기술에의 투자와 수익 발생간에는 경제적인 트레이드오프가 존재한다.

처음 3개의 기술(증기 축압기, 헌열 유동 시스템, 극저온 공기 시스템)은 1~100MWh 규모로 입증되었다. 증기 축압기는 1920년대부터 가변적인 전기를 생산하는데 사용되었으며 현재도 가용하다. 헌열 유동시스템은 오일을 열전달 매체로 사용하는 태양열 출력시스템에서 사용된다. 극저온 공기시스템은 아무 열원과도 연결이 가능하며 시범시설이 영국에서 운영 중에 있다. 다른 기술들은 보다 장기적인 옵션들이다.

대부분 하루 또는 주간 단위의 전기 수요 변동에 대처하는 것들이다. 지질 저장시스템은 가장 미성숙한 기술이지만 계절간 변동을 감당하고 특정 지역 지형에만 설치가 가능하지만 전략적인 열 저장을 가능하게 할 수 있다.

여러 잠재적 열 저장 시스템의 전반적인 경제성은 아직 광범위하게 연구되지 않았다. 더욱이 각각의 저장 기술은 요금, 왕복효율, 저장비용($/MWh) 및 에너지전환 비용($/MWe) 등에서 저마다 독특한 특성을 갖는다. 이렇기 때문에 선호 옵션 선택은 전기 시장에 달려있다.

대용량 집중 태양광 발전소가 있으면서 하루 주기의 에너지 저장이 필요한 전력 망에서 선호되는 열 저장 시스템은 풍력 용량이 넘치고 높고 낮은 전기가격 주기가 몇 일인 전력 망에서의 선호 열 전달 시스템과 다르기가 쉽다.
몇 가지 기술(예, 열암이나 지형 저장)들은 필요시 전기 생산이 가능하기 때문에 용량 시장에 참여할 수도 있다. 용량시장에 참여할 수 있을지는 용량 시장이 어떻게 정의되느냐에 달려있을 것으로 본다. 이것은 시장 참여에 드는 열 저장 증분원가가 너무 커서 참여가 어려운 다른 많은 저장기술과는 대조를 이룬다.

현재는 천연가스 가격이 저렴하기 때문에 일시적인 전력부하 변동을 다루기 위하여 선호되는 옵션은 가스발전이다. 그러나 탄소제약하에서는 열 에너지 저장시스템이 비용 효과적인 무탄소 대안이 될 수 있다.

비용절감 기회와 기술들에 대한 평가 결과, 미국의 경우 비용 절감은 아래와 같이 추산된다.

원전 건설 순비용 : 25%~30% (모듈화 건설: 15%~20%; 매립: 5%; 면진: 5%)
위 절감율은 명목 벤치마크 순건설비용인 약 5,000불/kWe에서 3,500~3,750불/kWe 까지 낮아지는 것을 의미

건설 순비용 25% 감축은 1장에서 논의한 ‘저비용 원전’ 모델 시나리오의 근거가 되었다. 앞서 언급하였듯이 미국 대비 인건비가 싸고 생산성이 높은 중국과 한국에서 건설된 개량원전의 건설 순비용은 훨씬 더 낮아질 것으로 본다. 본 장에서 논의된 공통 기술의 혁신들은 개량형 경수로, 소형원자로와 4세대 원자로를 포함한 모든 원자로 개념에 적용 가능하다.

이 자료의 최초 작성 및 등록 : 박 찬오(SNEPC) copark5379@snu.ac.kr