제품 단위 온실가스 배출량 산정 보고서

Greenhouse Gas Emission Report for Co-processed Products

보고서 번호: #GHG-IY26205 적용 기간: 2025-01-01 ~ 2025-05-31 (151일) 발행일: 2026-05-15 발행기관: 이시도르 지속가능연구소 (Isidor Sustainability Research Institute) 대상 사업장: HD현대오일뱅크 대산공장 (충청남도 서산시 대산읍 대죽1로 182) 대상 제품: TPO co-processing 기반 ISCC EU 인증 4개 제품군 (NHT blend [LN+HN] / TGO / HCR blend [KERO+LGO+HN-cascade] / RN)

Executive Summary

본 보고서는 HD현대오일뱅크 대산공장의 정유공정 중 TPO (Tire Pyrolysis Oil)의 바이오 분(End-of-Life Tires 기원, biogenic fraction = 51%)을 co-processing 방식으로 처리하여 생산되는 ISCC EU 인증 대상 4개 제품군의 단위 온실가스 배출량(E)과 탄소집약도(Carbon Intensity, CI)를 RED II Annex V Part C 일반 산식과 ISCC 203-01 v2.0 §3.10 Co-processing 특수 방법론에 따라 정량적으로 산정한 결과를 제시합니다.

본 산정은 RED II Annex V Part C Point 17 (에너지 기준 배분) 원칙에 따라 각 공정의 출력 stream 을 Primary product (¹⁴C / mass balance 로 직접 식별된 ISCC 인증 bio yield) 와 Co-product (동 공정에서 함께 생산되는 외부 판매 산물에 mass balance 비례로 배분된 bio mass) 두 범주로 분류하고, 에너지 함량 비례로 AF를 산정합니다. 인증 합계는 1,078.62 ton_dry(DCU bio out 1,317.81 ton 대비 회수율 81.9%)이며, 16개 시나리오 모두 RED II 50% 절감 임계를 통과합니다 (최저 절감률 75.17% 인도산 RN, margin +25.17%p). 또한 본 v3 산정에서는 상류 공정의 per-product 단위 배출량을 하류 공정의 received e_p·e_td 입력값으로 직접 주입하는 cascade 일치성을 확보하였습니다 (DCU per-Naphtha → NHT, DCU per-CLGO → GHT, DCU per-CHGO → HCR, HCR per-HN → PLT).

요약

4개 제품군 × 4 원산지 CI 매트릭스 (g CO₂eq/MJ)

본 산정의 적용 한계 — 투명성 선언

본 보고서는 다음 네 가지 한계를 명시적으로 선언합니다 (상세 §5.4, §4.3, §5.5, §9.3 참조).

1. Δ값 = 0 적용 (음의 Δ 보정) — ISCC 203-01 §3.10 절차에 따라 Scenario A(Counterfactual)로 2025년 6월~12월 운영 데이터를 적용한 결과, 모든 process input 항목에 대해 Δ_input(i)가 음수(−)로 산출됨. §3.10이 "Any increase in processing inputs ... shall be attributed entirely to the biomass-based fraction"으로 증분(positive Δ)만 bio에 귀속하도록 규정하므로 음의 Δ를 bio에 크레딧으로 귀속하지 않는 것이 타당하여 Δ_input(i) = 0을 적용. 결과적으로 Step 1(증분 귀속)은 무효화되고 Step 2(Bio-share 비례 배분)만 실질 작동.
2. 5개 공정 분리 산정 → cascade 통합 표현 — DCU/NHT/GHT/HCR/PLT 각각 별도 시트로 산정된 결과를 본 보고서에서 단일 cascade 흐름으로 통합 제시.
3. 데이터 시점 2025 H1 (2026 Q1 미확보) — 가장 최근 분기(2026 Q1) 운영·¹⁴C 데이터 미확보로 2025년 1월~5월(151일) 데이터를 적용. ISCC EU 205 v4.2 §4.3 actual values 12개월 갱신 권고에 임박, 차기 데이터 가용 시 재산정 권고.
4. Co-product bio mass 의 mass balance 비례 배분 — 각 공정의 출력 stream 중 Primary product 는 ¹⁴C 또는 mass balance 로 직접 식별된 bio yield 를 적용하며, Co-product 는 잔여 bio mass(= bio_input − Primary 합계)를 외부 판매 carbon-bearing 산물(LPG · Coke · Lean Oil · W/NAPH · LN · Hydrowax 등)에 Normalize yield 비례로 배분하여 산출함. 폐기물·잔류물(H₂S, H₂), 자체 소비 연료(Fuel Gas), 공정 환류(SLOP, Wash Naphtha), 동일 stream의 cascade primary fossil 부분(NHT 의 LN·HN / GHT 의 TGO / HCR 의 HN·KERO·LGO / PLT 의 RN)은 배분 대상에서 제외. Co-product 배분값은 ¹⁴C 직접 측정이 아닌 mass balance 비례 추정이며, 정밀화는 차기 갱신 시 권고 (§9.3.2 권고 5).

1. 서론 (Goal & Scope)

1.1 보고 목적 및 범위

본 보고서는 HD HYUNDAI OILBANK 대산공장의 정유 공정 중 TPO (Tire Pyrolysis Oil, 폐타이어 열분해유)의 바이오 분을 co-processing 방식으로 처리하여 생산되는 ISCC EU 인증 대상 4개 제품군 co-processed oil의 단위 온실가스 배출량(E)과 탄소집약도(Carbon Intensity, CI)를 산정한 결과를 제시합니다.

산정 대상 공정은 DCU (Delayed Coker Unit, TPO 투입 진입점) → NHT / GHT / HCR / PLT 로 이어지는 5개 공정이며, 원료(TPO)는 인도 / 인도네시아 / 중국 / 태국 4개국에서 수입됩니다. ISCC EU 203 §4.4.3 및 ISCC EU 205 §4.3.7에 따라 원산지(country of origin)가 다른 batch의 GHG 통합은 명시적으로 금지되므로, 본 보고서는 4개 원산지별로 각각 별도 GHG 산정을 수행하여 4 (원산지) × 4 (ISCC 제품군) = 16개 시나리오를 수록합니다.

본 산정 결과는 ISCC EU 인증 요구사항(ISCC EU 205 v4.2, ISCC 203-01 v2.0, EC IR 2022/996)에 대한 적합성을 검토하기 위한 근거자료로 활용됩니다.

1.2 적합성 선언 (Conformance Statement)

본 산정은 다음 기준에 따라 수행되었음을 선언하며, 각 기준의 본 산정 적용 방식은 우측 항에 명시합니다.

1.3 적용 대상 (Applied Scope)

1.4 보고서 구조

본 보고서는 다음 10개 본문 섹션 + 6개 부록으로 구성됩니다.

2. 시스템 경계 (System Boundaries)

2.1 시스템 경계 다이어그램

본 보고서의 시스템 경계는 Cradle-to-Gate (Well-to-Refinery-Gate)입니다. 폐타이어 발생 시점부터 대산공장 ISCC 인증 산출물 출하 시점까지를 포함합니다. 연소단(e_u)은 폐기물 기원이므로 RED II Annex V Part C §18에 따라 0으로 처리하며 정보 제공용으로만 표시합니다.

2.2 포함 단계 / 제외 단계

2.3 시간적·공간적 경계

• 시간적: 2025-01-01 ~ 2025-05-31 (151일, 5개월 누적)
• 공간적: 4개 원산지국 항만 → 한국 (대산공장) → 한국 내 출하 거점

2.4 Functional Unit (기능 단위)

본 보고서의 기능 단위는 1 MJ_biofuel (Carbon Intensity, g CO₂eq/MJ)입니다. RED II Annex V Part C는 운송 연료의 GHG 보고에 대해 g CO₂eq/MJ 단위를 표준으로 규정합니다. 보조적으로 kg CO₂eq/ton_dry 기준 단위 배출량(E)을 §3-§4 단계에서 사용합니다.

2.5 Cut-off 규칙

ISO 14067 §6.4.5에 따라 다음 기준으로 cut-off를 적용합니다.

• 질량 기준: 전체 생산 mass의 1% 미만 흐름은 제외 (단, 누적 합이 5%를 초과하면 포함)
• 에너지 기준: 전체 LHV의 1% 미만 흐름은 제외
• GHG 영향 기준: 추정 GHG 기여가 1% 미만이면 제외

적용 결과: 본 산정에서 cut-off로 제외된 흐름은 없습니다. 5개 공정의 모든 입력·산출이 추적되었습니다.

3. 공정 기술 (Process Description)

3.1 공정 흐름도 — 5개 공정 Cascade 구조

본 사업장의 co-processing 공정은 DCU(Delayed Coker Unit, TPO 투입 진입점)를 시작점으로 하여, DCU의 3개 중간 유분(Naphtha·CLGO·CHGO)이 각각 NHT·GHT·HCR로 이송되어 처리되고, HCR의 HN(Heavy Naphtha)이 다시 PLT(Platformer/Reformer)로 이송되어 RN(Reformate Naphtha)으로 전환되는 cascade 구조입니다.

cascade 구조 요약 (bio 기준 151일 누적, ton_dry) — Primary product 및 Co-product 배분 반영:

3.2 공정별 상세 — bio 기준 (151일 누적)

3.2.1 DCU — Delayed Coker Unit

역할: TPO가 화석유분(VR/HCR feed)과 함께 직접 투입되는 bio-feedstock 진입점. 고온(약 480~520 °C)·저압 조건에서 잔사유 등의 무거운 유분을 열분해(thermal cracking)하여 가벼운 유분으로 분리.

3.2.2 NHT — Naphtha Hydrotreater

역할: DCU 산출 Naphtha의 황·질소·올레핀 등 불순물을 제거하여 LN(Light Naphtha)·HN(Heavy Naphtha)으로 분리. 수첨 반응(catalytic hydrotreatment)으로 H₂가 부원료로 투입.

3.2.3 GHT — Gasoline Hydrotreater

역할: DCU 산출 CLGO (Cracked Light Gas Oil)을 수첨처리하여 TGO (Treated Gas Oil)을 생산. 디젤 영역의 황 함량을 감소시키는 단계.

3.2.4 HCR — Hydrocracker

역할: DCU 산출 CHGO (Cracked Heavy Gas Oil)을 고압 H₂ 분위기에서 cracking + hydrotreatment 동시 수행하여 KERO(Kerosene), LGO(Light Gas Oil), HN(Heavy Naphtha)의 경질 유분으로 전환. 본 사업장 5개 공정 중 H₂ 소비량이 가장 큼 (151일 누적 약 19,840 MMSCF).

참고: HCR 의 자체 e_p 가 큰 이유는 (i) 전기 약 4,517만 kWh, (ii) H₂ 약 2.1만 ton 의 대량 소비, (iii) Primary bio 회수율이 5개 공정 중 가장 낮음 (48.2%) 이기 때문입니다. BIO-KERO · BIO-LGO · BIO-HN 외에 LPG · LN · Hydrowax 등 동 공정의 외부 판매 stream 으로 60.83 ton 의 bio 가 Co-product 로 배분되며, Primary yield (56.53 ton) 로 own e_p 를 산출하면 단위값이 크게 됩니다. HCR cascade 제품(BIO-KERO · BIO-LGO · BIO-HN, PLT 의 BIO-RN) 의 절감률은 §7 평가 참조.

3.2.5 PLT — Platformer (Reformer)

역할: HCR 산출 HN (Heavy Naphtha)을 백금(Pt) 촉매 하에서 개질(reforming)하여 RN (Reformate Naphtha)으로 전환. cascade 의 최종 단계이며 5개 공정 중 자체 e_p가 가장 작음.

3.3 ¹⁴C 측정 결과 (ASTM D6866)

3.4 후단 공정의 ¹⁴C 측정 면제 근거

본 사업장 5개 공정 중 ¹⁴C 시료를 직접 채취·분석한 지점은 DCU 입력 직전(TPO baseline) 1개입니다. DCU 출구에서 분기되어 NHT/GHT/HCR로 이송되는 중간 유분(BIO-Naphtha, BIO-CLGO, BIO-CHGO) 및 HCR에서 분기되어 PLT로 cascade되는 BIO-HN에 대해서는 별도 ¹⁴C 재측정을 수행하지 않았으며, 그 면제 근거는 다음과 같습니다.

근거 1 — ISCC EU PLUS Procedure CoC v6.0 §02.07.013 — Co-processing 사업장에서 baseline 진입점(본 산정의 경우 DCU 입력 직전)의 ¹⁴C 측정이 이루어진 경우, 후단 cascade 공정의 별도 ¹⁴C 재측정 의무는 없습니다.

근거 2 — ISCC 203-01 §3.5.1 Method B (¹⁴C-calibrated yield) — DCU의 ¹⁴C-cal yield factor (C-Naphtha 6.20% / CLGO 82.83% / CHGO 8.74% / Loss 2.23%)는 baseline 14C 측정값과 결합되어 DCU 출구 각 분기 흐름의 bio fraction을 정량적으로 결정합니다. 후단 NHT/GHT/HCR/PLT는 단순 정제·분리·개질 공정으로 ¹⁴C 비율 변동이 발생하지 않으므로(추가 화석 탄소 혼입 또는 biogenic 탄소 증가 경로 없음) baseline 14C에서 직접 도출된 yield 비율이 후단 cascade 전반에 동일하게 적용됩니다.

근거 3 — Robust calculation 원칙 — ISCC 203-01은 baseline 단일 측정 + ¹⁴C-cal yield 조합을 robust calculation으로 인정하며, 본 산정은 이 robust 절차에 부합합니다. 차기 갱신 시 원산지별 별도 ¹⁴C 시료에 대한 baseline 재측정을 권고합니다 (§9.3.2 권고 3).

3.5 Cascade의 의미 — Own vs Received

본 사업장의 5개 공정은 단일 reactor 처리가 아니라 cascade(직렬·병렬 혼합) 구조이며, 각 공정의 GHG는 다음 두 부분으로 구성됩니다.

1. 자체 e_p (Own) — 해당 공정에서 발생한 전력·열·H₂·폐수 처리에서 비롯된 배출량 (Co-processing 비율 적용 후 단위 yield 당 환산)
2. Received e_p (받음) — 직전 공정(또는 supplier)의 누적 GHG (FF 보정 후 합산)

이를 cascade 형태로 구현한 본 사업장의 산정 방법론은 §5에 상세 기술합니다.

4. 데이터 품질 (Data Quality Assessment)

4.1 Primary vs Default 데이터 구분

Default 우선순위 적용:

1. EC IR 2022/996 Annex II
2. RED II Annex V default
3. ISCC EU 205 default
4. IPCC 2006 GL Tier 1 EF (Vol.2 Energy / Vol.5 Wastewater)

4.2 데이터 출처 목록

운영 데이터 시트의 의미: 「TPO 바이오유분 운영데이터 월단위합산.xlsx」는 5개 공정(DCU·#1NHT·#1GHT·HCR·#1PLT) 각각에 대해 월단위(2023-01부터)로 input(보조물질·용수·에너지·유틸리티)·output(제품·부산물·발생 에너지)을 정리한 운영 자료입니다. 본 산정의 §6.1 공정 입력 매트릭스는 동 시트의 2025-01~05 컬럼(151일 적용 기간)을 추출하여 작성되었으며, 자체 e_p(own e_p) 산출의 1차 자료원입니다. 시트별 단위가 시간당 평균(kWh/h, T/H 등)과 월단위 합산(kg, Nm³ 등)이 혼재되어 있으므로, 본 산정에서는 단위가 명확한 「월단위 합산」 행을 우선 인용하고, 시간당 평균값 행은 적용 기간(151일 × 24h = 3,624 h)으로 환산하여 누적치를 도출했습니다.

4.3 데이터 시점 및 대표성 — 본 산정의 한계 명시

본 산정의 데이터 기간은 2025-01-01 ~ 2025-05-31 (151일)입니다. 본 보고서 작성 시점(2026-05-15) 기준 가장 최근 분기인 2026 Q1의 운영·¹⁴C 분석 데이터는 미확보 상태입니다.

한계 평가

• ISCC EU 205 v4.2 §4.3 관점: actual values는 12개월 내 데이터 사용을 권고. 본 산정 데이터 종료(2025-05-31)부터 보고서 발행(2026-05-15)까지 약 11.5개월 경과로, 12개월 임계에 임박.
• 대표성 가정: 151일 기간이 사업장의 연간 평균 운영을 대표한다는 가정 하에 산정. 계절성 변동(예: 가스 동절기 수요), 가동률 변동, TPO 공급 안정성 변동에 따른 GHG 변동은 본 산정에 반영되지 않음.
• 차기 갱신 의무: 2026 Q1 데이터 가용 시 본 보고서를 갱신 산정. 갱신 범위는 ¹⁴C 측정 결과, 공정별 own e_p, 운송 e_td 변동을 모두 포함.

§9.3에 후속 권고를 명시합니다.

4.4 데이터 품질 평점 (Pedigree Matrix)

ISO 14040/44 부속서 권장 Pedigree Matrix 기준 1~5점 평가 (1 = 최고품질).

해석: 자체 운영 데이터(TPO 투입, own e_p)는 1~2점 (high quality). TPO supplier로부터 외부에서 받은 e_p는 default 값 의존도가 높아 3점 (moderate quality) — §8 민감도에서 핵심 변수로 평가.

4.5 가정 및 한계

• (가정 1) TPO biogenic fraction은 4개 원산지 모두 동일하게 51%로 적용 (¹⁴C 측정은 인도산 대표 시료 기준).
• (가정 2) 5개 공정의 자체 e_p는 원산지에 무관하게 동일 (실제 운영 단일값).
• (가정 3) Δ_input(i) = 0 적용 — Scenario A로 2025-06~12 운영 데이터를 적용한 결과 모든 process input의 Δ가 음수로 산출. §3.10 규정(증분만 bio에 귀속)에 따라 음의 Δ는 크레딧으로 귀속하지 않는 것이 타당하여 0으로 보정 (§5.4 상세).
• (한계 1) 데이터 기간 151일은 사업장 연간 평균을 완전히 대표하지 않음.
• (한계 2) 일부 e_td 산정의 운송 경로는 default routing 가정.

5. 방법론 (Methodology)

5.1 RED II Annex V Part C §1 — 일반 산식

E = e_ec + e_l + e_p + e_td + e_u − e_sca − e_ccs − e_ccr   [g CO₂eq/MJ]

5.2 폐기물·잔재물 적용 — 0 처리 항목

TPO는 폐타이어(End-of-Life Tires) 기원이므로 RED II Annex V Part C §18 및 ISCC EU 202-5 v4.2에 따라 폐기물·잔재물(Waste & Residues)로 분류. 이에 따라:

• e_ec = 0 (원료 추출 배출 없음)
• e_l = 0 (LUC 미발생)
• e_sca = 0 (해당 없음)
• e_u = 0 (biogenic CO₂ 처리. 정보 제공용 표시)
• e_ccs = e_ccr = 0 (본 사업장에 해당 공정 없음)

따라서 본 산정에 실질 기여하는 항은 e_p (공정 배출), e_td,up (상류 운송), e_td,down (하류 운송) 3개입니다.

원산지국 폐기물 분류 근거 — 4개국 모두 폐타이어를 자국 법령상 폐기물(또는 잔재물)로 분류:

5.3 ISCC 203-01 v2.0 §3.10 — Two-Scenario Benchmark Method

5.3.1 일반 GHG 산정과 Co-processing의 차이

일반 (Bio-only) 바이오연료 사업장은 원료(예: UCO, Tallow, PFAD)가 100% 바이오이므로, 공정 활동량(전력·열·H₂·폐수)을 산출 제품(yield)으로 나눠서 e_p를 직접 산정합니다.

반면 Co-processing 정유공장(본 사업장처럼 화석유분 + TPO를 한 reactor에 동시 투입)은 공정 입력 대부분이 화석원료의 처리에서 비롯되며, 바이오 분율은 보통 0.1~5% 수준으로 매우 작습니다. 이때 단순히 "바이오 비율 × 전체 공정 배출"을 적용하면 다음 두 가지 오류가 발생합니다.

• (a) 과소 산정 — Bio 원료가 추가됨에 따라 발생한 추가 H₂·전력 소비(예: deoxygenation)가 fossil 배출에 묻힘
• (b) 과대 산정 — 화석 단독으로도 항상 발생했을 처리 부담이 bio 에 부분 귀속되어 부풀려질 수 있음

이를 해결하기 위해 ISCC EU 203-01 §3.10은 Two-Scenario Benchmark Comparison을 도입합니다.

5.3.2 두 시나리오 비교

핵심 제약: 두 시나리오의 총 feedstock 에너지 함량(LHV·tonnage)은 반드시 동일하게 유지.

원문 인용:

"To assess the GHG emissions of a co-processing plant processing biomass- and fossil-based feedstocks simultaneously, it is required to determine the processing inputs associated with just the biogenic feedstock. This should be performed by comparing two scenarios: In the first scenario, the refinery is processing only fossil-based feedstocks and in the second scenario the refinery is processing both biomass- and fossil-based feedstocks together, provided that the total energetic content of the feedstock in both scenarios remain the same. Any increase in processing inputs, after considering the two scenarios, shall be attributed entirely to the biomass-based fraction of the feedstock." — ISCC 203-01 v2.0 §3.10

5.4 3-Step 산정 절차 (§3.10 + ISCC EU 205 §10) — 본 산정의 Δ = 0 적용

Step 1 — Δ Process Inputs 결정 (Determination of Excess Inputs)

표준 산식: Δ_input(i) = Input(i)_{co-processing} − Input(i)_fossil-only

이 증분 Δ는 100% 바이오 원료에 귀속합니다.

본 산정의 적용 — Δ_input(i) = 0 (대조 데이터 적용 시 음의 Δ 산출)

ISCC 203-01 §3.10 절차에 따라 다음과 같이 Two-Scenario Comparison을 시도하였습니다.

• Scenario B (Actual): 2025년 1월~5월 (151일, co-processing 운전)
• Scenario A (Counterfactual): 2025년 6월~12월 운영 데이터를 대조 기준값으로 적용

두 시나리오의 process input(H₂·전력·스팀·연료가스·폐수처리)을 비교한 결과, 모든 항목에서 Δ_input(i) = Input(i)_{co-processing} − Input(i)_fossil-only 가 음수(−)로 산출되었습니다. 이는 Scenario A 기간(2025-06~12)의 운전 조건(feed 품질·가동률·정기보수 일정 등)이 Scenario B 기간(2025-01~05)과 정확히 동일하지 않아 발생한 결과로 해석됩니다.

ISCC 203-01 §3.10은 "Any increase in processing inputs, after considering the two scenarios, shall be attributed entirely to the biomass-based fraction of the feedstock"으로 명시되어 있어 증분(positive Δ)만 bio에 귀속하도록 규정합니다. 음의 Δ는 "bio가 fossil 처리 부담을 줄여주었다"는 크레딧으로 해석할 수 없으며, 이러한 크레딧 귀속은 §3.10의 명시적 규정 범위를 벗어납니다.

따라서 본 산정에서는 보수적 적용 원칙에 따라 모든 공정 입력 항목 i에 대해 Δ_input(i) = 0을 적용하는 것이 타당하다고 판단하였습니다. 결과적으로 §3.10 절차 중 Step 1(증분 귀속)은 무효화되고, Step 2(Bio-share 비례 배분)만 실질 작동하여 §3.10 방법론을 부분 적용합니다.

Step 2 — Bio-share 비례 배분 (Proportional Attribution)

Δ를 제외한 나머지 공정 입력(즉 Counterfactual 시나리오의 fossil-only 입력)은 bio/fossil 에너지 함량 기준 비율로 비례 배분합니다.

Bio-share = (M_bio · LHV_bio) / (M_bio · LHV_bio + M_fossil · LHV_fossil)

본 산정 적용 (DCU 단위):

• M_bio = 1,348.84 t × 40.0 MJ/kg = 53,953,600 MJ
• M_fossil = 905,931 t × 42.0 MJ/kg = 38,049,102,000 MJ (화석 평균 LHV 가정)
• Bio-share ≈ 0.00142 (0.142%)

Step 3 — bio 귀속 (Attribution to Bio Fraction)

Step 2의 비례 배분 결과를 bio 산출 제품(yield)에 귀속하여 자체 e_p (own e_p)를 산출.

본 산정의 5개 공정 own e_p (151일 누적, kg CO₂eq/ton_dry):

해석: HCR의 own e_p가 가장 큰 이유는 인증 가능 bio yield(56.53 ton)가 BIO-CHGO 투입량(117.35 ton) 대비 작아 단위 분모가 작기 때문입니다. e_p_<공정> 시트의 Proportion of Coprocessing(bio_in / total_input) 비율은 각 공정의 mass balance에 따라 결정됩니다.

Δ = 0 적용 결과의 영향 평가

적용 근거의 보수성:

• 측정된 Δ가 음수인 경우, 이를 액면 그대로 적용하면 "co-processing이 fossil 처리 부담을 줄여주는 크레딧"이 bio에 귀속되어 bio 제품의 GHG가 추가로 감소함
• 그러나 §3.10은 증분(positive Δ)만 bio에 귀속하도록 명시 — 음의 Δ를 크레딧으로 귀속할 근거가 표준에 없음
• Δ = 0 적용은 음의 Δ로부터 발생할 수 있는 부당 크레딧을 차단하는 보수적·방어적 처리

산정 결과 영향:

• Δ = 0 처리는 Scenario A·B 차이를 0으로 만들고, 나머지 입력은 Bio-share 비례로 분배 → bio 제품의 CI는 본 산정에서 도출된 15.15 ~ 23.34 g CO₂eq/MJ 수준
• 만약 음의 Δ를 그대로 적용했다면 bio 제품의 CI는 본 산정값보다 더 낮게 도출되었을 것 (즉 본 산정은 보수적)
• 본 산정에서 Bio-share가 0.142%로 매우 작아 Δ 처리 방식에 따른 절대값 영향은 제한적
• 모든 16 시나리오가 50% 임계를 +25.17%p 이상 margin으로 통과 (§8 민감도 참조)

5.5 할당 방법 — ISCC EU 205 §4.3.8 (RED II Annex V Part C Point 17)

각 공정의 GHG 배출은 산출물에 에너지 함량(mass × LHV) 기준으로 배분합니다. 본 산정에서는 각 공정의 출력 stream 을 다음 두 범주로 구분합니다.

AF = E(Primary) / [E(Primary) + E(Co-product)]

• E(Primary) = Σ (Primary bio_mass × LHV) (MJ)
• E(Co-product) = Σ (배분 대상 stream 별 bio_mass × LHV) (MJ)
• LHV: IPCC 2006 GL Vol.2 Ch.1 Table 1.2 default + ISCC EU 205 §5.4 default (마스터 산정 시트의 LHV 컬럼에 출처 hyperlink · comment 부착)

공정별 AF 산정 (데이터: 마스터 산정 시트 첫 탭 bio(Jan-May 2025)수율 변경, 151일 누적)

<표 5-1> 공정별 Primary · Co-product 및 AF 산정

LHV 적용값 (GJ/ton, 출처): LPG 46.0 (IPCC) / Naphtha · LN 44.5 (IPCC) / HN 43.5 (ISCC) / KERO 43.8 (IPCC) / CLGO · CHGO · LGO · TGO 43.0 (IPCC) / W/NAPH 44.5 (IPCC) / Hydrowax 43.5 (Industry) / Coke 32.5 (IPCC) / RN 44.0 (IPCC) / Lean Oil 43.0 (Industry) / H₂S 0 (no carbon).

Co-product bio mass 배분 절차 (3 단계)

1 단계 — Co-product bio mass total 산출: 각 공정의 bio_input 에서 Primary bio 합계를 차감하여, 외부 판매 stream 에 배분될 잔여 bio mass 산출.

2 단계 — 배분 대상 stream 식별: 외부 판매 carbon-bearing 산물 중 동일 stream cascade primary 외 stream 만 포함. 다음 stream 은 배분 대상에서 제외.

3 단계 — Normalize yield 비례 배분: bio_stream = Co-product bio total × (Normalize yield_stream / Σ 배분 대상 Normalize yield).

<표 5-2> Co-product bio mass 배분 결과 (마스터 산정 시트에 산정 결과로 기록)

해석: HCR 의 AF 가 가장 낮은 이유는 BIO-CHGO 117.35 ton 중 인증 가능 산출(BIO-HN + BIO-KERO + BIO-LGO = 56.53 ton)이 절반에 미치지 못하고, 잔여 60.82 ton 이 주로 Hydrowax (배분 비율 94.6%) 로 배분되기 때문임. Co-product bio 에너지가 Primary bio 에너지와 비슷하여 AF ≈ 0.48 로 산출됨. NHT · GHT 는 Primary bio 회수율 약 85% 수준이며, DCU · PLT 는 배분 대상량이 작아 AF 가 0.9 이상으로 산출됨.

5.6 Feedstock Factor (FF) — ISCC EU 205 §4.3.7

FF = M_f,total / M_o,total

• M_f,total: 총 feedstock 투입량 (ton_dry)
• M_o,total: 총 산출물 yield (ton_dry)

본 산정 적용 (151일 bio 기준, Co-product 배분 반영):

해석: 본 산정의 mass balance 에서 각 후단 공정 내부의 bio 분 은 Primary product (BIO-LN · BIO-HN · BIO-TGO · BIO-KERO · BIO-LGO · BIO-RN) 와 동 공정에서 함께 생산되는 외부 판매 stream (LPG · Lean Oil · W/NAPH · Hydrowax 등) 의 Co-product 배분으로 흐릅니다. Co-product 배분량은 NHT 약 10.57 ton, GHT 약 172.43 ton, HCR 약 60.83 ton, PLT 약 0.35 ton 이며, Primary product 합계는 1,078.64 ton_dry (DCU bio out 1,317.81 ton 대비 81.9% 회수율) 입니다.

5.7 운송 배출(e_td) 계산

원산지별 분리 산정의 의무성 (ISCC EU 203 §4.4.3 + ISCC EU 205 §4.3.7)

본 산정이 4개 원산지(인도/인도네시아/중국/태국)별로 각각 별도 e_td를 산출하는 것은 ISCC 규정상 의무 사항입니다. ISCC EU 205 §4.3.7은 incoming GHG 값의 통합을 "product identity와 GHG 값이 모두 동일한 경우에만" 허용하며, ISCC EU 203 §4.4.3은 "원산지(country of origin)가 다른 batch의 통합(aggregation)은 명시적으로 금지"함 (203 Figure 10 참조). 즉 가중평균은 물론 "highest value" 단순화 옵션조차 적용 불가하며, 원산지별 별도 산정 + 별도 Sustainability Declaration forwarding이 강제 요건입니다. 본 보고서의 16 시나리오 분리 구조는 이 요건을 충족합니다.

운송 배출은 원산지별·구간별로 다르게 산정합니다. 각 원산지별로 e_td.Opt1.〈원산지〉 시트에서 다음 3구간을 계산합니다.

원산지별 own e_td,up (151일, kg CO₂eq/ton_dry, DCU 시점):

6. 인벤토리 분석 (LCI)

6.1 공정 입력 매트릭스 (151일 누적, bio 기준)

본 매트릭스는 「TPO 바이오유분 운영데이터 월단위합산.xlsx」의 5개 공정 시트(DCU·#1NHT·#1GHT·HCR·#1PLT)에서 2025-01~05 컬럼을 추출하여 작성되었습니다. 시트는 각 공정별로 input(보조물질·용수·에너지·유틸리티)과 output(제품·부산물·발생 에너지)을 월단위로 정리하며, 본 산정에서는 적용 기간(151일)의 누적치를 자체 e_p(own e_p) 산출의 1차 자료원으로 사용합니다.

주: 운영 데이터 시트의 단위 표기가 시간당 평균(예: kWh/h, T/H)과 월단위 합산(예: kg, Nm³)이 혼재되어 있으므로, 본 매트릭스는 단위가 명확한 「월단위 합산」 행을 우선 적용하고, 시간당 평균값 행은 적용 기간(151일 × 24h = 3,624 h)으로 환산하여 누적치를 도출했습니다. 본 매트릭스의 상세 raw 값과 환산 절차는 「TPO 바이오유분 운영데이터 월단위합산.xlsx」와 GHG 계산 워크시트에서 확인할 수 있습니다.

6.2 공정 산출 (bio 기준 151일)

§3.2 참조. ISCC EU 인증 4 제품군 + cascade intermediate:

• NHT blend [LN 34.40 + HN 38.66] = 73.06 ton_dry
• TGO (GHT) = 944.41 ton_dry
• HCR blend [KERO 16.30 + LGO 35.23 + HN 4.99] = 56.52 ton_dry
• RN (PLT) = 4.64 ton_dry
• 인증 합계 = 1,078.64 ton_dry (DCU bio out 1,317.81 ton 대비 81.9% 회수)
• HCR-HN (cascade intermediate) 4.99 ton_dry → PLT input

6.3 원료 투입 (원산지별 × 월별)

TPO 투입은 단일 mass(1,348.84 t)로 4개 원산지 분담. 원산지별 분담 비율은 별도 첨부 자료 참조 (TPO Flow xlsx).

6.4 ISCC EU 매핑

본 산정에서는 NHT 의 BIO-LN · BIO-HN, HCR 의 BIO-KERO · BIO-LGO · BIO-HN 을 각각 블렌드된 단일 인증 제품군으로 산정하고 별도 분리 보고하지 않습니다. CB 인증서 발급 시 두 블렌드 각각의 단위 CI (g CO₂eq/MJ) 를 인증 값으로 사용하며, 출하 batch 가 단일 stream 으로 분리될 경우 동일 단위 CI 를 적용합니다.

NHT blend의 LN과 RN(PLT)은 ISCC EU 카테고리 명칭은 일부 중복하나(Petrol/Naphtha), 산출 공정이 서로 달라 별개의 Coprocessing 인증 스코프에 속합니다. ISCC EU Coprocessing 인증 스코프는 "시작공정(DCU) + 후단공정 1개"의 단위로 구성되므로, NHT blend(DCU+NHT)와 RN(DCU+PLT)은 별도 스코프로 산정·인증되며 본 보고서에서도 16 시나리오 중 별개 시나리오로 구분합니다.

7. 산정 결과 (Results)

7.1 단계별 GHG Breakdown — 16 시나리오 범위

본 산정에 실질 기여하는 항은 e_p·e_td,up·e_td,down 3개이며, 다른 항은 폐기물 분류·biogenic CO₂ 처리·해당 공정 부재 등의 사유로 0입니다. 4개 원산지·4개 제품군 차이는 e_p(공정·제품별)와 e_td,up(원산지별 운송거리)에서 주로 발생합니다.

7.2 제품군별 단위 GHG (g CO₂eq/MJ)

§Executive Summary 매트릭스 재수록:

7.3 원산지별 평균 비교

원산지별 평균 CI는 인증 bio 에너지(NHT 3,212 / GHT 40,610 / HCR 2,446 / PLT 204 GJ 합 = 46,472 GJ)로 energy-weighted 가중평균합니다.

해석: TGO(GHT)가 인증 bio 에너지의 87.4%를 차지하여 가중평균은 TGO CI(약 15.15~16.42 g/MJ)에 가장 가깝게 형성됨. 4 제품군 중 PLT-RN 단일 CI 가 22.16~23.34 g/MJ로 가장 높으나, 인증 에너지 비중이 0.4%에 그쳐 가중평균에는 미미한 영향. 다만 절감률 평가에서는 PLT-RN 이 결정적 시나리오.

7.4 화석 기준값 대비 절감률 — RED II Article 29(10)(a) 50% 임계 평가

화석 comparator: 94.00 g CO₂eq/MJ (EC IR 2022/996, RED II Annex V Part C §19)

16개 시나리오 모두 50% 임계 합치. 최저 절감률은 인도산 RN의 75.17%로 임계값(50%) 대비 +25.17%p margin 확보. 최고 절감률은 중국산 TGO 의 83.88%.

8. 민감도·불확도 분석 (Sensitivity / Uncertainty Analysis)

8.1 민감 변수 식별

다음 8개 핵심 변수에 대해 ±10% 변동을 가정하여 최종 CI 영향을 평가:

1. 원산지별 TPO e_ec (received e_p) — 현 default 83.28 kg CO₂eq/ton_dry
2. 한국 grid 전력 EF — 0.4781 kg CO₂eq/kWh (EG-TIPS)
3. DCU + HCR 자체 공정 에너지 소비 (전력·H₂)
4. LNG/Fuel Gas 사용량 및 EF — 자체 boiler·heater의 천연가스/연료가스 입력 (HCR·DCU·NHT 합산이 가장 큼)
5. 스팀 사용량 및 자체 boiler EF — 5개 공정 HPS/MPS/LPS 합산 (HCR·DCU 합산이 가장 큼)
6. 폐수 발생량 및 처리 GHG 계수 — IPCC 2006 GL Vol.5 Ch.6 Tier 1 EF 의존도
7. Feedstock Factor (FF) — DCU 1.02
8. Δ_input(i) 가정 — 본 산정 0 적용 (Δ를 양수로 보정 시 영향)

8.2 핵심 가정 변경 시 50% 임계 합치 재평가

가장 보수적인 시나리오(모든 민감 변수 +10%, Δ를 추정 가능 최대치로 보정) 하에서 가장 낮은 절감률 제품(인도산 RN)은 약 70~73% 절감률 수준으로 평가됩니다 — 임계값 50% 대비 +20%p 이상 안전 여유 확보. 다른 3개 제품군(NHT blend·TGO·HCR blend)은 모든 보수 시나리오에서도 75% 이상 PASS 유지.

8.3 불확도 평가 방법 — IPCC 2006 GL Vol.1 Ch.3

본 산정은 IPCC 2006 GL Vol.1 Ch.3 Approach 1 (Error Propagation)을 적용. 변수 독립 가정 하 95% 신뢰구간 ±를 산출.

원산지별 평균 CI 95% 신뢰구간 (energy-weighted, 인도네시아 기준):

• 15.71 g CO₂eq/MJ ± 2.18 g CO₂eq/MJ (±13.9%)

PLT-RN 단일 시나리오 신뢰구간 (인도, 최저 절감률):

• 23.34 g CO₂eq/MJ ± 3.22 g CO₂eq/MJ (±13.8%) → 절감률 95% CI = 71.7 ~ 78.6%, 50% 임계 PASS margin 충분

9. 결론 및 적합성 선언 (Conclusions)

9.1 산정 결과 요약

본 보고서는 HD현대오일뱅크 대산공장의 TPO co-processing 공정을 통해 생산되는 4개 ISCC EU 인증 제품군(NHT blend [LN+HN], TGO, HCR blend [KERO+LGO+HN-cascade], RN)의 단위 GHG 배출량과 탄소집약도(CI)를 4개 원산지(인도, 인도네시아, 중국, 태국)에 대하여 산정했습니다.

• 매스밸런스 모델: DCU 출력 bio (1,317.81 ton_dry, BIO-Naphtha/CLGO/CHGO)이 NHT/GHT/HCR/PLT cascade를 거쳐 인증 bio 산출(NHT 73.06 + TGO 944.41 + HCR 56.53 + PLT 4.64 = 1,078.62 ton_dry)로 회수됨 (회수율 81.9%).
• Allocation Factor (AF): RED II Annex V Part C Point 17 (에너지 기준 배분). Primary = 직접 식별된 ISCC 인증 bio mass, Co-product = 외부 판매 산물에 mass balance 비례로 배분된 bio mass 합계. AF = E(Primary) / [E(Primary) + E(Co-product)]. DCU 0.9824 / NHT 0.8706 / GHT 0.8411 / HCR 0.4801 / PLT 0.9271.
• 16개 시나리오 CI 범위: 15.15 ~ 23.34 g CO₂eq/MJ
• 화석 기준값(94 g CO₂eq/MJ) 대비 절감률: 75.17 ~ 83.88%
• 16개 시나리오 모두 RED II Article 29(10)(a) 50% 임계 PASS (최저 margin +25.17%p, 인도산 RN)

9.2 ISCC EU 인증 scope 합치 선언

본 산정은 다음 ISCC EU 인증 요구사항에 합치합니다.

• ISCC EU 205 v4.2 §10 — Co-processing GHG 산정 가이드 적용
• ISCC 203-01 v2.0 §3.10 — Two-Scenario Benchmark Method 적용 (Δ=0 한계 명시)
• ISCC EU 202-5 v4.2 — TPO 폐기물·잔재물 분류 (e_ec=e_l=e_sca=0 처리 근거)
• ISCC EU 203 v4.2 — Mass balance 추적
• ISCC EU 201 v4.2 — System basics (인증 scope, primary product)
• EC IR 2022/996 — 자체 산정값 검증 절차, 인증서 양식 합치

9.3 한계 및 후속 권고

9.3.1 한계 명시 (4가지)

1. Δ_input(i) = 0 적용 (음의 Δ 보정) — Scenario A로 2025년 6월~12월 운영 데이터를 적용한 결과 모든 process input의 Δ가 음수로 산출. §3.10이 증분(positive Δ)만 bio에 귀속하도록 명시하므로, 음의 Δ를 크레딧으로 귀속하지 않는 보수적 처리(Δ=0)가 타당하다고 판단. 결과적으로 Step 1은 무효화되고 Step 2(비례 배분)만 실질 작동. Bio-share가 0.142%로 매우 작아 Δ 처리 방식에 따른 절대값 영향은 제한적.

2. 데이터 시점 — 2025 H1 (151일) — 2026 Q1 운영·¹⁴C 데이터 미확보. ISCC EU 205 §4.3 actual values 12개월 권고에 임박.

3. 단일 원산지 ¹⁴C 시료 대표성 — bio fraction 51%는 인도산 대표 시료(KATRI SBED26-141K~144K) 기준. 4개 원산지 모두에 동일 적용한 가정.

4. AF 분모 산입 범위 — 에너지 기준 비례 할당 — RED II Annex V Part C Point 17·18에 따라 분모는 인증 bio + 동 공정 비인증 매출 산물(co-product). 폐기물·잔류물(H₂S), 자체 소비 연료(Fuel Gas), 공정 환류(SLOP·Wash Naph), 공정 내부 처리 stream(H₂, Lean Oil, CLPS Liquid)은 분모 제외. bio 산출이 cascade 마다 0.005% ~ 0.38%의 에너지 점유율에 그쳐 AF 도 동 수준으로 산출되며, 이는 fossil co-product 와 단위 에너지당 동일한 GHG 부담을 보장하는 RED II 정합 결과. LPG 외부 판매 destination 확인을 통한 AF 정밀화는 차기 갱신 시 권고 (§9.3.2 권고 5).

9.3.2 후속 권고

• 권고 1 — 2026 Q1 데이터 가용 시 본 보고서 재산정. 갱신 시점 권고: 2026 H2 (2026-09 ~ 2026-12).
• 권고 2 — Counterfactual 비교 정밀화 — 본 산정에서는 2025-06~12 운영 데이터를 Scenario A로 적용했으나 운전 조건 차이로 음의 Δ가 도출됨. 차기 갱신 시 (i) Scenario A·B의 운전 조건 정합성 강화(feed 품질, 가동률, 정기보수 일정 정렬), (ii) LP 모델 기반 fossil-only 시뮬레이션을 통한 이론적 기준값 도입을 권고. 이를 통해 Δ를 양수 값으로 의미 있게 도출 가능 시 §3.10 Step 1(증분 귀속)을 정식 적용.
• 권고 3 — 원산지별 ¹⁴C 분리 측정 — 4개 원산지(인도/인도네시아/중국/태국) 각각의 대표 TPO 시료에 대한 ¹⁴C 분석 실시.
• 권고 4 — 외부 검토(Critical Review) — ISO 14067 §6.7 비교 주장 시 외부 검증자 검토 절차 도입.
• 권고 5 — Co-product destination 정밀화 — AF 분모에 산입된 LPG·Naphtha·HN·KERO·LGO·RN·Hydrowax·Coke 등의 실제 외부 판매 비율을 운영팀과 확인하여 분모 mass를 정확히 보정. 자체 소비분이 있을 경우 분모에서 제외.
• 권고 6 — 자체 e_p 정밀화 — own e_p의 절대값이 본 산정 결과 16 시나리오 모두 50% 임계를 +49.99%p 이상 margin으로 통과하는 결정적 요인. 전력·H₂·스팀·연료가스·폐수 항목별 attribution 정확도를 차기 갱신 시 우선 검토.

9.4 적합성 선언문

본 산정은 RED II (Directive (EU) 2018/2001) Annex V Part C §1, ISCC EU 205 v4.2 §4.3.8, ISCC 203-01 v2.0 §3.10에 따라 수행되었음. 인증 범위·정의·목표(Article 29 등)는 RED III (Directive (EU) 2023/2413) 개정 사항을 함께 참조함. ISO 14067:2018 §6 보고 요건을 충족함.

데이터 수집 기간: 2025-01-01 ~ 2025-05-31 (151일). 화석 기준값 대비 절감률 산정 근거: EC IR 2022/996 (94 g CO₂eq/MJ).

본 산정에 적용된 한계 (Δ=0, 데이터 시점 2025 H1, 단일 원산지 ¹⁴C 시료)는 §9.3에 명시되어 있으며, 차기 갱신 시 본 한계를 보완할 예정임.

4개 ISCC EU 인증 제품군의 단위 CI는 15.15 ~ 23.34 g CO₂eq/MJ로 산정되어, 16개 시나리오(4 제품군 × 4 원산지) 모두 RED II 50% 임계를 +25.17%p 이상의 margin으로 통과함. AF 는 RED II Annex V Part C Point 17 의 에너지 기준 배분 원칙에 따라 Primary product (직접 식별된 ISCC 인증 bio) 와 Co-product (외부 판매 산물에 mass balance 비례로 배분된 bio mass) 의 에너지 비례로 산정 — DCU 0.9824 / NHT 0.8706 / GHT 0.8411 / HCR 0.4801 / PLT 0.9271.

작성: 윤지용 (이시도르 지속가능연구소) / 검토: 유병덕 (이시도르 지속가능연구소) / 검증:

10. 부록 (Appendices)

부록 A. 계산 상세 (공정별·원산지별 워크시트)

본 산정의 상세 워크시트(별첨 자료, 공정별·원산지별 5개 시리즈)는 다음 파일명으로 제공됩니다.

각 시트의 §1 Received Unit Emissions / §2 FF Adjusted / §3 non-allocated / §4 allocated / §5 per-product CI 결과는 본 보고서 §7 결과 매트릭스의 직접 출처입니다.

부록 B. ¹⁴C 분석 성적서 (KATRI SBED26-141K~144K)

성적서 사본은 별첨. 핵심 정보:

• 시험 방법: ASTM D6866 (AMS)
• 시험 기관: KATRI (한국의류시험연구원)
• 시료번호: SBED26-141K, 142K, 143K, 144K
• pMC: 50.73%
• Biogenic fraction: 51.00%

부록 C. 데이터 출처 목록

부록 D. 방법론 상세 도출

§5 본문 참조. RED II Annex V Part C §1 산식, ISCC 203-01 §3.10 Two-Scenario Benchmark, ISCC EU 205 §4.3.7 FF, §4.3.8 에너지 기반 할당.

부록 E. 정의·약어집

부록 F. 외부 검토 / Critical Review

본 보고서는 ISCC CB 감사 절차로 검증되며, ISO 14067 §6.7 외부 비교 주장에 대한 별도 Critical Review는 §9.3.2 권고 4에 따라 차기 갱신 시 도입 검토.